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2007年1～11月，电力、热力的生产和供应行业共实现产品销售收入22868.57亿元，同比增长20.01%。电力和热力生产供应业实现利润1661.27亿元，比上年同期增长466.21亿元，同比增长39.01%。全社会用电量高速增长，达到32458亿千瓦时，同比增长14.4%，增幅比上年上升0.26 个百分点。
2007年1～11月，电力生产业完成工业总产值8472.29亿元，电力供应业完成工业总产值12724.24亿元，同比分别增长21.16%和20.37%。火力发电业在我国电力生产业中一直占据着主要地位。2007年1～11月火力发电业工业总产值达到了7233.54亿元，同比增长20.85%，占同期电力生产业工业总产值的85.38%。2007年1～11月，电力生产业实现利润964.42亿元;电力供应业实现利润698.97亿元。2007年全国电力工业持续快速健康发展，供需形势进一步缓和，全国供需总体基本平衡，较好地满足了国民经济发展对电力的强劲需求，上大压小开局顺利，结构调整取得阶段进展，节能降耗成效明显。全年发电量完成32086.86亿千瓦时，同比增长14.9%;其中水电4343.25亿千瓦时，约占全部发电量13.54%，增长15.41%;火电27012.56亿千瓦时，约占全部发电量84.19%，增长14.62%；核电621.3亿千瓦时，约占全部发电量1.94%，增长16.26%。
一、2007年电力行业运行情况
（一）总体生产情况
国家标准行业分类中，电力行业是指电力、热力的生产和供应业。包括电力生产、电力供应、热力生产和供应三个子行业。2007年1～11月，电力、热力的生产和供应业工业总产值达到了21587.84亿元，同比增长20.68%。其中，电力生产业完成工业总产值8472.29亿元，电力供应业完成工业总产值12724.24亿元，热力生产和供应业完成工业总产值391.30 亿元，同比分别增长21.16%、20.37%和20.27%。火力发电业在我国电力生产业中一直占据着主要地位。2007 年1～11月火力发电业工业总产值达到了7233.54亿元，同比增长20.85%，占同期电力生产业工业总产值的85.38%。
（二）总体销售情况
2007年1～11月，电力、热力的生产和供应行业共实现产品销售收入22868.57亿元，同比增长20.01%。其中，电力生产业、电力供应业和热力生产供应分别实现销售收入8626.31亿元、13840.60亿元和401.65亿元，分别比上年同期增长20.35%、19.8%和19.85%。在电力生产业内部，1～11月，火力发电业、水力发电业和其他能源发电业销售收入分别比上年同期实现了20.33%、20.17%、和72.57%的增长。核力发电业也由8月末的增长1.27%增长为8.75%。
（三）企业效益情况
2007年1～11月，电力和热力生产供应业实现利润1661.27亿元，比上年同期增长466.21亿元，同比增长39.01%。其中电力生产业实现利润964.42亿元;电力供应业实现利润698.97亿元;热力生产供应业亏损2.12亿元。在电力生产业内部，火力发电业实现利润649.57亿元，比上年同期增加77.29亿元;水力发电业实现利润246.90亿元，比上年同期增长65.24亿元;核力发电业实现利润59.98亿元，比上年同期增长5.81亿元;其他能源发电业7.98亿元。电力行业利润增长主要是由火电拉动的，其利润占整个电力生产业利润总额的67.35%。1～11月，在电力、热力的生产和供应业销售收入增长20.01%的情况下，销售成本增长了19.64%。其中，电力生产业的成本增长20.23%。
（四）偿债能力分析
截至2007年11月末，电力行业的资产负债率为57.9%。电力生产业的资产负债率环比提高了0.09个百分点，其中，除了水力发电业环比有所下降外；其他发电行业均有所提高。电力供应业的资产负债率环比提高了0.16个百分点。
（五）投资和基建情况
2007年1～11月，城镇固定资产投资100604.61亿元，同比增长26.8%。分行业看，电力、热力的生产与供应业投资6791.53亿元，同比增长9.5%。电力基本建设与投资方面，2007年全国共完成电力基本建设投资5492.9亿元，其中电源建设3041.5亿元，电网建设投资2451.4亿元。2007年全国基建新增的发电装机容量10009万千瓦，其中水电1306.5万千瓦，火电8185.35万千瓦，风电296.17万千瓦；新增220千伏及以上输电线路回路长度4.15万公里，新增220千伏及以上变电设备容量18848万千伏安。
二、2007年火电和水电生产情况
（一）火力发电
2007年1～12月，全国火力发电量累计达到27012.56亿千瓦小时，比上年同期增长14.62%。分地区来看，山东、江苏、广东、河南、内蒙古、山西、河北和浙江省的火力发电量均超过1500亿千瓦小时，这些地区的火力发电总量达到15933.13亿千瓦小时，占全国火力发电量的58.98%。从增速来看，全国共有18个地区的增速超过全国平均增速，其中增长最快的是广西壮族自治区，达35.59%。
（二）水力发电
2007年，全国加大了电源结构调整力度，水电建设步伐加快，三峡电站已经有21台机组投产，发电能力达到1480万千瓦。龙滩、小湾、构皮滩、瀑布沟、锦屏、拉西瓦、向家坝、溪洛渡等一批大型水电站相继开工建设，其中一些项目的部分工程投产发电；金沙江水电开发全面启动，溪洛渡电站于11月8日实现截流。
2007年1～12月，全国水力发电量为4343.25亿千瓦小时，同比增长15.41%，增幅比上季度有明显提高。分区域来看，湖北、四川、云南、贵州、福建、广西和湖南几个省区的水力发电量均超过了250亿千瓦时，合计发电3265.51亿千瓦小时，占水力总发电量的75.19%。从增长速度来看，10个地区的水电增长速度超过了全国平均水平，山东省更是出现了猛增。
水能资源是清洁可再生能源，大部分集中在中西部地区，其资源分布与城乡和区域经济协调发展的战略布局相一致。在保护生态基础上有序开发水能资源、加快水电发展，对缓解能源供需矛盾、改善能源结构、保护生态环境、促进经济社会可持续发展具有十分重要的战略意义和不可替代的重要作用。来自水利部的统计数据显示，全国可开发农村水能资源1.28亿千瓦，居世界第一位。截至2006年年底，全国已建成农村水电站4万多座，年发电量1500多亿度。全国水电三分天下有其一，成为国家电力供应的重要组成部分，我国二分之一的地域、三分之一的县、四分之一的人口主要依靠农村水电供电。2007年，全国新增水电装机超过1500万千瓦，其中农村水电600万千瓦。2008年我国将大力发展农村水电事业，预计新增装机400万千瓦。
三、行业热点问题
（一）我国电力市场需求将维持十分旺盛的态势
在相当长时期内，我国电力市场需求将维持十分旺盛的态势。初步预测“十一五”期间，全社会需电量增长平均将达7.8%，发电装机容量增长速度可望达到10.6%。到2010年，预计全国发电装机将达8.5亿千瓦左右，而全社会用电是在3.6万亿千瓦时以上，届时发电设备综合利用小时可降到4300小时左右，标志着电力供应总能力与总需求在宏观上进入平衡状态，为电力的稳定可靠供应奠定了基础。
由此可见，我国电力建设将是任重道远。预测从现在到2020年15年期间，平均每年要新增装机容量在4500～4700万千瓦，加上小机组和超期服役机组的更新改造，平均每年建设规模将达5000万千瓦以上。初步测算到2020年全国需要发电装机容量在12亿千瓦以上，电量在5.6万亿千瓦时上;相应需要发电用煤18亿吨，天然气400亿立方米；同时电力建设与生产对环境的影响也十分严峻，预测届时火电CO2排量达46亿吨，SO2达3000万吨；对环境造成巨大压力，治理的任务十分繁重。
电力的这种巨大需求，是由我国经济社会发展阶段所决定的，是经济发展本身规律的必然，也是建设能源资源节约型社会的需要。主要发达国家在重化工时期，都以大量生产、大量消费、大量废弃物为特征的。在上世纪100年里，拥有世界人口15%的发达国家，先后完成了工业化，但消耗了世界60%的自然资源，尤其是能源资源。我国现阶段也进入重化工阶段，然而却已不具备这种发展模式的条件。现在中央及时提出立足于科学发展观，建设节约型和环境友好型社会及其能源体系，就显得尤为及时与重要。
预计到2020年，中国发电装机容量达到10亿千瓦，全社会用电量将超过6万亿千瓦时。2007年上半年，中国电力供需基本平衡，但这种平衡仍是低水平的，发展仍是中国电力工业的首要任务。2006年，中国发电装机容量已达到6.24亿千瓦，全社会电力消费总量2.8248万亿千瓦时，人均用电量约2149千瓦时，大致相当于美国的1/7，日本的1/4，韩国的1/3;人均生活用电量仅为246千瓦时，大致相当于美国的1/20，日本的1/10。
此外，2007年上半年，中国发电装机利用小时数为5800小时，仍然保持较高水平，发电企业整体利润也趋于正常。未来十多年，中国国民经济将继续持续较快发展，工业化、城镇化、市场化、国际化步伐加快，人民生活进一步改善。与此相适应，电力需求仍将继续保持稳定增长的态势。电力工业将迎来更为广泛的发展空间，预计2007年至2010年全社会用电量的年均增速在10%左右。考虑到电力结构、备用容量和电力建设周期等特征，因此在供需相对缓和的情况下，要保持一定的规模、速度的投资，避免电力发展的大起大落，使电力适当超前发展，有利于电源结构的调整和节能减排目标的实现。
（二）核电定价将由政府定价走向由市场定价
国家发改委2007年11月下发的《核电中长期规划》（以下称《规划》），首次明确核电电价今后要参与市场竞争。认为，这意味着核电电价将由政府定价走向由市场定价。《核电中长期规划》（2005～2020年）对长期来束缚中国核电发展的许多重要问题进行了闸述。其中《规划》指出，核电项目建成后要参与市场竞争。“按国家电价改革的方向和有关规定，核电企业可与电力用户签订购售电合同，自行协商电量与电价。与核电发展相关的科研、设计、制造、建设和运营等环节也要建立以市场为导向的发展机制。在核燃料供应环节，建立核燃料生产和后处理的专业化公司，形成与世界核燃料市场接轨的价格体系，为核电发展提供可靠的燃料保障和后处理等相关服务。”
目前，我国电价全部实行政府定价。但2007年早些时候下发的《关于“十一五” 深化电力体制改革实施意见的通知》中明确，“逐步实现发电企业竞价上网”，逐步建立公平竞争的市场机制。“《规划》其实明确了核电电价今后也要实行市场竞价。”国电动力经济研究中心一位专家表示。2007年8月份，秦山第三核电有限公司与中国原子能工业公司首次参照国际市场铀价，签订了商业化天然铀采购合同。这意味着核电原料的定价机制发生重大改革，开始走向市场化。
目前建成和在建的870万千瓦核电机组中有720万千瓦分别从法国、加拿大和俄罗斯进口，中国自主设计、自主建造的核电站只有秦山一期30万千瓦和秦山二期两台60万千瓦核电机组。秦山核电基地党委书记胡海云说，中国自主设计的秦山一期、秦山二期核电站的单位造价为1330美元/千瓦，而同期从国外引进的核电站建造成本约为2000美元/千瓦，全盘引进要比“以我为主”建成的核电造价高出三分之一。
（三）西北电网超额完成全年售电任务
2007年，西北电网系统全年售电量达1814.94亿千瓦时，同比增长14.50%，超额完成全年售电目标任务。西北电网省间交易电量51.77亿千瓦时，向华中送电30.06亿千瓦时，较好地完成了年度计划。
2007年，西北五省（区）全社会用电量2316.51亿千瓦时，同比增长15.10%，比近三年同期增幅高1.73个百分点。新疆全社会用电量增幅最高，为17.97%，其次为青海，增幅达16.78%。陕西全社会用电量654.11亿千瓦时，增幅12.64%，其中榆林地区社会用电量增幅25.99%，拉动陕西增长率提高了1.71个百分点。进入冬季，西北电网负荷连创新高，连续17次突破历史最高纪录。
面对西北经济社会快速发展对电力的需求，西北电网公司加强对系统主要营销指标的分析通报工作，充分利用西北电网经济活动分析会平台，及时了解全网各项生产经营指标完成情况，分析全网经济运行特点，确定重点工作和相关措施。五省（区）公司加强电力需求侧管理，大力开拓市场，增供扩销，做好优质服务，促进了售电量稳步增长。公司系统全年售电量增幅同比上升了1.65个百分点，比近三年平均增长率高1.68个百分点，完成年度计划的101.39%。大工业用电增长显著，依然是带动地区售电量增长的主要因素，对西北电网售电量增长的贡献率为83.29%。
（四）2007年美国电煤消费量增长2.2%
根据EIA11日发布的短期能源展望，2007年美国用于发电的煤炭消费量预计将增长2.2%，占美国煤炭消费量的90%以上。电力消耗增长缓慢，并且随着燃气发电和水利发电的增加，在2008年电力行业的煤炭消费量将下跌0.5%。2006年，美国煤炭总产量增加了2.8%，2007年预计将下降1.0%。2007年，内陆地区的煤炭产量可望持续小幅增长0.5%。2008年煤炭消费量预计下降，再加上不断利用库存，将导致2008年煤炭生产量总额下降1.7%，其中所有煤炭生产地区的产量将下跌。
其中，2007年增长的28%的煤炭消耗量将由现有的主要库存（生产者/分销商）和其它库存（消费部门）来供应。预计所有煤炭库存为1.8亿吨，整体将下降3.6%，在2008年主要库存将下降11.2%，其它库存将比2007年低2.2%。
（五）2008年煤炭价格将继续上涨
2007年7月份以来国内煤价不断上涨。1～10月，大同优混、山西优混和普通优混平均价格分别为474元/吨、438元/吨和304元/吨，同比分别上涨8.49%、8.67%和6.02%。其中，大同优混和山西优混平均涨幅较去年分别提高4%和7%。11月开始煤炭价格再度加速上涨，12月份下旬更是再次飙升，截至2008年1月2日秦皇岛大同优混煤的平仓价达到560元，比2007年1月份上涨50元，坑口价涨幅更大，截至2007年12月30日大同动力煤装车价达到350元，比2007年1月份上涨约90元。
2008电煤合同签订情况：2008年纳入铁路运力衔接的重点合同量为7.85亿吨，其中电煤5.85亿吨，其中五大电力集团重点合同电煤约34亿吨，12月17日重点煤炭合同汇总已经结束，主要电煤价格每吨上涨30～40元，涨幅10%。国家发改委发布的一份报告表示，2008 年煤炭供求总体平衡，平均价格将继续上涨。其中，动力煤供需形势向偏紧方向发展的可能性较大，但价格上调面临阻力；炼焦煤供应将继续偏紧，预计价格涨幅在15%至20%的区间内。
初步预测，2008年国民经济仍将保持平稳较快增长，固定资产投资、尤其是重工业投资增幅有望回落，房地产开发投资仍将高速增长。从影响煤炭需求的因素来看，一方面，西部大开发、振兴东北、中部崛起、开发环渤海经济区等区域发展战略继续推进，新农村建设渐入高潮，将带动煤炭需节能减排政策效应强化，将继续压低煤炭需求增幅。综合来看，2008年煤炭需求仍将保持总体基本旺盛态势，煤炭需求量适度增长，但增幅将回落到6%至8%的区间内。从影响煤炭供给的因素来看，预计2008年将有2.5亿吨/年以上的煤炭产能投产，减去可能被淘汰的落后小煤矿产能，煤炭产能增长将维持在现有水平。而炼焦煤生产能力增加幅度相对较小。同时，铁路运煤能力增幅回落，部分地区运输瓶颈制约将略有加剧。此外，受人民币升值幅度较大，煤炭出口成本上升，长协合同签订量下降，国家控制出口的政策效应还将继续显现等因素影响，煤炭出口继续回升的空间已经十分有限，预计2008年大部分时间将保持煤炭净进口状态。
从总体来看，判断2008年以运定产的基本格局不会改变，煤炭供求总体基本平衡的格局不会改变；由于铁路运力以及有效供给增幅较小，动力煤供需形势向偏紧方向发展的可能性较大。由于炼焦煤生产能力增幅和运输能力增幅处于低谷期，炼焦煤供应仍将偏紧。预计2008年煤炭平均价格将继续上涨。其中,电煤价格将小幅上涨，但上涨难度加大;炼焦煤价格将有较大幅度上涨。
2007年1～11月，电力生产业完成工业总产值8472.29亿元，电力供应业完成工业总产值12724.24亿元，同比分别增长21.16%和20.37%。火力发电业在我国电力生产业中一直占据着主要地位。2007年1～11月火力发电业工业总产值达到了7233.54亿元，同比增长20.85%，占同期电力生产业工业总产值的85.38%。2007年1～11月，电力生产业实现利润964.42亿元;电力供应业实现利润698.97亿元。2007年全国电力工业持续快速健康发展，供需形势进一步缓和，全国供需总体基本平衡，较好地满足了国民经济发展对电力的强劲需求，上大压小开局顺利，结构调整取得阶段进展，节能降耗成效明显。全年发电量完成32086.86亿千瓦时，同比增长14.9%;其中水电4343.25亿千瓦时，约占全部发电量13.54%，增长15.41%;火电27012.56亿千瓦时，约占全部发电量84.19%，增长14.62%；核电621.3亿千瓦时，约占全部发电量1.94%，增长16.26%。
一、2007年电力行业运行情况
（一）总体生产情况
国家标准行业分类中，电力行业是指电力、热力的生产和供应业。包括电力生产、电力供应、热力生产和供应三个子行业。2007年1～11月，电力、热力的生产和供应业工业总产值达到了21587.84亿元，同比增长20.68%。其中，电力生产业完成工业总产值8472.29亿元，电力供应业完成工业总产值12724.24亿元，热力生产和供应业完成工业总产值391.30 亿元，同比分别增长21.16%、20.37%和20.27%。火力发电业在我国电力生产业中一直占据着主要地位。2007 年1～11月火力发电业工业总产值达到了7233.54亿元，同比增长20.85%，占同期电力生产业工业总产值的85.38%。
（二）总体销售情况
2007年1～11月，电力、热力的生产和供应行业共实现产品销售收入22868.57亿元，同比增长20.01%。其中，电力生产业、电力供应业和热力生产供应分别实现销售收入8626.31亿元、13840.60亿元和401.65亿元，分别比上年同期增长20.35%、19.8%和19.85%。在电力生产业内部，1～11月，火力发电业、水力发电业和其他能源发电业销售收入分别比上年同期实现了20.33%、20.17%、和72.57%的增长。核力发电业也由8月末的增长1.27%增长为8.75%。
（三）企业效益情况
2007年1～11月，电力和热力生产供应业实现利润1661.27亿元，比上年同期增长466.21亿元，同比增长39.01%。其中电力生产业实现利润964.42亿元;电力供应业实现利润698.97亿元;热力生产供应业亏损2.12亿元。在电力生产业内部，火力发电业实现利润649.57亿元，比上年同期增加77.29亿元;水力发电业实现利润246.90亿元，比上年同期增长65.24亿元;核力发电业实现利润59.98亿元，比上年同期增长5.81亿元;其他能源发电业7.98亿元。电力行业利润增长主要是由火电拉动的，其利润占整个电力生产业利润总额的67.35%。1～11月，在电力、热力的生产和供应业销售收入增长20.01%的情况下，销售成本增长了19.64%。其中，电力生产业的成本增长20.23%。
（四）偿债能力分析
截至2007年11月末，电力行业的资产负债率为57.9%。电力生产业的资产负债率环比提高了0.09个百分点，其中，除了水力发电业环比有所下降外；其他发电行业均有所提高。电力供应业的资产负债率环比提高了0.16个百分点。
（五）投资和基建情况
2007年1～11月，城镇固定资产投资100604.61亿元，同比增长26.8%。分行业看，电力、热力的生产与供应业投资6791.53亿元，同比增长9.5%。电力基本建设与投资方面，2007年全国共完成电力基本建设投资5492.9亿元，其中电源建设3041.5亿元，电网建设投资2451.4亿元。2007年全国基建新增的发电装机容量10009万千瓦，其中水电1306.5万千瓦，火电8185.35万千瓦，风电296.17万千瓦；新增220千伏及以上输电线路回路长度4.15万公里，新增220千伏及以上变电设备容量18848万千伏安。
二、2007年火电和水电生产情况
（一）火力发电
2007年1～12月，全国火力发电量累计达到27012.56亿千瓦小时，比上年同期增长14.62%。分地区来看，山东、江苏、广东、河南、内蒙古、山西、河北和浙江省的火力发电量均超过1500亿千瓦小时，这些地区的火力发电总量达到15933.13亿千瓦小时，占全国火力发电量的58.98%。从增速来看，全国共有18个地区的增速超过全国平均增速，其中增长最快的是广西壮族自治区，达35.59%。
（二）水力发电
2007年，全国加大了电源结构调整力度，水电建设步伐加快，三峡电站已经有21台机组投产，发电能力达到1480万千瓦。龙滩、小湾、构皮滩、瀑布沟、锦屏、拉西瓦、向家坝、溪洛渡等一批大型水电站相继开工建设，其中一些项目的部分工程投产发电；金沙江水电开发全面启动，溪洛渡电站于11月8日实现截流。
2007年1～12月，全国水力发电量为4343.25亿千瓦小时，同比增长15.41%，增幅比上季度有明显提高。分区域来看，湖北、四川、云南、贵州、福建、广西和湖南几个省区的水力发电量均超过了250亿千瓦时，合计发电3265.51亿千瓦小时，占水力总发电量的75.19%。从增长速度来看，10个地区的水电增长速度超过了全国平均水平，山东省更是出现了猛增。
水能资源是清洁可再生能源，大部分集中在中西部地区，其资源分布与城乡和区域经济协调发展的战略布局相一致。在保护生态基础上有序开发水能资源、加快水电发展，对缓解能源供需矛盾、改善能源结构、保护生态环境、促进经济社会可持续发展具有十分重要的战略意义和不可替代的重要作用。来自水利部的统计数据显示，全国可开发农村水能资源1.28亿千瓦，居世界第一位。截至2006年年底，全国已建成农村水电站4万多座，年发电量1500多亿度。全国水电三分天下有其一，成为国家电力供应的重要组成部分，我国二分之一的地域、三分之一的县、四分之一的人口主要依靠农村水电供电。2007年，全国新增水电装机超过1500万千瓦，其中农村水电600万千瓦。2008年我国将大力发展农村水电事业，预计新增装机400万千瓦。
三、行业热点问题
（一）我国电力市场需求将维持十分旺盛的态势
在相当长时期内，我国电力市场需求将维持十分旺盛的态势。初步预测“十一五”期间，全社会需电量增长平均将达7.8%，发电装机容量增长速度可望达到10.6%。到2010年，预计全国发电装机将达8.5亿千瓦左右，而全社会用电是在3.6万亿千瓦时以上，届时发电设备综合利用小时可降到4300小时左右，标志着电力供应总能力与总需求在宏观上进入平衡状态，为电力的稳定可靠供应奠定了基础。
由此可见，我国电力建设将是任重道远。预测从现在到2020年15年期间，平均每年要新增装机容量在4500～4700万千瓦，加上小机组和超期服役机组的更新改造，平均每年建设规模将达5000万千瓦以上。初步测算到2020年全国需要发电装机容量在12亿千瓦以上，电量在5.6万亿千瓦时上;相应需要发电用煤18亿吨，天然气400亿立方米；同时电力建设与生产对环境的影响也十分严峻，预测届时火电CO2排量达46亿吨，SO2达3000万吨；对环境造成巨大压力，治理的任务十分繁重。
电力的这种巨大需求，是由我国经济社会发展阶段所决定的，是经济发展本身规律的必然，也是建设能源资源节约型社会的需要。主要发达国家在重化工时期，都以大量生产、大量消费、大量废弃物为特征的。在上世纪100年里，拥有世界人口15%的发达国家，先后完成了工业化，但消耗了世界60%的自然资源，尤其是能源资源。我国现阶段也进入重化工阶段，然而却已不具备这种发展模式的条件。现在中央及时提出立足于科学发展观，建设节约型和环境友好型社会及其能源体系，就显得尤为及时与重要。
预计到2020年，中国发电装机容量达到10亿千瓦，全社会用电量将超过6万亿千瓦时。2007年上半年，中国电力供需基本平衡，但这种平衡仍是低水平的，发展仍是中国电力工业的首要任务。2006年，中国发电装机容量已达到6.24亿千瓦，全社会电力消费总量2.8248万亿千瓦时，人均用电量约2149千瓦时，大致相当于美国的1/7，日本的1/4，韩国的1/3;人均生活用电量仅为246千瓦时，大致相当于美国的1/20，日本的1/10。
此外，2007年上半年，中国发电装机利用小时数为5800小时，仍然保持较高水平，发电企业整体利润也趋于正常。未来十多年，中国国民经济将继续持续较快发展，工业化、城镇化、市场化、国际化步伐加快，人民生活进一步改善。与此相适应，电力需求仍将继续保持稳定增长的态势。电力工业将迎来更为广泛的发展空间，预计2007年至2010年全社会用电量的年均增速在10%左右。考虑到电力结构、备用容量和电力建设周期等特征，因此在供需相对缓和的情况下，要保持一定的规模、速度的投资，避免电力发展的大起大落，使电力适当超前发展，有利于电源结构的调整和节能减排目标的实现。
（二）核电定价将由政府定价走向由市场定价
国家发改委2007年11月下发的《核电中长期规划》（以下称《规划》），首次明确核电电价今后要参与市场竞争。认为，这意味着核电电价将由政府定价走向由市场定价。《核电中长期规划》（2005～2020年）对长期来束缚中国核电发展的许多重要问题进行了闸述。其中《规划》指出，核电项目建成后要参与市场竞争。“按国家电价改革的方向和有关规定，核电企业可与电力用户签订购售电合同，自行协商电量与电价。与核电发展相关的科研、设计、制造、建设和运营等环节也要建立以市场为导向的发展机制。在核燃料供应环节，建立核燃料生产和后处理的专业化公司，形成与世界核燃料市场接轨的价格体系，为核电发展提供可靠的燃料保障和后处理等相关服务。”
目前，我国电价全部实行政府定价。但2007年早些时候下发的《关于“十一五” 深化电力体制改革实施意见的通知》中明确，“逐步实现发电企业竞价上网”，逐步建立公平竞争的市场机制。“《规划》其实明确了核电电价今后也要实行市场竞价。”国电动力经济研究中心一位专家表示。2007年8月份，秦山第三核电有限公司与中国原子能工业公司首次参照国际市场铀价，签订了商业化天然铀采购合同。这意味着核电原料的定价机制发生重大改革，开始走向市场化。
目前建成和在建的870万千瓦核电机组中有720万千瓦分别从法国、加拿大和俄罗斯进口，中国自主设计、自主建造的核电站只有秦山一期30万千瓦和秦山二期两台60万千瓦核电机组。秦山核电基地党委书记胡海云说，中国自主设计的秦山一期、秦山二期核电站的单位造价为1330美元/千瓦，而同期从国外引进的核电站建造成本约为2000美元/千瓦，全盘引进要比“以我为主”建成的核电造价高出三分之一。
（三）西北电网超额完成全年售电任务
2007年，西北电网系统全年售电量达1814.94亿千瓦时，同比增长14.50%，超额完成全年售电目标任务。西北电网省间交易电量51.77亿千瓦时，向华中送电30.06亿千瓦时，较好地完成了年度计划。
2007年，西北五省（区）全社会用电量2316.51亿千瓦时，同比增长15.10%，比近三年同期增幅高1.73个百分点。新疆全社会用电量增幅最高，为17.97%，其次为青海，增幅达16.78%。陕西全社会用电量654.11亿千瓦时，增幅12.64%，其中榆林地区社会用电量增幅25.99%，拉动陕西增长率提高了1.71个百分点。进入冬季，西北电网负荷连创新高，连续17次突破历史最高纪录。
面对西北经济社会快速发展对电力的需求，西北电网公司加强对系统主要营销指标的分析通报工作，充分利用西北电网经济活动分析会平台，及时了解全网各项生产经营指标完成情况，分析全网经济运行特点，确定重点工作和相关措施。五省（区）公司加强电力需求侧管理，大力开拓市场，增供扩销，做好优质服务，促进了售电量稳步增长。公司系统全年售电量增幅同比上升了1.65个百分点，比近三年平均增长率高1.68个百分点，完成年度计划的101.39%。大工业用电增长显著，依然是带动地区售电量增长的主要因素，对西北电网售电量增长的贡献率为83.29%。
（四）2007年美国电煤消费量增长2.2%
根据EIA11日发布的短期能源展望，2007年美国用于发电的煤炭消费量预计将增长2.2%，占美国煤炭消费量的90%以上。电力消耗增长缓慢，并且随着燃气发电和水利发电的增加，在2008年电力行业的煤炭消费量将下跌0.5%。2006年，美国煤炭总产量增加了2.8%，2007年预计将下降1.0%。2007年，内陆地区的煤炭产量可望持续小幅增长0.5%。2008年煤炭消费量预计下降，再加上不断利用库存，将导致2008年煤炭生产量总额下降1.7%，其中所有煤炭生产地区的产量将下跌。
其中，2007年增长的28%的煤炭消耗量将由现有的主要库存（生产者/分销商）和其它库存（消费部门）来供应。预计所有煤炭库存为1.8亿吨，整体将下降3.6%，在2008年主要库存将下降11.2%，其它库存将比2007年低2.2%。
（五）2008年煤炭价格将继续上涨
2007年7月份以来国内煤价不断上涨。1～10月，大同优混、山西优混和普通优混平均价格分别为474元/吨、438元/吨和304元/吨，同比分别上涨8.49%、8.67%和6.02%。其中，大同优混和山西优混平均涨幅较去年分别提高4%和7%。11月开始煤炭价格再度加速上涨，12月份下旬更是再次飙升，截至2008年1月2日秦皇岛大同优混煤的平仓价达到560元，比2007年1月份上涨50元，坑口价涨幅更大，截至2007年12月30日大同动力煤装车价达到350元，比2007年1月份上涨约90元。
2008电煤合同签订情况：2008年纳入铁路运力衔接的重点合同量为7.85亿吨，其中电煤5.85亿吨，其中五大电力集团重点合同电煤约34亿吨，12月17日重点煤炭合同汇总已经结束，主要电煤价格每吨上涨30～40元，涨幅10%。国家发改委发布的一份报告表示，2008 年煤炭供求总体平衡，平均价格将继续上涨。其中，动力煤供需形势向偏紧方向发展的可能性较大，但价格上调面临阻力；炼焦煤供应将继续偏紧，预计价格涨幅在15%至20%的区间内。
初步预测，2008年国民经济仍将保持平稳较快增长，固定资产投资、尤其是重工业投资增幅有望回落，房地产开发投资仍将高速增长。从影响煤炭需求的因素来看，一方面，西部大开发、振兴东北、中部崛起、开发环渤海经济区等区域发展战略继续推进，新农村建设渐入高潮，将带动煤炭需节能减排政策效应强化，将继续压低煤炭需求增幅。综合来看，2008年煤炭需求仍将保持总体基本旺盛态势，煤炭需求量适度增长，但增幅将回落到6%至8%的区间内。从影响煤炭供给的因素来看，预计2008年将有2.5亿吨/年以上的煤炭产能投产，减去可能被淘汰的落后小煤矿产能，煤炭产能增长将维持在现有水平。而炼焦煤生产能力增加幅度相对较小。同时，铁路运煤能力增幅回落，部分地区运输瓶颈制约将略有加剧。此外，受人民币升值幅度较大，煤炭出口成本上升，长协合同签订量下降，国家控制出口的政策效应还将继续显现等因素影响，煤炭出口继续回升的空间已经十分有限，预计2008年大部分时间将保持煤炭净进口状态。
从总体来看，判断2008年以运定产的基本格局不会改变，煤炭供求总体基本平衡的格局不会改变；由于铁路运力以及有效供给增幅较小，动力煤供需形势向偏紧方向发展的可能性较大。由于炼焦煤生产能力增幅和运输能力增幅处于低谷期，炼焦煤供应仍将偏紧。预计2008年煤炭平均价格将继续上涨。其中,电煤价格将小幅上涨，但上涨难度加大;炼焦煤价格将有较大幅度上涨。