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中经网：投资电力为时不晚缺电形势至少将延续三年，需求强劲供应偏紧。由于经济高速增长，导致电力需求今年迅速扩张，供需缺口明显扩大。据中国电力企业联合会统计，今年１－８月，全社会用电量12138.57亿千瓦时，比去年同期增长15.58%，增幅比前７个月上升0.33个百分点。其中，第二产业用电量增势平稳，１－８月用电量8961.47亿千瓦时，同比增长16.69%，比前７个月上升0.48百分点。居民生活用电则急剧增长。上海市、湖南省和江西省的城乡居民生活用电量同比增长分别高达35.2%、33.86%和30.63%。分地区来看，全国31个省市自治区中，除北京、黑龙江和云南三地外，其他地区的用电增长速度均在两位数以上。其中华东地区和中南地区的用电增长高于全国平均水平，分别为18.04%和16.94%。由于用电量增加，导致电力供应出现严重短缺。今年夏季，电力紧缺的省份有18个，7、8两个月全国各地区累计拉闸限电超过14万条次，全国累计限电量达19亿千瓦时，各电网最大日拉闸限电负荷之和超过4000千瓦。其中经济最为发达的广东、上海、浙江、江苏等地电力供需间的缺口最大。全国用电紧张的局面刺激了电力生产的增长。今年头10个月，全国发电量15121.27亿千瓦时，比去年同期增长15.4%。目前，我国经济将继续保持良好的发展态势，考虑到随着冬季用电高峰期的到来，加上冬季取暖，预计全国对电力需求继续保持较快的增长；而由于水电进入枯水期而较少出力，部分长周期大负荷运行的火电机组将进行检修，电力供应只能保持稳定增长。因此，电力供求形势继续趋紧，部分地区电力供应形势仍不容乐观。据此，可以预计，今年全国电力需求增长将达14％至15％，用电量将达到18680亿千瓦时至18844亿千瓦时，创30年来年用电量增速最快纪录。各大电网最高发电负荷都高于去年同期水平，设备利用率普遍提高。短缺局面延续到2006年,电力紧张局面还将持续下去。1996-1999年期间中国经济处于调整阶段，经济增长减速，电力消费的增长速度随之下降，电力消费弹性系数小于１。2000年后，中国经济克服了亚洲金融危机的影响，政府采取了积极的财政政策和稳健的货币政策，为经济的增长注入了活力，使ＧＤＰ连续几年高增长。用电需求也由此摆脱了低迷状态，恢复到了两位数的增长。2002年电力消费的增长超过经济增长率3.3个百分点，使电力消费弹性系数连续3年大于１，而2002年高达1.45，今年预计将高于去年。去年的电力供需格局是总体平衡、局部供应紧张，而今年转变为总体偏紧、局部地区在尖峰期严重缺电。造成部分地区电力供应紧张的根本原因在于，前几年需求预测存在偏差，导致电力投资增长速度放缓，新增装机容量低于同期的电力需求增长，从而加剧了供需矛盾。中国电监会预计，明后两年，中国电力供需形势仍将严峻，缺电情况要到2006年后才可能逐渐缓解。新增电力需求主要来自以下几个方面：1、投资拉动型的工业用电快速增长：近两年，国家增发国债带动相关投资，使工业、建筑业，甚至关联的交通运输邮电业都出现了快速发展。这些产业的发展需要更多的电力支撑。2002年工业用电增长12.3%，高于全社会用电增长率0.7个百分点，增幅比上年高出3.7个百分点。建筑业和交通运输邮电业的增速分别达到13.7％和14.2％，也高于上年增长率4.7和2.2个百分点。工业用电比重由上年的71.4%提高到2002年的71.9％。2、季节性负荷特性日益明显：随着经济发展和人民生活水平的提高，近几年电力负荷特性发生了较大变化。特别是空调数量的不断增加，气温对用电负荷的影响越来越大，部分地区全年最高负荷逐步由冬季向夏季转移（如华北、山东、华东电网），导致年最大负荷增长的波动性增大，各电网日负荷率、年负荷特性值均呈逐年下降趋势，调峰矛盾日趋突出。2002年华中、川渝地区夏季制冷负荷一度达到电力负荷的1/3，华东达到28.7％，京津唐达到28.9％，由此导致电网最大负荷超过发电量的增长。投资主体趋向多元,电力投资主体初现多元化格局1970年代以来，中国遭遇了长达20多年的缺电。1980年代初，国家开始对电力投融资体制和电价进行改革后，出现了多投资主体、多资金渠道和多种办电模式，拓宽了资金渠道。目前，电力行业投资经营主体共有五方：一是原国电系统重组的国有五大发电公司，每家约拥有3000万千瓦的装机和数百亿资产，堪称中国电力市场中重量级的竞争对手；二是仍为国字号的三峡总公司、国投电力公司和国华电力公司；三是地方国有企业，全国43家地方电力投资公司拥有电力资产1752亿元、发电容量5539万千瓦，占全国电力装机的17％；四是外商直接投资项目3700万千瓦；五是民间资本也崭露头角，如中国民营企业林凤集团已经购买了投资额30亿元的四川嘉陵电力有限公司51％的股权。以上五大发电投资主体，虽然力量不很均等，特别是民间资本尚属弱小，但是电力改革后利好、稳定的投资回报和市场的开放，会吸引更多的社会资本进入。不同电源投资构成略有不同,水电投资资金来源有三个特点：第一，商业银行贷款、开发银行贷款依然是资金的主要来源渠道，但商业银行贷款所占比例有所下降，而开发银行贷款则成为最主要的资金来源，两者所占比例分别为24.8%、26.8%，合计超过总投资的一半以上；第二，水电企业自有资金比较雄厚，投资比例占1/5强；第三，水电投资中利用外资较少，仅3.15%％，究其原因，显然和水电投资周期长，回收时间相对较长有关。从火电投资的资金构成看，商业银行贷款是主要来源，占火电总投资的比例高达35%左右，远远高于其他来源。除此之外，利用外资、从开发银行获得贷款、以及企业自有资金也是火电投资的重要来源，三者所占比例依次为19.75%、17.16%、12.68%。以上四项投资在总投资中比例合计为85%左右。与火电、水电投资不同的是，核电投资中，外资占有绝对优势，比例达到54.87%，主要原因是大型核电设备以及技术需要国外进口，并提供进口信贷和其他外资。至于电网工程投资，一半以上来自银行贷款（包括商业银行贷款和开发银行贷款），外资和企业自有资金相对较少，但是三峡基金对建设三峡的送出工程比例不低，达7.28%。投资机会仍然很多目前，中国的电力市场仍然是成长型市场，投资的风险相对市场变幻大的其他行业要小得多。只要投资得当，资金回报率能够达到10-12%左右。电力亟需大量投资根据国家统计局全口径统计，近10年来，电力工业固定资产投资占能源工业固定资产投资的比重一直保持较大份额，尤其是在近5年中，电力工业固定资产投资占整个能源产业投资的比重超过2/3。电力行业是能源投资的重中之重。近5年，电力工业固定资产投资年平均增长6.58%，高于能源行业4.61%的年均增长率。但是，由于预测失误，2001年和2002年电力固定资产投资与2000年相比有所下降，这是导致近两年电力供应出现短缺的重要原因之一。2002年全国电力工业固定资产投资开始回升，全年完成2297亿元。据国家电网公司预测，电力行业未来10年将保持6.6%－7.0%的年均增长率。由于需求强劲，电力行业将需要大量投资。2003-2020年，我国年均新增装机容量将超过3000万千瓦，投资1200亿元。事实上，电力需求强劲是一种全球性现象。国际能源署（IEA）最近公布的研究报告显示，在未来30年里，全球私人投资者和政府必须向电力产业投资10万亿美元，而中国电力产业所需投资将超过2万亿美元。投资结构基本不变在电力产业内部，电源投资增长速度明显低于电网投资。在十五期间，电网投资的年平均增长速度达到9.6%，而同期电源的投资仅增长0.2%。这使电网的投资比重迅速从1/3提高到40%，2002年更是提高到占电源投资的77%。但随着电力短缺局面日益严重，预计电源投资将呈现快速增长态势。从电源结构看：由于中国能源资源以煤为主，因此，至少在2020年以前，燃煤发电仍处于稳定发展阶段。目前，发电用煤约占煤产量的50%左右，预计2020年将要有70%以上的煤要用于发电，发电用煤达到14亿吨；届时，煤电装机仍将占全部装机的70%左右，约为6亿千瓦。煤电将主要集中在煤炭基地，如山西、陕西、内蒙西部和贵州等地区。煤电的装机规模，将遵循大容量、高参数、高效率的技术装备政策发展，即今后将以建设30万、60万千瓦以上的超高压、超超高压的燃煤机组为主。而且要发展SO2、NOX低排放的发电技术，如循环硫化床（FBC、PFBC）、煤气整体联合循环（IGCC）等。以后新建的机组均需安装脱硫装置和高效除烟装置。水电是清洁和优质能源，处于优先发展地位，是国家产业政策积极支持的能源开发领域。今后开发的重点是黄河、长江上中游、雅鲁藏布江的中下游、珠江、怒江和黑龙江７条大河。2020年水电装机将达到2亿千瓦，是目前的1倍多，具有很大开发潜力。但水电是长线投资项目，资金需求规模大，并且有一系列的征地、移民、搬迁等复杂问题。中国政府正在积极制定和实施发展规划，适度发展核电。核电主要建在东南沿海缺能、并且建设其他电厂对环境影响较大的地区。目前核电的千瓦投资较高，是火电的2倍左右。但核电运行成本低，因此从长期看，有稳定的投资收益。“十五”期间，随着大力开发西部和西气东输工程的建成，天然气将大规模地运用在发电领域。西气东输的终端——华东江、浙、沪地区，以及利用陕西天然气的北京市和引进液化天然气（LNG）的广东、福建等地区，将是中国发展天然气电厂的重点地区。电网投资方面，为实现“全国联网、西电东送”的发展战略，今后电网建设将以三峡为中心建设东西南北四个方向的联网和送电线路，以“南北互供，大区互联为主线”，积极推进跨大区电网之间与独立省网之间的互联。投资收益稳定资金密度大：水火电机组的综合造价，每千瓦达到6000-7000元，若投资建设一座10万千瓦的常规水电或火电站，总投资一般需要几亿元资金。建设周期比较长：2台30万－60万千瓦的火电机组从开工到建成投产一般需2-3年，大中型水电项目工期为4-8年。资金回报相对稳定：资金回报率能够达到10%-12%左右。只要是符合国家发展电力产业的技术装备政策，并且预先作了充分市场调查（投资地区的实际电力需求），确认有足够的市场空间可以发展，投资电力行业就能稳定赢利。目前，中国的电力市场仍然是成长型，从中长期看电力供应不但不过剩而且不足。因此，投资的风险相对市场变幻大的其他行业要小得多。从主要的财务指标看，三种发电方式的资产负债率基本相同。从成本费用率、产值利润率等指标来看，水电、核电都高于整个电力行业的平均盈利水平。尤其是核电，产值利润率维持在30%以上，远高于火电9%％左右、全行业10%左右的利润率。煤电、风电均为短线投资项目。水电和核电的前期工作量大，投资规模大、建设周期长，但市场风险较低，项目的财务回报一般很乐观。四点投资建议电力市场化改革，将把电力企业置于市场风险之中。规避风险，是电力投资者和经营者努力的方向。为此，投资者应做好拟建项目的地区电力需求预测，规避电力供应风险；做好投融资合理结构，规避融资风险；做好设备选型和采购，规避技术设备风险；做好建设经营管理，规避建设和运营风险等。作为排污大户，欲投资燃煤发电项目者，尤其是考虑到环保因素。７月１日起实施的《排污费征收使用管理条例》对煤电企业构成很大影响，以二氧化硫收费来看，一是由超标收费变为总量收费，每公斤收费标准从0.2元变为0.63元，其二氧化硫总缴费量将提高数倍。加之其他污染的收费，治理二氧化硫的投资平均增加500元／千瓦。投资者必须考虑到，环保法规将不断趋严，总量控制要求进一步强化，火电厂污染物排放标准正向严格方向修订，环保执法的力度也不断加大，企业在污染控制方面的投资将会越来越大。当然，为鼓励燃煤电厂脱硫，政府也可能制定燃煤电厂上网电价折价办法，这可能会减少环保投资对企业利润的挤占。电力投资者在进行决策时应着重考虑以下几点：（1）投资决策前必须做好可行性研究，明确市场范围和投资条件，进一步考虑投资和建设规模、机组类型以及投资方式。（2）注意市场化改革对项目的影响。要使项目具有良好投资效益，在竞价上网中具有一定的竞争力。