第一篇：中國電力行業年度發展報告(2017)綜述部分

中國電力行業年度發展報告（2017）綜述部分

2016年是我國“十三五”規劃開局之年，也是中央提出供給側結構性改革的攻堅之年。面對復雜多變的國際環境和繁重艱巨的國內改革發展穩定任務，全國各行業深入貫徹總書記系列重要講話精神，認真落實黨中央的各項決策部署，協調推進全面建成小康社會、全面深化改革、全面依法治國、全面從嚴治黨的“四個全面”戰略布局；堅持發展是第一要務，牢固樹立和落實創新、協調、綠色、開放、共享的發展理念，以提高發展質量和效益為中心，以供給側結構性改革為主線，擴大有效供給，滿足有效需求；堅持穩中求進工作總基調，堅持新發展理念，堅定推進改革，妥善應對風險，加快形成引領經濟發展新常態的體制機制和發展方式，努力實現經濟建設、政治建設、文化建設、社會建設、生態文明建設的“五位一體”總體布局，經濟社會保持平穩健康發展，實現了“十三五”良好開局。

2016年，我國國內生產總值實現74.4萬億元，比上年增長6.7%。其中，第一、二、三產業增加值分別同比增長3.3%、6.1%和7.8%；第三產業增加值比重為51.6%，比上年提高1.4個百分點。工業生產平穩增長，規模以上工業增加值比上年增長6.0%。固定資產投資比上年實際增長8.6%，增速有較大回落，但仍保持較快增長；基礎設施固定資產投資名義增長17.4%，比固定資產投資快9.3個百分點，支撐作用增強。全社會消費品零售總額比上年實際增長9.6%，全年居民消費價格比上年上漲2.0%；最終消費對經濟增長的貢獻率為64.6%，比上年提高4.9個百分點，比資本形成總額貢獻率高22.4個百分點。外貿進出口總額24.3萬億元，比上年下降0.9%；全年累計順差3.35萬億元。全國能源生產總量34.6億噸標準煤，比上年下降4.3%，其中原煤生產34.6億噸，同比下降9%；能源消費總量43.6億噸標準煤，比上年增長1.4%，煤炭消費占能源消費比重為62%。

電力行業積極推進實施能源“四個革命、一個合作”發展戰略，以五大發展理念為指引，大力轉變發展方式，積極推進供給側結構性改革，加快深化電力市場化改革，加大科技進步和環保工作力度，不斷提升“走出去”戰略的廣度與深度，持續擴大國際合作，有效保障了電力系統安全穩定運行和可靠供應，為經濟社會發展和能源轉型升級作出了積極貢獻。

一、電力供應能力再上新臺階，結構調整取得新進展

發電裝機容量突破16億千瓦，增速趨緩，非化石能源裝機比重持續提高。截至2016年底，全國全口徑發電裝機容量165051萬千瓦，比上年增長8.2%，增速比上年降低2.4個百分點。其中，水電33207萬千瓦（其中抽水蓄能2669萬千瓦、增長15.8%），增長3.9%；火電106094萬千瓦，增長5.5%（其中煤電裝機容量94624萬千瓦、增長5.1%，燃氣7011萬千瓦、增長6.2%）；核電3364萬千瓦，增長23.8%；并網風電14747萬千瓦，增長12.8%；并網太陽能發電7631萬千瓦（其中分布式光伏發電1032萬千瓦），增長80.9%。非化石能源發電裝機容量占全國總裝機容量的36.6%，分別比上年和2010年提高1.7個和9.5個百分點；全國人均裝機規模1.19千瓦，比上年增加0.08千瓦。對全國100885萬千瓦火電機組統計顯示:火電機組平均單機容量13.19萬千瓦，比上年增加0.30萬千瓦；火電大容量高參數高效機組比重繼續提高，全國100萬千瓦級火電機組達到96臺，60萬千瓦及以上火電機組容量所占比重達到43.4%，比上年提高0.5個百分點。

新增發電裝機中水、火電規模下降明顯，非化石能源占比接近60% 全國基建新增發電生產能力12143萬千瓦，比上年少投產1041萬千瓦。其中，水電新增1179萬千瓦（含抽水蓄能366萬千瓦），比上年少投產196萬千瓦，已經連續三年投產規模縮小，僅為2013年投產規模的38.1%；火電新增5048萬千瓦，比上年少投產1630萬千瓦（其中常規煤電3834萬千瓦，比上年少投產1568萬千瓦），全年新投產100萬千瓦級機組10臺。核電新投產7臺機組合計720萬千瓦。新增并網風電2024萬千瓦，項目地區布局進一步優化；加速發展光伏發電，全面啟動光伏領跑者計劃、光伏扶貧計劃和分布式光伏，積極發展光伏+特色產業，啟動太陽能熱發電第一批示范項目，我國首座規模化儲能光熱電站——青海德令哈10兆瓦塔式熔鹽儲能光熱電站并網發電，全年新增并網太陽能發電3171萬千瓦（其中分布式光伏424萬千瓦），創年度新增規模紀錄。在新增發電裝機容量中，非化石能源發電裝機占比為59.2%，比上年提高9.5個百分點。全年退役、關停火電機組容量571萬千瓦。

電網規模穩步增長，跨省區輸送和中低壓配電能力大幅提升 截至2016年底，全國電網35千伏及以上輸電線路回路長度175.6萬千米、比上年增長3.5%，變電設備容量63.0億千伏安，比上年增長10.5%。其中，220千伏及以上線路長度64.5萬千米、增長5.9%，變電設備容量36.9億千伏安、增長9.7%；全年新增跨區輸電能力800萬千瓦，全國跨區輸電能力達到8095萬千瓦。其中，交直流聯網跨區輸電能力6751萬千瓦，跨區點對網送電能力1344萬千瓦。特高壓線路回路長度和變電設備容量分別比上年增長42.7%和66.5%，35～110千伏電壓等級的配電設備容量增長11.8%，均遠高于高壓和超高壓電網增速。

電源投資負增長，重點建設領域投資增長強勁 全國電力工程建設完成投資18840億元，比上年增長3.1%。其中，電源投資3408億元，比上年下降13.4%；電網投資5431億元，比上年增長17.1%。在電網投資中，配電網和特高壓項目成為重點，全年分別完成投資3117億元和870億元、分別比上年增長32.8%和87.5%；新一輪農網升級改造工程全面啟動，總投資約1900億元，惠及2416個縣、8.5萬個小城鎮和中心村，覆蓋150萬個機井、2.1億畝農田，改造后農村用電保障能力將大幅提高。在電源投資中，除太陽能發電增長10.1%外，水電、火電、核電、風電投資均為負增長；國家嚴控煤電投資建設取得明顯效果，通過建立風險預警機制，采取“取消一批、緩核一批、緩建一批”等措施，嚴控項目建設，規范開工秩序，加大落后產能淘汰力度，有效控制了煤電產能規模，全年取消1240萬千瓦不具備核準條件的項目，煤電基地配套項目和電網送出規劃建設實現按需推進，常規煤電完成投資973億元，比上年下降8.3%。

新增交流110千伏及以上輸電線路長度增速下降，特高壓及配電網投產規模不斷擴大 全國新增交流110千伏及以上輸電線路長度和變電設備容量56679千米和34585萬千伏安，分別比上年下降0.8%和增長17.5%；新增直流輸電線路長度和換流容量分別為3391千米和3240萬千瓦。2016年，1000千伏和110千伏交流輸電線路長度分別比上年多投產4247千米和1208千米、變電容量多投產5100萬千伏安和2661萬千伏安；±800千伏直流線路長度和換流容量分別多投產1720千米和1350萬千瓦，而220～750千伏各電壓等級的交流輸電項目投產規模均較上年縮小。

系統調峰能力建設加快 針對發電供應調節能力嚴重不足、影響新能源更大規模消納的情況，加快調峰能力建設，加快核準、加大新開工抽水蓄能電站規模，連續兩年抽水蓄能電站投資額占水電投資比重達到13.6%左右，全年新開工抽水蓄能電站容量達到715萬千瓦，主要布局在遼寧、江蘇、福建、陜西、新疆等核電、火電、新能源發電比重較高地區。全面組織實施“三北”地區煤電機組調峰能力提升工程，組織開展熱電機組儲熱改造和純凝機組靈活性改造試點示范，部分項目已經投運，調峰效果有所顯現，部分地區冬季風電消納有所改觀。

二、電力生產供應平穩，發電設備利用小時持續下降

全國發電量增速顯著回升，非化石能源發電量占比已近30% 全國全口徑發電量60228億千瓦時，比上年增長4.9%，增速比上年提高3.9個百分點。其中，水電11748億千瓦時、增長5.6%，火電42273億千瓦時、增長2.3%（增速提高4.0個百分點），核電2132億千瓦時、增長24.4%，并網風電2409億千瓦時、增長29.8%，并網太陽能發電665億千瓦時、增長68.5%。2016年，水電、核電、并網風電和太陽能發電等非化石能源發電量合計比上年增長12.3%，增速比上年提高2.1個百分點；非化石能源發電量占全口徑發電量的比重為29.3%，比重比上年提高2.1個百分點。全國發電設備利用小時持續下降，火電設備利用小時為50余年來新低 全國6000千瓦及以上電廠發電設備利用小時3797小時，比上年降低191小時，自2011年以來持續下降。其中，水電3619小時，比上年增加29小時；火電4186小時，比上年降低179小時，為1964年以來的年度最低值；核電7060小時，比上年降低343小時；風電1745小時，比上年增加20小時；太陽能發電1129小時，比上年降低96小時。電力生產運行安全可靠 電力系統安全穩定運行和電力可靠供應能力進一步增強。全國沒有發生重大電力安全事故，沒有發生較大電力設備事故，沒有發生電力系統水電站大壩垮壩、漫壩以及對社會造成重大影響的事件，發生電力建設特別重大事故1起，死亡73人。10萬千瓦及以上燃煤發電機組等效可用系數為92.77%、比上年提高0.20個百分點，4萬千瓦及以上水電機組等效可用系數為92.44%、提高0.39個百分點，核電機組等效可用系數為88.77%、降低0.3個百分點。架空線路、變壓器、斷路器三類主要設施的可用系數分別為99.570%、99.867%、99.958%，變壓器、架空線路可用系數分別比上年下降0.020、0.030個百分點，斷路器上升0.005個百分點。直流輸電系統合計能量可用率、能量利用率分別為94.67%、54.17%，能量可用率比上年下降0.55個百分點、能量利用率提高3.57個百分點；總計強迫停運40.5次，比上年增加12.5次。全國10（6、20)千伏供電系統用戶平均供電可靠率RS1為99.805%、比上年下降0.075個百分點，用戶平均停電時間17.11小時、增加6.61小時，用戶平均停電次數3.57次、增加1.05次。

三、電力消費需求逐步回升，電力供需形勢進一步寬松

電力消費需求增速回升受工業生產恢復、夏季高溫天氣和上年同期低基數等因素影響，全國全社會用電量59747億千瓦時，比上年增長4.9%，增速比上年提高4.0個百分點，但增速仍連續3年低于5%。第一產業用電量1092億千瓦時，比上年增長5.0%；第二產業用電量42615億千瓦時，比上年增長2.8%，增速比上年提高3.6個百分點，下半年二產業用電恢復、分別拉動三、四季度全社會用電量3.3和3.9個百分點，拉動全年全社會用電量2.1個百分點，是全社會用電量增速提高的最主要動力。其中，黑色金屬冶煉及壓延加工業、有色金屬冶煉及壓延加工業、非金屬礦物制品業和化學原料及化學制品業四大高耗能行業合計用電量與上年持平，而裝備制造、新興技術和大眾消費品業增長勢頭良好，反映出制造業產業結構調整和轉型升級效果繼續顯現；第三產業用電量7970億千瓦時、增長11.2%（其中信息傳輸、計算機服務和軟件業增長15.1%），城鄉居民生活用電量8071億千瓦時、增長10.8%，均拉動全社會用電量1.4個百分點，服務業和居民消費對用電增長的穩定作用更加突出。2016年，全國人均用電量和人均生活用電量為4321千瓦時和584千瓦時，分別比上年增加179千瓦時和54千瓦時。

電能替代成效顯現 為確保完成“十三五”期間電能替代散燒煤、燃油1.3億噸標煤的目標，行業企業按照“成熟領域全覆蓋、新興領域大力推、創新領域抓試點”的工作布局，大力推進電能替代。抓住電動汽車充電基礎設施互聯互通、居民區與單位建樁、重點區域城際高速公路建設快充網絡等關鍵點，加快推動電動汽車充電基礎設施建設，全國累計建成公共充電樁超過15萬個，私人充電樁總數超過20萬個；在內蒙古、河北、吉林等省份大力推動各類可再生能源清潔供熱示范工程。據調查統計，國家電網公司（以下簡稱“國家電網”）、中國南方電網有限責任公司（以下簡稱“南方電網”）、內蒙古電力（集團）有限責任公司（以下簡稱“內蒙古電力”）和陜西省地方電力（集團）有限公司（以下簡稱“陜西地電”）共推廣電能替代項目4.1萬個，完成替代電量1079億千瓦時。其中，居民、機關、學校、商業采熱、采暖領域替代電量121億千瓦時，工業生產領域480億千瓦時，農業生產領域56億千瓦時，交通運輸領域130億千瓦時。

積極推進電力需求側管理 根據國家制定的“十三五”能源轉型目標要求，結合電力市場化建設、電力供需新形勢需要，創新電力需求側管理工作機制和工作領域，國家、行業企業和社會共同加大推進電力需求側管理工作力度。政府有關部門總結北京、蘇州、唐山、佛山電力需求側管理城市綜合試點經驗，持續組織電網企業電力需求側管理目標考核；部分省份電力需求側管理平臺基本實現了用電在線監測、產業經濟運行分析等方面的數字化、網絡化、可視化，加強對參與用電直接交易、執行差別電價的重點企業引導。行業企業積極推進電力需求側管理工作，截至2016年底，全國已有30家工業企業通過電力需求側管理評價。國家電網、南方電網、內蒙古電力和陜西地電超額完成年度電力需求側管理目標任務，共節約電量147億千瓦時、電力352萬千瓦，有力保障了電力供需平衡和促進資源優化配臵。電力供需形勢進一步寬松 受裝機增長持續快于用電增長影響，全國電力供需形勢進一步寬松，部分地區相對過剩，僅局部地區在部分時段有少量錯峰。分區域看，華北區域電力供需總體平衡，其中蒙西和山西電力供應能力富余，迎峰度夏期間高峰時段山東、河北均出現電力缺口（最大電力缺口分別為203、50萬千瓦）；華東、華中、南方區域電力供需總體寬松；東北、西北區域電力供應能力富余較多。

四、電力科技創新水平不斷提升，污染物排放持續較大幅度下降

科技創新成果豐碩 電網科技創新方面，新開工±1100千伏準東至皖南特高壓直流輸電工程，是目前世界上電壓等級最高、輸送容量最大、輸送距離最遠、技術水平最先進的特高壓輸電工程；魯西背靠背直流工程是目前世界上首次采用

我國自主研發的柔性直流與常規直流組合技術模式的背靠背工程，具有電能質量更高、控制更為靈活、配套換流站占地小等優勢；世界首個特高壓GIL綜合管廊工程——蘇通GIL綜合管廊工程已開工建設；自主研發的世界首個200千伏高壓直流斷路器投入工程應用。電源科技創新方面, 核電、超超臨界火電等重大電力裝備自主研制和示范應用取得積極進展，100萬千瓦二次再熱燃煤發電機組示范工程全面投產，機組發電效率超過45%，達到國際先進水平；世界首臺60萬千瓦超臨界循環流化床鍋爐機組投入商業運行。CAP1400通過國際原子能機構通用反應堆安全審評，“華龍一號”首堆示范工程建設有序，核島安裝工程已正式開始，模塊化小型核反應堆技術成為世界小堆發展的一個重要里程碑；我國首座擁有完全自主知識產權的浙江仙居抽水蓄能電站，其機組的核心部件及自動控制系統，均由我國完全自主設計開發、制造。低風速風電技術和風機超長柔性葉片應用，實現了發電能力與載荷的最佳匹配，大幅提高了風電機組的技術經濟性。

中國電力工業科技創新成果獲多項大獎 2016年，“互聯電網動態過程安全防御關鍵技術及應用”榮獲國家科學技術進步一等獎，另有12個項目分別榮獲國家技術發明、國家科學技術進步二等獎。張家口風光儲輸示范工程獲得中國工業大獎。“多端柔性直流輸電關鍵技術研究、設備研制與示范應用”等5個項目獲得中國電力創新獎一等獎。溪洛渡水電站獲得菲迪克2016年工程項目杰出獎，小灣水電站拱壩工程獲得第二屆碾壓混凝土壩“國際里程碑工程獎”。

能效水平持續提高 大容量、高參數、節能環保型煤電機組比重穩步提升，電力能效水平持續提高。2016年，全國6000千瓦及以上火電廠供電標準煤耗312克/千瓦時，比上年降低3克/千瓦時，煤電機組供電煤耗繼續保持世界先進水平；輸電線路損失率6.49%，比上年降低0.15個百分點，處于同類國家先進水平。在電力供需放緩以及脫硫、脫硝等環保設施大規模進行超低排放改造的情況下，6000千瓦及以上火電廠廠用電率6.01%，比上年下降0.03個百分點。

污染物排放持續下降 全國電力煙塵、二氧化硫和氮氧化物排放量分別約為35、170和155萬噸、分別比上年下降12.5%、15.0%和13.9%；單位火電發電量煙塵排放量、二氧化硫排放量和氮氧化物排放量分別為0.08、0.39和0.36克/千瓦時，比上年分別下降0.01、0.08和0.07克/千瓦時；單位火電發電量二氧化碳排放約822克/千瓦時，比2005年下降21.6%。截至2016年底，全國已投運火電廠煙氣脫硫機組容量約8.8億千瓦，占全國煤電機組容量的93.0%，如果考慮具有脫硫作用的循環流化床鍋爐，全國脫硫機組占煤電機組比例接近100%；已投運火電廠煙氣脫硝機組容量約9.1億千瓦，占全國火電機組容量85.8%。全國火電廠單位發電量耗水量1.3千克/千瓦時，比上年降低0.1千克/千瓦時；單位發電量廢水排放量0.06千克/千瓦時，比上年降低0.01千克/千瓦時。全國燃煤電廠粉煤灰產量約5.0億噸，與上年持平，綜合利用率約為72%，比上年提高2個百分點。

五、電力市場化建設有序推進，電價調控發揮積極作用

積極推動電力市場體系和試點建設 2016年，在《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發?2015?9號）文件及相關配套文件的基礎上，國家發展改革委、國家能源局又出臺了一系列有關電力市場化建設的政策文件，有序推進電力市場建設，加大電力交易規模、增加交易品種，加快推進輸配電價改革，引導加強售電側管理，推動增量配電試點業務開展，有力地支持和推動了電力市場化體系構建和電力市場交易試點工作。各省級政府主管部門結合各地實際，研究制定電力改革試點方案，重點推進電力改革相關工作，取得較大成效；截至2016年底，已有21個省份獲批電力改革綜合試點，9個省份獲批售電側改革試點，1個區域電網和全部32個省級電網獲批輸配電價改革試點，開展首批增量配電業務試點105項，東北區域還開展了電力輔助服務市場專項改革試點。

市場交易中心相繼組建，市場化交易在探索中前行 2016年3月份，北京、廣州兩大電力交易中心成立，標志著電力市場建設邁出關鍵一步。截至2016年底，除海南省外，我國已掛牌成立31家省級電力交易中心。在中央和地方共同推動下，發用電計劃加快放開，發售電企業和電力用戶積極參與，各省級市場化電力交易陸續啟動，初步統計全年市場化交易電量約1萬億千瓦時，比上年增長超過1倍，占全國全社會用電量的比重達到19%左右。

積極發揮電價調控作用 為降低社會企業生產成本，自2016年1月1日起，全國燃煤發電上網電價平均下調3分/千瓦時，全國一般工商業銷售電價平均下調約3分/千瓦時，大工業用電價格不作調整。調整了兩部制電價用戶基本電價計費方式。加大可再生能源支持力度，提高可再生能源基金征收標準，自2016年1月1日起，各省（除新疆、西藏外）居民生活和農業生產以外全部銷售電量的基金征收標準由1.5分/千瓦時提高到1.9分/千瓦時。核定全國統一的太陽能熱發電標桿上網電價為1.15元/千瓦時（含稅）。降低2017年1月1日后新建光伏發電和2018年1月1日后新核準建設的陸上風電標桿電價；對非招標的海上風電項目，區分近海風電和潮間帶風電兩種類型確定上網電價。電價在降成本、調結構、促減排中的調控作用更加突出。

六、電力企業主營業務收入增長低迷甚至負增長，經營狀況不容樂觀

電網企業資產增長快于主業收入及利潤增長 截至2016年底，國家電網、南方電網、內蒙古電力、陜西地電資產總額合計4.21萬億元，比上年增長9.4%，主要是受電網投資規模擴大（投資5930億元、增長11.2%）因素影響；但售電量僅增長2.7%，主要是受用電低速增長、市場交易電量比重快速增加、自備電廠快速擴張擠占市場份額等因素影響，加之售電價格下降，導致主營業務收入僅增長1.0%，全年實現主營業務利潤1380億元，比上年增長4.9%；企業資產負債率56.8%，比上年提高0.5個百分點。

發電企業資產增速回落，火電利潤大幅下降 截至2016年底，中國華能集團公司（以下簡稱“華能集團”）等五大發電集團資產總額合計4.16萬億元，比上年增長3.5%，主要受電源投資負增長影響，資產增速逐年回落。受上游電煤價格迅猛上漲、環保投入持續增加，以及上網標桿電價連續下調、市場交易電量比重快速增加且交易電價大幅下降等多重不利因素交織作用，火電生產經營形勢急劇惡化，五大發電集團電力業務尤其是火電業務利潤出現“斷崖式”下降。2016年，五大發電集團綜合業務收入合計9693億元、比上年下降4.6%，其中電力業務收入7558億元、比上年下降7.3%；全年綜合利潤總額641億元、比上年下降41.7%。其中，電力業務利潤總額701億元、同比下降42.6%（主要是火電業務利潤總額為367億元，創4年來最低，比上年下降58.4%）；企業資產負債率82.0%，仍處于高位；參與市場交易電量6374億千瓦時，比上年增長69.6%，占同口徑總發電量的比重為25.6%，比上年提高10.3個百分點。另據對多家其他大型發電企業調查報告顯示，2016年底電力業務合計實現利潤同比下降，但下降幅度低于五大發電集團；合計參與市場交易電量比上年增長41.7%，占同口徑總發電量的比重為11.7%，比上年提高2.5個百分點。

七、全球能源互聯網逐步達成國際共識，國際交流合作取得新成績

推進構建全球能源互聯網 2016年3月，由我國主持與主導的全球能源互聯網發展合作組織在北京成立，系統組織開展了全球清潔能源資源、電網現狀調研和亞洲、非洲、歐洲、美洲電網互聯研究，編制了全球能源互聯網發展戰略白皮書和技術裝備規劃，成功發布了系列研究成果，有力支撐了全球能源互聯網推動工作，全球能源電網互聯理念正在逐步達成國際共識。

國際交流進一步加強 電力企業積極參與國際電力行業交流，先后參與、主導、組織各類國際組織交流活動60余場，參加各類境內外國際會議186場，境內外國際展覽55個，對外簽署重要協議及備忘錄31項。截至2016年底，電力行業已有數十家機構和企業參加國際組織總數超過60個，同時還有近40位各類專家、學者在上述組織擔任主要職務；國內電力企業共設立海外分支機構或辦事處828個，遍布世界各地。中電聯牽頭成立了中國電力國際產能合作企業聯盟，積極搭建電力國際產能合作服務平臺。電力行業企業在國際能源事務中的影響力和話語權進一步提升，交流合作進一步深入。

國際合作取得新突破，“一帶一路”成為投資亮點 2016年，我國電力企業與英國、阿根廷、沙特等國家簽署一系列核電站項目開發、建設、技術等合作協議，核電“走出去”取得重要成果；簽署埃及EETC500千伏輸電線路項目合同，中埃產能合作首個能源項目正式落地；中國在海外已建的最大水電站——裝機150萬千瓦的厄瓜多爾辛克雷水電站正式竣工；中國第一個海外100萬千瓦級IPP火電項目——印尼爪哇7號（2×105萬千瓦）項目順利開工；三峽國際海外投資發電裝機超過1000萬千瓦，中國電力建設集團有限公司（以下簡稱“中國電建”）海外在建水利水電工程合同金額超過2000億元。大型電力企業對外投資項目、新簽對外承包及年底在建合同額均較上年有所增長。“一帶一路”建設投資成為投資亮點，我國電力企業已在52個“一帶一路”沿線國家開展投資業務和項目承包工程，其中大型承包項目120個、涉及國家29個、合同金額275億美元。

八、問題與挑戰

2016年，我國電力行業改革發展面臨嚴峻形勢和諸多挑戰。一是電力系統安全面臨挑戰。電源、電網沒有統一規劃，各類電源建設發展缺乏統籌，新能源機組大規模集中并網帶來一系列安全問題，而靈活調峰電源比重嚴重不足；交直流電網發展不協調，“強直弱交”安全風險加大，部分地區主網架、配電網建設滯后，電網運行過度依賴安全控制裝臵，生產運行中安全隱患較大；電力建設方面的安全風險也開始逐步顯現，必須警鐘長鳴、高度重視。二是清潔能源發展任務艱巨。近年來，我國清潔能源發展取得顯著成效，但也帶來大量清潔能源無法消納的問題，2016年，全國棄水棄風棄光電量高達1000億千瓦時。為實現我國碳排放對外承諾目標，未來較長時期內清潔能源需要保持較快增長；而我國水能、風能、太陽能發電大基地與用電負荷地區逆向分布的特點決定了清潔能源資源富集地區的大規模開發需要在全國范圍配臵消納，必須盡快扭轉當前重開發輕消納、源網不協調、大范圍配臵能力不強的局面，才能夠實現清潔能源的可持續發展。三是電力產能過剩問題日益顯現，電力企業經營面臨挑戰。隨著我國經濟發展進入新常態，電力需求增速明顯回落，而發電裝機容量仍快速增長，導致電力產能過剩問題日益凸顯，加之受煤價上漲、發用電計劃放開、宏觀經濟等多種因素影響，電力行業特別是火電企業經營壓力增大。另外，受常規電源建設項目減少影響，電力建設企業、常規電力裝備企業國內市場競爭壓力持續加大。四是推進改革進入深水區。目前，電力體制改革取得階段性成果，但在改革過程中也暴露出很多問題和矛盾，市場交易存在區域壁壘、行政壁壘，市場化定價面臨行政強行干預，以改革名義違規建設專用供電線路情況加重；市場化消納可再生能源機制和手段亟需建設；公共電廠與自備電廠不對等的市場定位與責任，影響了全局性系統運行效益；政府對市場監管缺乏有效途徑和手段。這些問題都在影響行業可持續發展。

面對上述問題和挑戰，電力行業必須遵循能源 “四個革命、一個合作”戰略構想，全面把握經濟發展規律，努力適應電力發展環境新要求，繼續推進電力供給側結構性改革，持續優化供給結構、提高供給質量、滿足有效需求，著力解決煤電產能階段性相對過剩、清潔能源消納不暢、企業經營困難、市場化建設不規范和監管不到位等突出矛盾和問題，不斷提高電力行業發展的質量效益，努力實現電力行業平穩健康發展。

第二篇：中國電力行業2015發展報告

中國電力行業2015發展報告

2015年，電力行業按照黨中央、國務院的統一部署，堅持“節約、清潔、安全”的能源戰略方針，主動適應經濟發展新常態，積極轉變發展理念，著力踐行能源轉型升級，持續節能減排，推進電力改革試點，加大國際合作和“走出去”步伐，保障了電力系統安全穩定運行和電力可靠供應，為經濟社會的穩定發展和全社會能源利用提質增效做出了積極貢獻。

一、電力供應能力進一步增強

電力投資較快增長。2015年，全國電力工程建設完成投資

[1][2]

8576億元，比上年增長9.87%。其中，電源工程建設完成投資3936億元，比上年增長6.78%，占全國電力工程建設完成投資總額的45.90%；電網工程建設完成投資4640億元，比上年增長12.64%，其中特高壓交直流工程完成投資464億元，占電網工程建設完成投資的比重10%。在電源投資中，全國核電、并網風電及并網太陽能發電完成投資分別比上年增長6.07%、31.10%和45.21%；水電受近幾年大規模集中投產的影響，僅完成投資789億元，比上年下降16.28%；常規煤電完成投資1061億元，比上年增長11.83%；非化石能源發電投資占電源總投資的比重為70.45%，比上年提高1.49個百分點。

加快城鎮配電網建設改造。貫徹落實《關于加快配電網建設改造的指導意見》和《配電網建設改造行動計劃（2015-2020年）》，2015年全國安排城網建設改造專項建設基金130億元，帶動新增投資1140億元；安排農網改造資金1628億元，其中中央預算內資金282億元。

電力工程建設平均造價同比總體回落。2015年，因原材料價格下降，燃煤發電、水電、太陽能發電以及電網建設工程單位造價總體小幅回落，回落幅度分布在1.5—5%區間內。風電工程單位造價小幅上漲1.57%。

新增電源規模創歷年新高。2015年，全國基建新增發電生產能力13184萬千瓦，是歷年新投產發電裝機最多的一年。其中，水電新增1375萬千瓦，新增規模比上年減少805萬千瓦，新投產大型水電站項目主要有四川大渡河大崗山水電站4臺機組合計260萬千瓦、云南金沙江觀音巖水電站3臺機組合計180萬千瓦和云南金沙江梨園水電站1臺60萬千瓦機組，投產的抽水蓄能電站包括內蒙古呼和浩特和廣東清遠3臺機組合計92萬千瓦；火電新增6678萬千瓦（其中燃氣695萬千瓦、常規煤電5402萬千瓦），新增規模較上年增加1887萬千瓦，全年新投產百萬千瓦級機組16臺；核電新投產6臺機組合計612萬千瓦，分別為遼寧紅沿河一期、浙江秦山一期、福建寧德一期、福建福清一期、海南昌江一期以及廣東陽江各1臺機組；新增并網風電、并網太陽能發電分別為3139萬千瓦和1380萬千瓦，均創新增新高。在全年新增發電裝機容量中，非化石能源發電裝機占比為49.73%。

截至2015年底，全國主要電力企業在建電源規模1.82億千瓦，同比增長25.35%。

電源規模持續快速增長。截至2015年底，全國全口徑發電裝機容量152527萬千瓦，比上年增長10.62%，增速比上年提高1.67個百分點。其中，水電31954萬千瓦（其中抽水

[3]蓄能 2305萬千瓦），比上年增長4.82%；火電100554萬千瓦，比上年增長7.85%，其中煤電90009萬千瓦、增長7.02%，燃氣6603萬千瓦、增長15.91%；核電2717萬千瓦，比上年增長35.31%；并網風電13075萬千瓦，比上年增長35.40%；并網太陽能發電4218萬千瓦，比上年增長69.66%。截至2015年底，全國人均裝機規模1.11千瓦，比上年增加0.11千瓦。

全年退役、關停火電機組容量1091萬千瓦，比上年增加182萬千瓦。

新增電網規模同比下降。2015年，全國新增交流110千伏及以上輸電線路長度57110千米，比上年下降4.50%，其中，110千伏、220千伏、1000千伏新增線路長度分別比上年下降10.66%、0.20%和99.59%，而330千伏、500千伏和750千伏分別比上年增長79.87%、1.61%和24.78%。全國交流新增110千伏及以上變電設備容量29432萬千伏安，比上年下降4.61%，其中，新增110千伏、220千伏、330千伏電壓等級變電設備容量分別比上年下降11.36%、24.06%和13.36%，而500千伏和750千伏等級分別比上年增長17.54%和440.91%。全國直流工程輸電線路長度沒有新增，±800千伏特高壓直流工程換流容量新增250萬千瓦。

電網跨省區輸送能力進一步提升。截至2015年底，全國電網220千伏及以上輸電線路回路長度60.91萬千米，比上年增長5.46%；220千伏及以上變電設備容量33.66億千伏安，比上年增長8.86%。遼寧綏中電廠改接華北電網500千伏工程投運，使東北電網向華北電網的跨區送電能力達到了500萬千瓦，國家電網公司跨區輸電能力合計超過6900萬千瓦；糯扎渡水電站送廣東±800千伏特高壓直流工程全部建成投運，中國南方電網有限責任公司“西電東送”形成“八交八直”輸電大通道，送電規模達到3650萬千瓦。隨著我國最長的特高壓交流工程——榆橫—濰坊1000千伏特高壓交流輸變電工程正式開工，列入我國大氣污染防治行動計劃的四條特高壓交流工程已經全部開工，全國特高壓輸電工程進入了全面提速、大規模建設的新階段。

全面解決了無電人口用電問題。2015年12月，隨著青海省最后3.98萬無電人口通電，國家能源局制定的《全面解決無電人口用電問題三年行動計劃（2013-2015年）》得到落實，我國全面解決了無電人口用電問題。

二、電源結構繼續優化

受核電、風電、太陽能發電新投產規模創新高的拉動作用影響，電源結構繼續優化。截至2015年底，全國水電、核電、并網風電、并網太陽能發電等非化石能源裝機容量占全國發電裝機容量的比重為34.83%，比上年提高1.73個百分點；火電裝機容量占全國發電裝機容量的比重為65.92%,比上年降低1.69個百分點；其中煤電裝機容量占全國發電裝機容量的比重為59.01%，比上年降低1.73個百分點。2015年，中電聯對全國97033萬千瓦火電機組統計調查顯示:全國火電機組平均單機容量為12.89萬千瓦，比上年增加0.4萬千瓦；火電大容量高參數高效機組比重繼續提高，全國百萬千瓦容量等級機組已達86臺，60萬千瓦及以上火電機組容量所占比重達到42.91%，比上年提高1.4個百分點。

三、非化石能源發電量持續快速增長

非化石能源發電量高速增長，火電發電量負增長。2015年，全國全口徑發電量57399億千瓦時，比上年增長1.05%。其中，水電11127億千瓦時，比上年增長4.96%；火電42307億千瓦時，比上年下降1.68%，是自改革開放以來首次負增長；核電1714億千瓦時，比上年增長28.64%；并網風電1856億千瓦時，比上年增長16.17%；并網太陽能發電395億千瓦時，比上年增長67.92%。2015年，水電、核電、并網風電和并網太陽能發電等非化石能源發電量合計比上年增長10.24%，非化石能源發電量占全口徑發電量的比重為27.23%，比上年提高2.18個百分點。

火電設備利用小時大幅下降。2015年，全國6000千瓦及以上電廠發電設備利用小時3988小時，比上年降低360小時。其中，水電3590小時，比上年降低79小時；火電4364小時，比上年降低414小時，為1969年以來的最低值；核電7403小時，比上年降低384小時；風電1724小時，比上年降低176小時，是“十二五”期間下降幅度最大的一年。

四、電力生產運行安全可靠

2015年，在電網結構日趨復雜，地震、臺風、泥石流等各類自然災害頻發情況下，電力行業深入貫徹落實新《安全生產法》，始終堅持“安全第一”的方針，電力安全生產責任進一步落實，電力安全生產法規體系進一步完善，電力安全生產監督檢查進一步深入，電力突發事件應對和重大活動保電能力進一步提高。全年沒有發生重大以上電力人身傷亡事故，沒有發生重大電力安全事故，沒有發生較大電力設備事故，沒有發生電力系統水電站大壩垮壩、漫壩以及對社會造成重大影響的事件。

電力設備運行可靠性指標保持較高水平。2015年，全國發電設備、輸變電設施、直流輸電系統、用戶供電可靠性運行情況平穩。10萬千瓦及以上燃煤發電機組等效可用系數為92.57%，比上年提高0.73個百分點；4萬千瓦及以上水電機組等效可用系數為92.05%，比上年降低0.55個百分點；架空線路、變壓器、斷路器三類主要設施的可用系數分別為99.600%、99.887%、99.953%，比上年分別提高0.108、0.030和0.027個百分點。全國10（6、20)千伏供電系統用戶平均供電可靠率99.880%，比上年降低0.060個百分點；用戶年平均停電時間10.50小時，比上年增加5.28小時。

五、電力供需進一步寬松

用電量低速增長，用電結構持續改善。2015年，全國全社會用電量56933億千瓦時，比上年僅增長0.96%，增速比上年降低3.18個百分點。其中，第一、三產業和城鄉居民生活用電量增速均高于上年；而第二產業用電量增速大幅回落，自本世紀以來首度出現負增長，是全社會用電低速增長的主要原因。具體來看，第一產業用電量1040億千瓦時，比上年增長2.55%；第二產業用電量41442億千瓦時，比上年下降0.79%，低于全社會用電量增速1.75個百分點，對全社會用電量增長的貢獻率為-60.71%，其中黑色金屬冶煉及壓延加工業、有色金屬冶煉及壓延加工業、非金屬礦物制品業和化學原料及化學制品業四大高耗能行業合計用電量同比下降1.89%，增速同比回落6.70個百分點，四大高耗能行業用電快速回落導致第二產業乃至全社會用電增速明顯放緩，四大高耗能對電力消費增速放緩產生的影響明顯超過其對國內生產總值和工業增加值波動的影響，這也是全社會用電量增速回落幅度大于經濟增速回落幅度的主要原因；第三產業用電量7166億千瓦時，比上年增長7.42%，對全社會用電量增長的貢獻率為91.64%，第三產業中，以互聯網、大數據、云計算等新一代信息技術為主要代表的信息傳輸計算機服務和軟件業用電增長14.8%，延續高速增長勢頭，反映出我國轉方式、調結構取得了積極進展；城鄉居民生活用電量7285億千瓦時，比上年增長5.01%，隨著我國城鎮化以及家庭電氣化水平逐步提高，呈現出居民生活用電量穩步增長的態勢。2015年，全國人均電力消費4142千瓦時。

電力供應能力總體充足，部分地區電力供應富余。2015年，受電煤供應持續寬松、主要水電生產地區來水情況總體偏好、冬夏季各地氣溫總體平和沒有出現極端天氣、重工業用電需求疲軟等因素影響，全國電力供需形勢進一步寬松、部分地區電力富余較多，僅局部地區在部分時段有少量錯峰。分區域看，華北區域電力供需總體平衡略顯寬松，其中，山東電網夏季出現錯峰；華東、華中、南方區域電力供需總體寬松，其中海南8月前電力供應偏緊；東北、西北區域電力供應能力富余較多。

六、電力裝備和科技水平進一步提升

電力科技創新在特高壓、智能電網、大容量高參數低能耗火電機組、高效潔凈燃煤發電、第三代核電工程設計和設備制造、可再生能源發電等技術領域不斷取得重大突破，對轉變電力發展方式起到巨大的推動作用。

在特高壓輸電技術領域，高壓直流斷路器關鍵技術、大電網規劃與運行控制技術重大專項研究等多項技術取得新的進展。高壓大容量多端柔性直流輸電關鍵技術開發、裝備研制及工程應用有了新的進展，世界首次采用大容量柔性直流與常規直流組合模式的背靠背直流工程——魯西背靠背直流工程正式開工建設，世界上首個采用真雙極接線±320kv柔性直流輸電科技示范工程在廈門正式投運，標志著我國全面掌握和具備了高壓大容量柔性直流輸電關鍵技術和工程成套能力。

我國二次再熱發電技術獲重大突破。隨著世界首臺66萬千瓦超超臨界二次再熱燃煤機組——中國華能集團公司江西安源電廠1號機組和世界首臺100萬千瓦超超臨界二次再熱燃煤發電機組——中國國電集團公司泰州電廠二期工程3號機組相繼投運，標志著二次再熱發電技術在國內得到推廣應用； 世界首臺最大容量等級的四川白馬60萬千瓦超臨界循環流化床示范電站體現了我國已經完全掌握了循環流化床鍋爐的核心技術，并在循環流化床燃燒大型化、高參數等方面達到了世界領先水平，隨著2015年世界首臺35萬千瓦超臨界循環流化床機組——山西國金電力公司1號機組投運，全國共有5臺35萬千瓦超臨界循環流化床機組投入商業運行。我國自主三代核電技術“華龍一號”示范工程——中國核工業集團公司福清5號核電機組正式開工建設，使我國成為繼美國、法國、俄羅斯之后第四個具有自主三代核電技術的國家，也將成為我國正式邁入世界先進核電技術國家陣營的里程碑。

七、節能減排成效顯著

能耗指標繼續下降。2015年，全國6000千瓦及以上火電廠機組平均供電標準煤耗315克/千瓦時，比上年降低4克/千瓦時，煤電機組供電煤耗繼續保持世界先進水平；全國線路損失率為6.64%，與上年持平。

污染物排放大幅減少。據中電聯初步分析，2015年，全國電力煙塵排放量約為40萬噸，比上年下降59.2%，單位火電發電量煙塵排放量0.09克/千瓦時，比上年下降0.14克/千瓦時。全國電力二氧化硫排放約200萬噸，比上年下降約67.7%，單位火電發電量二氧化硫排放量約為0.47克/千瓦時，比上年下降1克/千瓦時。電力氮氧化物排放約180萬噸，比上年下降約71.0%，單位火電發電量氮氧化物排放量約0.43克/千瓦時，比上年下降1.04克/千瓦時。截至2015年底，全國已投運火電廠煙氣脫硫機組容量約8.2億千瓦，占全國煤電機組容量的91.20%；已投運火電廠煙氣脫硝機組容量約8.5億千瓦，占全國火電機組容量的84.53%。全國火電廠單位發電量耗水量1.4千克/千瓦時，比上年降低0.2千克/千瓦時；單位發電量廢水排放量0.07千克/千瓦時，比上年降低0.01千克/千瓦時。

電力需求側節能有成效。在保障電力安全可靠、協調發展的大前提下，政府、行業、企業貫徹落實能源消費革命,共同推進電力需求側管理，建立并不斷完善需求側響應體系，加大移峰填谷能力建設，引導用戶優化用電負荷，促進清潔能源消納，涉及15個省份、2000余家工業企業實施了需求側管理工作；國家電網和南方電網超額完成電力需求側管理目標任務，共節約電量142.7億千瓦時，節約電力327.3萬千瓦，為促進經濟發展方式轉變和經濟結構調整發揮了重要作用。

八、新一輪電力改革拉開序幕

2015年3月，中共中央印發了《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）文件，開啟了新一輪電力體制改革的序幕。2015年11月底，為配合9號文件落實、有序推進電力改革工作，國家發展改革委、國家能源局會同有關部門制定并發布《關于推進輸配電價改革的實施意見》、《關于推進電力市場建設的實施意見》、《關于電力市場交易機構組建和規范運行的實施意見》、《關于有序放開發用電計劃的實施意見》、《關于推進售電側改革的實施意見》、《關于加強和規范燃煤自備電廠監督管理的指導意見》6個電力體制改革配套文件，分別從電價、電力交易體制、電力交易機構、發用電計劃、售電側、電網公平接入等電力市場化建設相關領域以及相應的電力監管角度明確和細化電力改革的政策措施。各省市積極行動，啟動了電力改革試點工作。國家發展改革委先后批復在云南、貴州省進行電力改革綜合試點，在深圳輸配電改革試點基礎上,擴大到內蒙古西部、安徽、湖北、寧夏、云南、貴州進行輸配電價改革試點，在重慶、廣東進行省級售電側改革試點。電力行業企業也積極投入電力改革與市場交易試點，發電企業適應市場需要，積極開展與大用戶直接交易、跨省區交易、發電權交易、輔助服務交易等多種市場交易模式的探索，一些央企、地方電力企業和民營企業陸續投資成立了售電公司，積極參與直接交易試點活動，為進一步加快電力市場化建設、完善相關政策法規積累了經驗。

2015年，全國31個省份中已有24個省份相繼開展了大用戶直接交易（僅有北京、天津、河北、上海、海南、青海、西藏等7個省份尚未開展），直接交易電量超過4000億千瓦時，比2014年的1540億千瓦時增長近2倍。其中11個省區交易規模超過100億千瓦時。

九、積極發揮電價調控作用

發揮電價調控政策在推進電力改革、調整產業結構、促進節能減排中的重要作用。進一步完善煤電價格聯動機制，以中國電煤價格指數作為煤電聯動的價格基礎，進行電價調整；全年煤炭供應充足，價格走低，導致燃煤發電全國平均上網電價分兩次下調，分別降低2分/千瓦時和3分錢/千瓦時，并相應分別降低工商業用電價格1.8分/千瓦時和3分錢/千瓦時，助力我國經濟供應側改革；加大環境保護與治理力度，對燃煤電廠超低排放實行電價支持政策，對2016年1月1日前、后并網運行并符合超低排放超低限值要求的燃煤發電企業，分別對其統購上網電量加價1分/每千瓦時（含稅）、0.5分錢/每千瓦時（含稅）；為合理引導新能源投資，促進陸上風電、光伏發電等新能源產業健康有序發展，調整新建陸上風電和光伏發電上網標桿電價, 實行上網標桿電價隨陸上風電和光伏發電發展規模逐步降低的價格政策，鼓勵各地通過招標等市場競爭方式確定陸上風電、光伏發電等新能源項目業主和上網電價；明確將居民生活和農業生產以外其他用電征收的可再生能源電價附加征收標準由之前的1.5分/每千瓦時提高到1.9分/每千瓦時；明確了跨省、跨區域送電價格調整標準，遵循市場定價原則，參考送、受電地區電價調整情況，由供需雙方協商確定，“點對網”送電的上網電價調價標準，可參考受電省燃煤發電標桿電價調整標準協商確定，“網對網”送電價格，可參考送電省燃煤機組標桿電價調整幅度協商確定。

十、行業管理與服務不斷創新

行業管理逐步規范高效。2015年，國家能源局積極推進簡政放權，共取消、下放21項、34子項行政審批事項，全部取消非行政審批事項。持續加強大氣污染治理力度，印發《煤電節能減排監督管理暫行辦法》、《2015年中央發電企業煤電節能減排升級改造目標任務書》，全年共安排節能改造容量1.8億千瓦、超低排放改造容量7847萬千瓦。合理布局清潔能源發展，全年核準開工核電機組8臺合計880萬千瓦，自主三代“華龍一號”示范工程開工建設，AP1000主泵通過評審出廠，核電重大專項——CAP1400示范工程啟動核準前評估。風電開發布局進一步優化，下達光伏發電建設規模2410萬千瓦，啟動太陽能熱發電示范項目建設。開展電力標準化管理工作，立項合計318項，加強標委會的組織管理和協調。建立健全電力工程質量監督工作機制，進一步確立完善的“總站-中心站-項目站”管理體系，開發完成全國在建電力工程項目統計系統，開展在建項目專項督查。統籌謀劃推動能源領域“一帶一路”合作，與重點國家、地區合作建設能源項目，能源裝備和核電“走出去”取得階段性成果。積極參與全球能源治理，我國與國際能源署（IEA）建立了聯盟關系，加強了與能源憲章組織的合作，并由該組織的受邀觀察員國變為簽約觀察員國。

行業服務水平不斷提高。2015年，中電聯認真把握“立足行業，服務企業，聯系政府，溝通社會”的定位，健全行業服務網絡，突出工作重點，不斷提升服務質量。緊密圍繞電力體制改革，積極建言獻策；開展行業重大問題研究，促進行業科學發展；積極有效反映行業訴求，創造良好的政策環境；適應經濟新常態，做好電力行業統計和供需分析預測工作；開展首屆中國電力創新獎評獎工作，推進行業科技和管理創新；創新服務方式，積極開展行業宣傳和信息服務，大力推進行業國際化服務，加強重點領域的行業標準管理及體系建設，繼續開展電力行業職業技能鑒定，積極推進電力行業信息化建設，切實加強電力行業市場誠信體系建設，指導工業領域電力需求側管理工作，進一步完善電力工程質量監督工作體系，加強電力可靠性監督管理，為社會及電力行業提供司法鑒定服務，穩步提升各項專業服務質量，深入開拓專業服務領域及品牌業務。

十一、電力企業經營狀況較好

據國家統計局數據，2015年，受煤炭價格大幅下降的影響，全國規模以上電力企業利潤總額4680億元，比上年增長13.57%。其中，電力供應企業利潤總額1213億元，比上年增長13.02%；發電企業利潤總額3467億元，比上年增長13.77%。在發電企業中，火電、水電、核電、風電業和太陽能發電企業利潤總額分別為2266億元、735億元、183億元、182億元和59億元，分別比上年增長13.32%、10.44%、21.62%、11.14%和69.69%。但是受上網電價連續多次下調、市場化交易電量比重擴大及其交易電價大幅度下降、以及發電設備利用率下降等多重不利因素影響，未來電力企業尤其是火電企業經營形勢將面臨嚴峻挑戰。

十二、國際合作取得新進展

電力企業積極參與國際合作與“走出去”。2015年，電力企業分別與美國、俄羅斯、英國、法國、德國、西班牙、比利時、葡萄牙、羅馬尼亞、立陶宛、哈薩克斯坦、秘魯、厄瓜多爾、南非、埃塞俄比亞、肯尼亞、津巴布韋、韓國、巴基斯坦、馬來西亞、印度尼西亞、蒙古國、老撾等20多個國家的地方政府、企業、大學簽署合作協議和備忘錄，共同開展戰略合作。其中，國網中國電力技術裝備有限公司與埃塞俄比亞國家電力公司和肯尼亞輸電公司簽署合同，承建東非地區第一條高壓直流輸電線路“埃塞—肯尼亞500千伏直流輸電線路”；中國廣核集團有限公司與法國電力集團簽訂英國新建核電項目的投資協議，其中巴拉德維爾B核電項目擬采用“華龍一號”技術，這是我國核電“走出去”的里程碑式項目，也標志著該技術得到歐洲發達國家的認可；中國長江三峽集團公司與俄羅斯水電公司簽署《關于雙方成立合資公司開發俄羅斯下布列亞水電項目的合作意向協議》。根據中電聯對11家主要電力企業的統計調查，11家主要電力企業實際完成投資總額28.98億美元，同比下降約 75.3%；對外承包工程在建項目合同額累計1547.71億美元，同比增長約17.3%；新簽合同額合計472.05億美元，同比增長約8.8%；電力設備和技術出口總額為136.59億美元，同比增加約153%。

展望“十三五”，電力行業改革發展面臨更加嚴峻的形勢和諸多挑戰。一是電力需求增速放緩，電力供應能力過剩勢頭逐步顯現。隨著我國經濟發展進入新常態，能源電力需求特別是重化工業用電增速放緩，部分地區電力供應將顯現過剩格局，發電設備利用小時特別是煤電機組設備利用小時快速下降，煤電企業效益將大幅度下降，面臨的挑戰加劇。二是可再

[4]生能源協調發展難度加大。西南地區棄水、“三北”地區棄風和棄光現象加劇，就地消納市場空間不足，跨區送出線路建設滯后，調峰能力嚴重不足，電力系統整體運行效率有待提高。三是電力清潔替代任務艱巨。實施電力替代終端煤炭、生物質消費，加快提高電力在終端能源消費的比重，是實現節能減排、大氣污染治理的重要途徑，但是實施的進程與成效受電力價格和電力基礎設施等因素的制約。四是電力市場化改革任重道遠。中央9號文件精神為我國深化電力市場化改革奠定了重要基礎。但是目前在市場體系建設、交易規則設計、市場主體培育、政府有效監管、誠信體系建立等方面都面臨著諸多的問題，需要在進一步擴大試點范圍并認真總結經驗的基礎上，不斷完善市場規則，循序漸進。五是電力企業“走出去”面臨嚴峻挑戰。我國的電力裝備產業已經具備在國際市場上競爭的實力，但是企業在風險控制、國際化管理、環境治理、企業文化與當地風俗文化的融合等方面經驗不足。面對上述問題和挑戰，電力行業必須深入貫徹落實科學發展觀，遵循能源發展“四個革命、一個合作”的戰略思想，全面把握經濟發展和電力發展規律，加快推進電力供給側結構性改革，推動電力發展方式轉變，在發展中化解和解決面臨的各種矛盾和問題，努力為“十三五”發展打下良好開局。

第三篇：中國電力行業發展報告2011目錄

《中國電力行業發展報告2011》目錄

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第一章綜述

第二章法規政策和標準化

一、法律法規

二、電力發展改革政策、規劃及要求

三、電力標準化

第三章電力改革、監管與行業管理、服務

一、電力改革

二、行業管理

三、電力監管

四、行業服務

第四章電力工程建設

一、電力工程投資

二、電源工程建設

三、電網工程建設

四、電力工程建設投資存在的問題及政策建議

五、電力建設工程造價與定額

六、電力優質工程

第五章電力生產與供應

一、電力生產能力

二、電力生產

三、電力供應

四、售電情況

五、供電服務

第六章電力安全生產和可靠性

一、抗震救災保電和世博、亞運保電

二、電力安全生產

三、電力可靠性

第七章電力消費

一、電力消費

二、電力消費彈性系數

三、電力需求側管理工作

四、2010年全國各地區電力供需形勢

第八章電價

一、電價政策

二、電價水平

三、電價矛盾分析及政策建議

第九章環境保護與資源節約

一、關停小火電機組情況

二、資源節約

三、火力發電廠污染物排放與控制

四、應對氣候變化

第十章電力科技

一、電力裝備水平

二、科技工作

三、電力信息化

四、科技和裝備存在的問題及發展趨勢第十一章電力企業發展與經營

一、電力行業總體情況

二、電力企業發展經營總體情況

三、電力行業企業管理

四、電力上市公司情況

第十二章電力行業國際合作

一、國際電力經濟技術合作

二、電力國際工程承包與對外投資

三、電力設備、技術進出口

第四篇：《中國電力行業發展報告》-1（寫寫幫整理）

《中國電力行業發展報告》

中國三峽總公司提供的材料

三峽工程建設情況

三峽工程位于湖北省宜昌市三斗坪鎮，是治理和開發長江的關鍵性骨干工程，具有防洪、發電、航運等巨大的綜合效益。三峽工程主要由攔河大壩、電站廠房、通航建筑物三大部分組成。攔河大壩為混凝土重力壩，壩軸線全長2309.50米，壩頂高程185米，最大壩高183米，水庫正常蓄水位175米，總庫容393億立方米。三峽電站為壩后式電站，設有左、右岸兩組廠房，分別設計安裝有14臺、12臺單機額定容量為70萬千瓦的大型水輪發電機組，總裝機容量1820萬千瓦，設計多年平均發電量847億千瓦時。通航建筑物包括雙線連續五級船閘和單線垂直升船機，雙線五級船閘可通過萬噸級船隊，垂直升船機可通過3000噸級客貨輪。三峽工程，于1992年4月3日經第七屆全國人民代表大會第五次會議審議通過，于1994年12月14日正式開工。三峽工程初步設計靜態總概算（1993年5月末價格）為900.92億元人民幣，其中樞紐工程投資500.92億元，水庫淹沒處理及移民安置費用400億元。工程動態總投資估算為1800億元。三峽工程分三個階段施工，全部工期17年。第一階段（1993-1997年）為施工準備及一期工程，以1997年11月6日實現大江截流為標志。第二階段（1998-2003年）為二期工程，以2003年7

月實現水庫初期蓄水、第一批機組發電和永久船閘通航為標志。

第三階段（2004-2009年）為三期工程，以實現全部機組發電和樞紐工程全部完建為標志。

2005年是三峽三期工程建設重要一年，三峽右岸大壩混凝土澆筑全線達到160米高程以上，三峽左岸電站14臺機組比原計劃提前一年全部投產發電，其中2005年新投產3臺發電機組，全年發電491億千瓦時。全年三峽雙線五級船閘共運行8340閘次，通過船舶6.38萬艘次，通過旅客187.5萬人次，貨物3270萬噸；另外翻壩轉運通過貨物952萬噸。

截至2005年12月31日，三峽主體工程累計完成土石方開挖1.38億立方米，土石方回填5374萬立方米，混凝土澆筑2743萬立方米，金結、機電安裝30.3萬噸。累計完成投資1220億元，其中：樞紐工程靜態投資完成426億元，占樞紐工程概算500.9億元的85%；庫區移民完成靜態投資361億元，占庫區移民概算400億元的90%。三峽左岸電站累計發電969億千瓦時，與初步設計相比多發380億千瓦時。水庫蓄水以來雙線五級船閘共運行

2.2萬閘次，通過各類船舶17.4萬艘次，通過客運量468萬人次，通過貨運量8078萬噸。

溪洛渡水電站工程建設情況

溪洛渡水電站位于四川省涼山州彝族自治州雷波縣和云南省昭通市永善縣交界的金沙江干流下游，是一座以發電為主，兼有防洪、攔沙和改善下游航運條件等綜合利用效益的巨型水電站。溪洛渡水電站樞紐由攔河大壩、泄水建筑物以及左、右岸引水發電系統組成。攔河大壩為混凝土雙曲拱壩，壩頂高程610米，最大壩高278米，壩頂長度700米，水庫正常蓄水位600米，總庫容126.7億立方米，調節庫容64.6億立方米。左、右兩岸布置地下式廠房，分別設計安裝9臺70萬千瓦的水輪發電機組，總裝機容量1260萬千瓦，設計多年平均發電量為571～640億千瓦時。

溪洛渡水電站工程設計靜態總投資503.42億元（按2005年一季度價格水平測算），動態總投資674.78億元。工程自2003年開始前期籌建工作，總工期約13年，計劃2007年實現大江截流，2013年首批機組投產發電，2015年竣工投產。

2005年12月26日，溪洛渡水電站主體工程開工，成為金沙江下游梯級電站中第一個開工建設項目。2005年全年完成土石方開挖1767.4萬立方米，土石方回填351.9萬立方米，混凝土澆筑66.41萬立方米。截至2005年12月31日，累計完成投資60.37億元。

第五篇：中國電力行業分析報告

中國電力行業分析報告

一、行業發展概況

電力是國民經濟的重要基礎產業。改革開放初期，全國電力供應緊張，加快電力建設，增加電力供應是當務之急。為此，電力工業首先進行了投資體制改革，以解決電力建設短缺的矛盾。1981年，山東龍口電廠開工建設，首開中央與地方合資建設電站的先河。1987年，國務院又提出了關于電力體制改革的＂二十字方針＂，即“政企分開，省為實體，聯合電網，統一調度，集資辦電”，再加上“因地、因網制宜”，形成了完整的集資辦電、多渠道籌資辦電。1984年，我國第一個利用外資興建的大型水電站——云南省魯布革水電站開工建設，由日本公司中標承包。該電站深化施工管理體制改革被稱作“魯布革沖擊波”。從1985年開始，國務院陸續設立了華能國際(相關,行情)電力開發公司等一批電力企業，以加大利用外資的力度。

新政策極大地促進了電力工業的發展，年投產容量完成了500萬千瓦、800萬千瓦、1500萬千瓦三個跳躍，促成了全國電力裝機容量連跨三大步：1987年超過1億千瓦，1995年超過2億千瓦，2000年超過3億千瓦，裝機容量和發電量均居世界第二位，中國成為世界電力生產和消費大國。從1996年開始，全國電力供需基本實現平衡，結束了拉閘限電的局面。至2001年底，全國年發電量達到14839千瓦時，裝機總容量為3.386億千瓦，兩項指標均居世界第二位，分別比1978年底的2566億千瓦時和5712萬千瓦增長了近6倍。

在大力開展電源建設的同時，我國的電網建設也迅速發展。到2000年底，全國已形成了7個跨省電網和5個獨立的省電網。7個跨省電網中，有6個已形成以500千伏為主干、220千伏為骨干、110千伏為高壓配電的電網結構。“西電東送”戰略實施以來，已初步形成了北、中、南三條通道。南方電網西電東送能力達到370萬千瓦，蒙電東送能力達到109萬千瓦。以三峽工程為契機，并以三峽電站為中心向東、西、南、北四個方向輻射。華中電網與華東電網聯網，川渝電網與華中電網聯網，華東與福建聯網工程建成投運，東北電網與華北電網實現交流互聯。全國電網互聯的雛形已基本形成。目前我國基本上進入大電網、大電廠、大機組、高電壓輸電、高度自動控制的新時代。

與此同時，建國以來最大規模的城鄉電網建設與改造取得明顯進展。1998年，國務院決定進行城鄉電網建設與改造工程，改造農村電網、改革農電管理體制，實現城鄉用電同網同價（簡稱＂兩改一同價＂），由國家電力公司組織實施。投入資金2600多億元，改造了269個城網和2500多個農網。通過改造，城市電價平均每千瓦時降低5分錢，減輕用戶負擔400億元；農村電價平均每千瓦時降低1角3分錢，減輕農民負擔350億元，解決了2500多萬人口的用電問題。

在規模不斷擴大的同時，我國電力工業的質量也不斷提高。水電發展速度位居世界前列，火電結構得到優化。加快水電建設，中國長江、黃河以及其它大江大河中上游梯級開發，新的大中型水電站成批投產，改變了水火電的比例。淘汰了一批小火電機組，單機容量30萬千瓦、60萬千瓦機組已成為電網的主力機組。單機容量80萬千瓦的發電機組已投入運行。90萬千瓦火電機組正在建設中。正在建設的三峽電站將采用70萬千瓦的水輪發電機組。核電建設已經起步，并形成300多萬千瓦的生產能力。風力發電也形成40萬千瓦左右的規模。地熱發電、太陽能發電、垃圾發電取得進展。

在科技進步與可持續發展方面，我國已經形成了500千伏交流輸變電成套設備的生產能力，掌握了緊湊型輸電關鍵技術；研制開發的220千伏、500千伏緊湊型輸電線路已投入運行；所有跨省電網和省電網實施了在線監控，使用了各種高級應用軟件，在電網調度自動化領域和系統仿真技術方面已進入世界先進行列，電力系統分析達到了世界先進水平。在電源科技方面我國已掌握了大型火電廠的設計、施工及運行技術；已經形成了30萬千瓦、60萬千瓦亞臨界火電機組和50萬千瓦水輪發電機組的成套設備生產能力。在壩工技術方面，研究開發了200米壩高的筑壩成套技術和多項壩工新技術、新工藝、新設備，使我國在高壩筑壩技術方面居于世界先進行列。

電力工業體制改革不斷得以深化。實行政企分開，建立現代企業制度。1988年，能源部的成立。同年成立中電聯，加強行業協會自律服務功能。1997年，國家電力公司成立，是電力體制的重大改革。1998年3月撤銷了電力部。此后，國家電力公司提出“四步走”的改革安排，制定了“控股型、經營型、現代化、集團化管理的國際一流電力公司”的總體戰略構想，積極穩妥地走上了實體化經營的道路，扎扎實實地建立現代企業制度，進行了電力市場化改革的探索。2002年2月，國務院印發《電力體制改革方案》，提出要遵循電力工業發展規律，充分發揮市場配置資源的基礎性作用，加快完善現代企業制度，促進電力企業轉換內部經營機制，建立與社會主義市場經濟相適應的電力體制。2000年國家電力公司首次躋身世界企業500強，名列第83位，2001年上升至第77位，2002年上升至第60位。

二、行業發展特征

1、基本特點

目前，我國的電力行業主要呈現出以下幾個基本特點：

（1）電力生產的特殊性首先表現在電力產品不能保存，因此電力行業具有很強的計劃性。電力企業的經濟效益主要取決于核定發電量尤其是上網電量，相應地還要受到核定上網電價以及各種稅費政策的影響。

（2）由于我國煤炭資源相對豐富，因此電力生產以火力發電為主，約占總裝機容量和發電量的80%；水力發電次之，約占總裝機容量和發電量的20%；其他如核電等所占比重很小。相對而言，火電類上市公司業績要好一些，但也呈兩極分化的勢態，并且受煤炭價格影響較大；水電類公司成本低廉，但受氣候影響大。

（3）電力需求增長存在地區性不平衡狀況：東南沿海等經濟發達地區電力需求增速明顯高于全國平均增長水平，而東北和四川省地區增速較低。相應地，東南沿海地區的電力上市公司的業績也高于其他電力上市公司的平均業績水平。

（4）由于電力項目往往投資額巨大，投資周期長，規模的大小對經濟效益的影響比較顯著。一般而言，電力企業規模越大，效益就越好；而那些規模較小的企業由于生產成本高，相對缺乏競爭力。

（5）鑒于現行電力體制壟斷特征明顯，因此“廠網分開、競價上網”成為今后的改革方向。

（6）從今后的發展趨勢來看，水電作為電力行業中的朝陽產業，發展前景非常廣闊。加快和優先發展水電建設，已經成為我國電力工業發展的一項基本的和長期的策略。

（7）“西電東送”戰略的加緊實施對未來電力企業的經營影響越來越大。

2、總體運營狀況

從電力供需情況看，2002年上半年全國電力供需均有所增長，但分地區和行業看表現并不平衡。

（1）電力需求

上半年全社會用電共計7392億千瓦時，同比增長8.9%，其中第一、二、三產業分別同比增長2.5%、9.2%、11.4%。居民生活用電同比增長7.0%。在電力需求快速增長的同時，主要電網最高負荷也比去年同期有所增加。華北、東北、華東、華中、西北電網的最高負荷同比增長速度分別為11.8%、3.4%、6.4%、14.0%和9.2%。

分行業來看，上半年農林牧漁水利業用電增長緩慢，同比增長僅為1.4%，工業用電增長了9.2%，其中輕工業增長了12.6%，重工業為8.3%，主要耗電行業對工業用電增長的貢獻率有所下降。建筑業、交通運輸郵電通訊業、商業用電分別增長了12.1%、13.3%和14.9%，增速明顯。

分地區來看，東部沿海地區的江、浙、閩、粵、魯和海南省，西部的川渝地區，中部地區的江西省以及以高耗電行業用電支持其用電增長的地區中的內蒙古、寧夏的電力需求持續快速增長，用電增速均超過了10%；相比之下，晉、豫、黔、湘、隴、桂、徽等省份以及京、津、滬三大直轄市的用電增速均低于全國平均水平，東北地區則用電增速幾乎沒有增長。

（2）電力供給

今年上半年，我國電力固定資產投資完成609億元，同比增長1.1%，其中基建投資完成408億元，增長33.2%；城鄉電網改造完成投資26億元，同比下降36.7%。今年預計新開工電源1500——2000萬千瓦，到6月底已開工883萬千瓦，新增發電設備450萬千瓦。全國累計發電量7414億千瓦時，同比增長8.8%，其中水電1087億千瓦時，增長0.5%；火電6229億千瓦時，增長10.3%；核電92億千瓦時，下降11.7%。全國發電設備平均利用小時數較去年同期增加57小時。國家電力公司全資及控股機組發電量合計3607億千瓦時，同比增長6.8%。

（3）全年形勢展望

由于我國宏觀經濟形勢總體良好，今年前三季度的國內生產總值增長率已經達到了7.9%。電力行業作為于國民經濟發展密切相關的支柱產業，也面臨著良好的發展機遇。因此，可以預計，今年下半年我國電力的總體需求仍將快速增長，預計全年用電量將接近16000億千瓦時，增長率接近兩位數。

三、行業主要熱點問題

1、電力體制改革的即將實施

今年4月，國務院批準了《電力體制改革方案》，并發出通知，要求各地認真貫徹實施。屆時，國家電力公司管理的資產將按照發電和電網兩類業務劃分，并分別進行資產重組。

（1）電力體制改革方案簡介

根據方案，“十五”期間電力體制改革的主要任務是：實施廠網分開，重組發電和電網企業；實行競價上網，建立電力市場運行規則和政府監管體系，初步建立競爭、開放的區域電力市場，實行新的電價機制；制定發電排放的環境折價標準，形成激勵清潔電源發展的新機制；開展發電企業向大用戶直接供電的試點工作，改變電網企業獨家購買電力的格局；繼續推進農村電力管理體制的改革。

“廠網分開”，主要指將國家電力公司管理的資產按照發電和電網兩類業務劃分，并分別進行資產重組。廠網分開后，原國家電力公司擁有的發電資產，除華能集團公司直接改組為獨立發電企業外，其余發電資產重組為規模大致相當的3～4個全國性的獨立發電企業，由國務院分別授權經營。

在電網方面，成立國家電網公司和南方電網公司。國家電網公司作為原國家電力公司管理的電網資產出資人代表，按國有獨資形式設置，在國家計劃中實行單列。由國家電網公司負責組建華北（含山東）、東北（含內蒙古東部）、西北、華東（含福建）和華中（含重慶、四川）五個區域電網有限責任公司或股份有限公司。西藏電力企業由國家電網公司代管。南方電網公司由廣東、海南和原國家電力公司在云南、貴州、廣西的電網資產組成，按各方面擁有的電網凈資產比例，由控股方負責組建南方電網公司。

電力體制改革的另一重要舉措是改革電價機制。這也是電力體制改革的核心內容。新的電價體系將劃分為上網電價，輸、配電價和終端銷售電價。首先在發電環節引入競爭機制，上網電價由容量電價和市場競價產生的電量電價組成。對于仍處于壟斷經營地位的電網公司的輸、配電價，要在嚴格的效率原則、成本約束和激勵機制的條件下，由政府確定定價原則，最終形成比較科學、合理的銷售電價。

在管理體制方面，成立國家電力監管委員會，按照國家授權履行電力監管職責。

（2）電力體制改革方案對電力行業的影響

長期來看，電力體制改革實施的結果，能夠打破行業壟斷，引入競爭機制，有利于優勝劣汰、形成以一批業內的龍頭企業和明星企業為核心的企業集團。企業規模的擴大以及相應技術水平的升級，有助于降低經營成本；考慮到“西電東送”工程的不斷進展，供求關系會得到緩解，因此從長期看電價有降低的趨勢。短期內，電力體制改革的事實，必然會促進產業內的資產重組。事實上，近一段時期以來電力行業重組的“真空”恰恰說明了電力企業本身蘊藏著重組的內在動力，只是由于政府的干預才沒有進行，但許多業內企業都已經進行了充分的準備。有理由相信，大規模的重組即將來臨，并將對產生深遠的影響。

根據本次電改方案，對電力企業的影響將主要涉及以下幾方面：

a.重組的影響：產業重組催生一批以國電公司旗下的四大公司為首的特大型企業集團，這些集團將通過國電公司內部重組，以大的地域劃分為單位，吸納國電公司擁有的絕大部分電力企業的股權；同時，各地電力公司也將通過省內的重組，組建一批大中型企業集團；不符合產業政策的弱勢企業將被迫被收編，納入上述公司的勢力范圍。

b.廠網分開，競價上網的影響：盡管電價受到資源分布和地方保護主義的影響，很難在全國范圍內統一，但就各地區內的電網而言，不同企業遲早將要面臨同一道門檻，逐步做到同網同價。這樣，經營成本高于平均水平的企業僅能得到低于全行業的利潤，其最終出路無非是被收購，或者被迫退出競爭。相反，具有機制、管理、技術優勢的少數企業將不斷發展壯大，瓜分市場份額。因此，對業內不同企業的影響應分別加以分析。

c.對下游產業的影響：電力的下游產業分布極其廣泛，比較突出的是電力成本占經營成本比重較高的部門，如冶煉業（電解鋁、鋼鐵業等），很可能從電價的下降中受惠。盡管電價下降是長期趨勢，但由于受供求關系影響，電價的近期走勢并不明朗。因此，對這些下游產業以及再下游的產業的影響還將做進一步分析。

d.69號文效力尚存：需要注意的是，盡管電力體制改革方案已經得到國務院的批準，但由于具體的實施方案尚未最后公布，國務院辦公廳于2000年10月下發的《國務院辦公廳關于電力工業體制改革有關問題的通知》，也就是業內人士通常所說的69號文件仍然在發揮作用。這一文件規定，“為規范運作，防止國有資產流失，除正常生產經營外，有關各級國有電力企業資產重組、電站出售和其他資產處置問題，將納入電力體制改革總體方案統籌考慮。目前除按國家規定程序審批的資產重組、電站出售、盤活存量項目外，停止其他任何形式的國有電力資產的流動，包括電力資產的重組、上市、轉讓、劃撥及主業外的投資等；凡項目未經國家批準的，其已經變現所得的資金應停止使用并予以暫時凍結。”另外，69號文件還規定，除已經試點的六省市外，其余各地區一律暫停執行地方政府或電力企業自行制訂實施的“競價上網”發電調度方式，并暫時不再批復新的試點。69號文的出臺，遏制了電力行業積極重組的勢頭，也給即將實施的電改方案增加了諸多變數。

2、西電東送的價格調整

為了促進西電東送的順利運行，國家電力公司、國家計委曾在今年5月20日以計價格[2002]781號文發出《國家計委關于南方電網西電東送有關問題的通知》，決定對南方電網西電東送價格進行適當調整，包括云南、貴州重點電廠進行西電東送的送電價格、有關線路的輸電價格以及輸電損耗電費的費率都作了明確的定位，并已經于今年4月1日開始執行這一文件。

西電東送戰略的實施，是為了滿足經濟發達但電力供給短缺的兩廣地區的巨大需求，及有效利用了云貴地區富余的水力、火力資源，也降低了發達地區企業生產經營成本，是一種“雙贏”的措施。價格調整后，將更大地提高發電企業和輸變電企業的生產積極性，產生巨大的經濟效益和社會效益。

四、電力行業上市公司概況

目前，國內證券市場的電力類上市公司共計42家。由于業績普遍較為穩定，加之現金流充沛，投資者很容易在這些上市公司中的大股東名單中發現證券投資基金的身影。2002年半年報統計數據也顯示，根據證監會頒布的上市公司行業分類指引所統計的行業經營指標中，電力行業上市公司的平均每股受益和平均凈資產收益率在全部行業中均居于前兩位，充分說明了電力上市公司的良好經營業績。

截止到2002年6月30日，全部42家電力上市公司的平均總股本為63797.20萬股，平均流通A股為14132.20萬股，平均每家公司擁有總資產41.02億元，凈資產23.52億元。在核定經營規模的各項指標上，華能國際均高居榜首。（這只國電系統的巨擘實現了大陸、香港和紐約的三地上市，并不斷通過收購電廠提升裝機容量和經營規模，其總股本為60億股，總資產和凈資產分別達到了近430億元和290億元，中期實現稅后利潤18.21億元）。

可以看出電力類公司的業績實現了穩定增長，尤以主營業務收入的增長更甚。上市公司的主營業務規模增長速度，超過了全國平均用電量的增長速度，而從全國范圍來看，電價基本穩定，因此，收入的提高主要是由于發電量和售電增長的貢獻。而主營業務利潤、利潤總額和凈利潤低于主營業務收入的增速，主要原因是由于發電成本的提高，而這主要是由于煤價上漲因素造成的。目前，隨著煤炭行業關井壓產工作的基本完成，煤價已經開始回落，并不具備再度大幅波動的基礎。因此，在我國經濟繼續快速增長的宏觀背景下，預計下半年電力行業的經營業績將進一步增長。

每股收益和凈資產收益率兩項指標有所下降主要是由于統計中采用了按照上市公司家數的簡單平均計算方法，存在一定誤差，如華能國際、粵電力(相關,行情)這樣股本和資產規模大同時業績優良的沒有發揮相應的權重。如果按照加權平均計算，則電力行業2002年中期的每股收益和凈資產收益率分別為0.186和5.41%，仍然增長強勁。考慮到衡量公司業績含金量的經營活動產生的現金流量凈額這一指標由20026.95萬元上升到23695.70萬元，可以肯定公司的業績增長是比較具有保障的。

另外，從其它衡量公司資產質量的財務指標來看，公司的平均流動比率、速動比率和應收賬款周轉率均有明顯改善，說明上市公司資產質量有了提高，但也存在一些需要注意的問題。比如說，與期初相比，每家公司的平均應收賬款由20972.07萬元增加到24638.64萬元，增長了17.48%；平均存貨由7635.04萬元增至9001.97萬元，增長了17.90%。類似的，還有長期負債余額由63433.65萬元增至76859.36萬元，增長了21.16%。與此同時，在營業費用和財務費用略有下降的同時，平均每家公司的管理費用由了近兩位數的上升，達到了2716.64萬元，不能不使投資者產生一絲疑慮。

電力上市公司的不同業績表現反映了電力生產的特點。首先，規模較大的公司業績普遍良好。電力板塊業績前五家公司的裝機容量都在100萬千瓦以上，規模經濟效應明顯。如華能國際，2001年發電量增長21.86％，就是因為其吸收合并了山東華能，規模擴大了；而今年上半年又相繼收購了上海石洞口一廠、江蘇太倉電廠、淮陰電廠、浙江長興電廠四個電廠，裝機容量增加245萬千瓦，發電量也勁增11.2％。日前，華能國際的一則公告再度預計其第三季度發電量將繼續迅速增長。

其次，不同類型的發電企業業績差異明顯。25家火電類上市公司中除兩家魯能泰山(相關,行情)、華銀電力(相關,行情)外，主營業務收入均實現了增長；而9家水電公司受氣候影響大。平均中期每股收益僅為0.09元，同比下降近30%；作為傳統意義上的績優股的熱電類公司今年中期業績急劇下滑，平均每股收益僅為0.06元。主要原因是煤價的上漲和補貼收入的取消。個別公司的巨額應收賬款也連累了整個板塊的業績。

目前，2002年業已進入尾聲。整體來看，電力上市公司的業績增長已成定局。盡管電力體制改革方案還沒有付諸實施，從近期電力上市公司的情況看，行業內部的重組已是暗流涌動。電力行業的特點更適于進行長期投資，投資者在期待電力上市公司交出滿意的全年答卷的同時，也不妨對行業內的重組進展情況把保持密切關注。