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国家计委和新华在线近日发布《中国行业景气分析报告》，其中关于电力行业的分析文章指出
2003年，电力体制改革为城乡电网建设步伐加快和城乡同网同价范围的进一步拓宽提供强大动力，同时，世界经济加快复苏和中国经济政治环境不断趋好、经济强劲增长，将引致外国直接投资和贸易出口加快，从而有力地推动电力需求的稳定增长。2002年用于基础设施的1500亿元国债，也将对电力需求产生一定的带动作用。
不过，随着中国节能降耗力度的加强和经济增长方式从粗放向集约的转变，高耗电行业用电将趋缓。另外，受进口产品增多的影响和内需仍显不足的制约，一些外贸依存度较高的地区用电增长将减缓。
2003年，中国GDP增长将不低于8％。我们预计2003年中国全社会用电增速在8％左右，用电量将达到17300亿千瓦时左右；发电量增速为8.5％上下，全年发电量达17600亿千瓦时；新增装机容量在1000 万千瓦以上。
电力体制改革是一个庞大、复杂的系统工程，不可能一蹴而就，特别是由于本次改革涉及到大面积的人、财、物及事的分割和调整，未来的二到三年将是一个磨合期和过渡期，电力行业的平稳发展将在这段时间经受考验。
水电比重将稳步上升火电绝对量继续增加
实现厂网分开、竞价上网和全国联网后，水电表现出明显的低成本竞争优势，将迎来快速发展，其发电量和在电力结构中的比重将不断提高。但受各方面条件的限制，中国未来很长一段时期仍将以燃煤发电为主，预计到2050年，燃煤电厂发电量仍然要占50％左右。不过，尽管燃煤电厂的发电量在电力结构中的比重将不断下降，但绝对数还将继续提高。
在发电公司实行竞价上网时，水电公司的优势最为明显
水电与火电在单位千瓦造价方面相比较，水电大约为7000 －10000元，30－60万千瓦国产机组的火电为5400－6300元，进口的66万千瓦机组为7200－8200元，水电比火电高约40％。尽管水电的建设成本高于火电，但是随着国家对环保控制要求的提高，如果考虑到火电厂脱硫、脱硝、除尘等环保要求所需资金（约占总投资的1／3），单位千瓦火电建设成本比水电低的优势差不多丧失殆尽。而水电站的长运营期和低运行成本却是火电站远远不及的。目前，国内水电公司运行成本一般是0.04－0.09元／千瓦时。 火电厂由于需要源源不断地购买和运输大量燃料，而这方面的费用约占火力发电总成本的60％－70％，致使目前火电运行成本高达0.19元／千瓦时左右，随着煤炭价格的上涨，火电厂的发电成本还将上升。
至于其他能源如核能、风能在中国尚属新技术，对外国技术依赖性很大，成本都比较高。所以，在发电公司实行竞价上网时，水电公司的优势最为明显。
西部地区水电低成本的竞争优势将真正得到体现
过去由于各区域电网没有实现联网，电力市场自由竞争无法实现，而水电公司多数地处经济不发达的西部地区，当地用电增长潜力小，因此低价的竞争优势得不到体现。电力体制改革后，随着全国联网和“西电东输”项目的建成，西部地区水电低成本的竞争优势将真正得到体现，东西部发电商经营条件和回报的地区差异性也将逐步消除，从而促进水电的发展。
另外，在新的电力体制下，中国将开展发电企业向大用户直接供电的试点，供电价格由双方根据市场供求情况进行协商。这对低成本的水电公司也是一个巨大的机遇，不仅有利于提高电力销售量，以及通过减少供电环节，提高售电价格，而且通过直接掌握一部分终端的电力消费者，减少未来对电网公司的依赖，减少在丰水期的弃电，使水电公司的电量销售更有保障。
中国水电开发利用的潜在优势要真正变为现实，还需要政府进一步的政策支持
然而，建设水电特别是大型水电投资大，工期长，资金回收慢，风险是显而易见的。比如建设期有水文、地质方面的自然风险，移民费增加、物价变动带来的造价风险，运行期还会遇到水文、移民、电力市场回报等方面的风险。因而过去相当长一段时间内中国水电建设力度不足，造成水力资源没有得到充分开发利用，开发利用率只有20％左右，尚有80％的水力资源等待开发，其中水力资源总量占全国82.5％以上的西部地区开发利用程度更低。所以，中国水电发展潜力巨大。
电价近期将上涨长期呈下降趋势
电价与各行各业和国计民生息息相关，也与其自身能否形成良好的自我发展机制休戚相关，因而备受社会各界的高度重视。关于本次电力体制改革对中国电价的影响，我们的基本判断是：从长期趋势看，随着市场竞争的加剧和电力运行效率的提高，电价将下调；但短期内除广东、浙江、上海等电价水平偏高的地域电价水平有下调趋势外，西部地区电价将上扬。
还本付息定价机制确定的电价各地差异较大，短期内不太可能统一
早在1997年，国家计委在调整电价时就曾提出：居民生活电价偏低、工业电价偏高；工业用电价格中基本电价偏低、电度电价偏高。这个问题至今没有解决。同时，目前中国有几百种电价，而这些电价都是由国家计委审批出来的审批价，也就是在申报成本的基础上加一个人为确定的平均利润，由这种独特的还本付息定价机制确定的电价各地差异较大，短期内不太可能统一，因而有高有低的现象会继续存在一段时间。
本次电力改革的首要目标是吸引电力投资
本次电价改革的基本思路是，将电价划分为上网电价、输电电价、配电电价和终端销售电价。其中发电、售电电价将由市场竞争形成，输、配电价由政府制定。政府按效率原则、激励机制和吸引投资的要求，并考虑社会承受能力，对各个环节的价格进行调控和监管。其中吸引投资的言外之意，指的是在中国电力工业仍处于较高速度的发展阶段，政府制定市场规则时需要在一定程度上保证电力企业正常经营的利润水平，以吸引投资，促进发展。换言之，本次电力改革的首要目标是吸引电力投资，建设充足的发电容量，推进电力基础设施扩建和升级，确保系统的安全性和可靠性，而降低电价，提高效率和客户提供更多的选择是次要目标。
改革初期，由于新建的几个电力集团都将花费巨大的组建成本及与各方关系协调的磨合成本，以及在“两改一同价”中因对城乡电网改造需要投入巨额资金，每年要向银行分年还贷并支付利息，同时农村低压电网线损和乡村两级电工的费用转移进来后，电网企业成本增加，需要在电价中消化，所以，本次电力体制改革后短期内部分地区，特别是电价较低的西部地区极有可能出现电价上升的趋势。
近期全国范围内的电价下降空间不大
从理论上看，电价核定应该遵循如下基本原则：一是成本补偿原则，即电价能够补偿合理的成本支出；二是合理报酬原则，即电价能够让股东有合理回报；三是公平负担原则，即用户负担的电价应是成本加利润，取消交叉补贴。
预计2002年发电量为15900亿千瓦小时左右，利润总额为518亿元左右，即使每度电降价1分钱， 全国电力行业每年的销售收入就要减少将近160亿元，假设销售费用、财务费用和管理费用等不变， 电力行业每年的利润总额将减少160亿元；如果每度电降价超过3分钱，全国电力行业每年的销售收入就要减少将近500亿元，电力行业将面临亏损。 由此看来，近期全国范围内的电价下降空间不大。
本次电力体制改革引入竞争机制，通过“竞价上网”，打破市场壁垒，必将促进电力企业提高效率、降低成本、改善服务，优化资源配置，压缩利润空间，促使电价走低。
2002年电力生产、投资情况主要数据
全国电力生产情况
指标名称 计量单位 比上年增减(+、-、%)
全国发电量亿千瓦时16400
10.5
其中:水电 亿千瓦时27103.8
火电 亿千瓦时13420
11.4
核电 亿千瓦时250 42.9
全国供电煤耗率克/千瓦时
381 -4
全国线路损失率
%7.45-0.1
全国售电量亿千瓦时12800
10.3
全国电力投资情况
指标名称 计量单位 比上年增减(+、-、%)
全国电力固定投资完成亿元 1840 17.4
其中:电力基建项目
亿元
920 23.0
以大代小项目亿元
60 -15.5
城乡电网项目亿元
860 15.1
全社会用电情况
指标名称 计量单位 比上年增减(+、-、%)
全社会用电总计亿千瓦时1620010.3
其中:第一产业 亿千瓦时 590 3.0
第二产业 亿千瓦时1183011.2
第三产业 亿千瓦时1180 10.0
居民生活用电 亿千瓦时1980 7.7
以上数据由国家电力公司战略规划部提供