第一篇：中國電力行業分析報告(2010年3季度)2頁（寫寫幫推薦）

中國電力行業分析報告（2003年3季度）

2003年以來，作為基礎能源產業的電力行業持續呈現快速發展的態勢，1-9月份全國累計完成發電量13527.41億千瓦時，比上年同比增長15.6%，全國電力生產穩步增長。分種類來看，1-9月份全國累計火電完成發電量11258.18億千瓦時，同比增長16.6%；水電完成1951億千瓦時，同比增長4.07%；核電完成308.7億千瓦時，同比增長89.65%。火電依然是電力生產的主體，發電量占84%，為保證整個電力供應提供了很好的支持；水電在9月份，1-9月增速比前8個月上升2個百分點；核電規模仍然比較小，但增長速度非常快。

2004年供電形勢依然比較緊張，雖然不會出現今年全國大面積缺電的局面，但全國大部分地區將出現高峰負荷期供電緊張的局面。

目錄

Ⅰ 2003年3季度電力行業整體運行情況

一、總體生產情況

二、總體銷售情況

三、企業總體經營情況

四、總體投資情況

五、產業發展環境

1．經濟增長的重化工業傾向

2．居民用電及第三產業用電穩中有升

3．局部投資過熱的部分用電大戶行業的調整會相對緩和用電需求的高速增長

六、本季度行業景氣現狀及走勢預測

Ⅱ 2003年3季度電力行業品市場供求情況

一、電力生產

1．電網生產情況

2．網際間電量交換情況

二、電力需求

三、進出口情況

四、價格走勢

Ⅲ 2003年3季度主要電網經營情況

一、東北電網

二、華北電網

三、華東電網

四、華中電網

五、西北電網

六、南方電網

Ⅳ 2003年3季度電力行業熱點專題

一、電力供應專題

1．煤炭供應

2．枯水季及防洪

3．發電裝機容量

二、政策法規

1．區域電力市場建設從今年起試點

2．國資委對14家電力企業履行出資人職責

3．加大電網的投資力度，確保用電安全

第二篇：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。

第三篇：電力行業分析報告

電力行業分析報告

Ⅰ．行業分類

一、發電方式總共分為六種：

1、火力發電，一般是指利用石油、煤炭和天然氣等燃料燃燒時產生的熱能來加熱水，使水變成高溫、高壓水蒸氣，然后再由水蒸氣推動發電機來發電的方式的總稱。火力發電按其作用分單純供電的和即發電又供熱的，按原動機分汽輪機發電、燃氣輪機發電、柴油機發電。按所用燃料分，主要有燃煤發電、燃油發電、燃氣發電。火力發電系統主要由燃燒系統（以鍋爐為核心）、汽水系統（主要由各類泵、給水加熱器、凝汽器、管道、水冷壁等組成）、電氣系統（以汽輪發電機、主變壓器等為主）、控制系統等組成。前二者產生高溫高壓蒸汽；電氣系統實現由熱能、機械能到電能的轉變；控制系統保證各系統安全、合理、經濟運行。

2、太陽能發電是由光能轉變成電能的技術。太陽能發電系統目前分為三種：并聯型太陽能光電系統、獨立型太陽能光電系統、防災型太陽能光電系統。

3、風力發電系統主要有恒速恒頻風力發電機系統和變速恒頻風力發電機系統兩大類。恒速恒頻風力發電系統一般使用同步電機或者鼠籠式異步電機作為發電機，變速恒頻風力發電系統一般采用永磁同步電機或者雙饋電機作為發電機。

4、核能發電，利用核反應堆中鏈式核裂變反應所釋放的能量發電。將原子核裂變釋放的核能轉變電能的系統和設備通常稱為核電站，也稱為原子能發電站。其關鍵設備---核反應堆，除此之外還有主泵，穩壓器，蒸汽發生器，安全殼，汽輪發電機和危急冷卻系統等。

5、水利發電，將河流、湖泊或海洋等水體所蘊藏的水能轉變為電能的發電方式。水輪機及水輪發電機是水電站的基本設備。為保證安全經濟運行，在廠房內還配置有相應的機械、電氣設備，如水輪機調速器、油壓裝置、勵磁設備、低壓開關、自動化操作和保護系統等。在水電站升壓開關站內主要設升壓變壓器、高壓配電開關裝置、互感器、避雷器等以接受和分配電能。

6、氫能發電，利用物質電化學變化釋放出的能量直接變換為電能。常見的氫能發電方法有:燃料電池、氫直接產生蒸汽發電、氫直接作為燃料發電。

二、輸電，電能的傳輸。

輸電是用變壓器將發電機發出的電能升壓后，再經斷路器等控制設備接入輸電線路來實現。按結構形式，輸電線路分為架空輸電線路和地下線路。架空輸電線路由線路桿塔、導線、絕緣子等構成，架設在地面之上。地下線路主要是使用電纜，敷設在地下（或水域下）。

三、變電

變電是變電所通過升高和降低電壓來完成的。變電所是電力系統中通過其變換電壓、接受和分配電能的電工裝置，其作用是變換電壓，傳輸和分配電能。變電所由電力變壓器、配電裝置、二次系統及必要的附屬設備組成。

四、配電

配電系統由配電變電所（通常是將電網的輸電電壓降為配電電壓）、高壓配電線路（即1千伏以上電壓）、配電變壓器、低壓配電線路（1千伏以下電壓）以及相應的控制保護設備組成。

五、用電

用電一般分為五大類：居民生活用電、大工業用電、一般工商業用電、非工業用電、農業生產用電。

Ⅱ．行業狀況

一、電力現狀

目前，電力建設發展快速，特別是風力發展；中國清潔能源發電快速發展，截至2010年底，中國水電裝機容量已達2.47億千瓦，總容量為世界第一；核電裝機容量為908萬千瓦，占總容量的2.1%；風電裝機容量已連續三年實現倍增式增長。光伏行業，預計2012年全球新增裝機量約20.2GW,增長約30%。以目前世界各國的可再生能源發展規劃和光伏裝機目標推算,全球太陽能行業在未來5-10年能保持25%-30%的復合增長率,而中國的累積裝機10年可翻26倍。太陽能電池:晶硅電池企業業績提升,薄膜、聚光電池階段性行情可期。由于國內晶硅電池產能擴建加速，光伏設務的新一輪需求爆發，展現出光伏設備與輔材的較大市場。

我國電力發展目前主要存在五大問題：

1、電力結構不盡合理。概據調研數據說明，2009年底，火電裝機占全國裝機總量的70.5%，且大部分是用煤作燃料，水電裝機占裝機總量的22.5%與巨大的水電資源相比，明顯偏低。核電裝機所占比例只有1%，也明顯偏低。

2、電力的規劃工作嚴重滯后。目前電力行業的規劃指導性與權威性不強，電力的全國規劃與地方規劃之間、電源規劃與電網規劃之間、電源結構規劃之間、傳統能源規劃與新能源規劃之間、輸煤規劃與輸電規劃之間，缺乏統一性、協調性與科學性。

3、電價的形成機制也存在不合理。煤電價格聯動機制執行不到位，辦法不完善，既影響電力企業的可持續發展，也影響媒體企業的長遠規劃。

4、電力行業法律法規建設速度緩慢。

5、電力開發建設的環境和社會壓力加大，發展的困難增大。征地拆遷、水土保持、植被保護、移民訴求等等的成本大幅提升，有的已超過了電力企業的承受能力。

第四篇：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。

第五篇：2010年電力行業分析報告（模版）

2010年電力行業分析報告

在3月27中國電力企業聯合會（下簡稱中電聯）主辦的“2010年經濟形勢與電力發展分析預測會”上獲悉，2009年火電行業負債率近年來首次同比下降，火電行業總體實現扭虧，但中電聯同時警告2010年電力行業的經營前景不容樂觀。

根據一份中電聯提供的近兩年1至11月全國電力各子行業資產負債率情況的表格，2008年火力發電的資產合計19343.48億元，負債合計14445.11億元，資產負債率為74.68%；而2009年火力發電的資產總計21479.79億元，負債合計15618.82億元，資產負債率下降到72.71%

據了解，這是近年來火電行業負債率首次出現同比下降。中電聯介紹，由于煤價由上年同期的高位大幅回落，以及上年上調上網電價的影響，加上下半年各月火力發電量的增加，共同導致1至11月份火電行業企業經營總體實現扭虧。

全社會用電量迅速回升是我國電力行業尤其是火電利潤有所恢復的主要原因。

火電行業經營雖然在去年實現總體扭虧，但是在企業和地區間分布不均衡，從火電企業了解到，相當一部分火電廠仍然沒有擺脫虧損局面。

中電聯專家介紹，由于各省煤價、電價差異較大，加上電量增長速度不一，導致行業利潤在各地區間分布不平衡

電監會研究室的吳疆研究員認為，國家電力結構優化也是火電行業負債率下降的一個原因，“從投資的角度上看，可再生能源的迅猛發展擠占了火電的投資空間，銀行、國債對貸款給火電企業不像以前那么熱衷。”吳疆表示。

中電聯認為，由于上網電價和銷售電價調整不到位、以及四季度以來延續的煤價過快上漲的情況將對2010年電力行業整體效益造成巨大影響。

下半年，電力行業將積極按照國家要求做好保發展、調結構等各項工作；加大結構調整力度，全年計劃關停小火電1000萬千瓦，全年預計新增裝機超過9000萬千瓦，年底全國裝機容量將達到9.5億千瓦，供應能力進一步增強；電力需求保持平穩，增速逐步回落，預計全年增長12%左右；供需總體平衡，個別地區在枯水期、迎峰度夏和迎峰度冬期間的結構性矛盾依然存在，全國發電設備利用小時比上年略有上升；電煤、來水和氣溫將是影響部分地區電力電量平衡的決定性因素。

（一）電力供應情況

上半年，全國電力投資增幅同比回落，電源投資繼續保持平穩較快增長，清潔能源投資力度加大，電網投資規模小于上年同期；新增裝機繼續保持較大規模，發電裝機容量接近9億千瓦，全國電力供應能力總體充足。發電量繼續保持高速增長，增速有所回落，水電發電量累計增速恢復正增長，火電發電量增速自高位回落；發電設備利用小時同比有較大提高，已經接近2008年同期水平。以下情況：

1.電源投資和發電裝機穩步增長，供應能力充足

2.發電量保持高速增長，水電發電量恢復正增長

3.發電設備累計平均利用小時較大提高并接近2008年同期水平

4.發電日均耗煤量快速增長，一季度供需平衡偏緊，價格同比高位波動

（二）電網輸送情況

上半年，電網投資完成額略有減少，所占比重有所下降。

5、6月份，電網新增規模較大，對迎峰度夏的保障作用大大加強。6月份，±800kV云南-廣東特高壓直流工程雙極投產；7月初，±800kV向家壩-上海特高壓直流工程成功投運，至此，我國第一批特高壓直流輸電線路順利投產，西南水電外送能力將明顯提升。

（三）電力消費情況

上半年，電力消費增速延續了2009年四季度以來高位運行的態勢。在國家主動宏觀調控以及基數作用下，各月用電量增速逐月穩步回落。第二產業對用電增長的拉動作用突出，第三產業穩定增長，城鄉居民生活用電受氣候影響明顯。國家宏觀調控作用顯現，重點行業用電量繼續增加的動力有所減弱。地區用電分布差異較大，中西部發展速度領先于東部。以下情況：

1.全社會用電量增速持續高位運

2.第二產業用電確保全社會用電增速維持在高位

3.工業用電量持續較大規模

4.重點行業單月用電保持很大規模

5.中西部用電增速快于東部

（四）電力行業整體效益恢復性增長，火電虧損嚴重

根據國家統計局統計，1-5月份，電力行業利潤總額由上年同期的155億元，增加到504億元。但電力行業分省利潤分布極不均衡，其中，火電行業利潤主要分布在東部三省（山東虧損嚴重），占全國火電行業總利潤的73%。中部地區各省火電虧損情況十分嚴重，主要原因是河南、山西、安徽等坑口電廠歷來上網電價偏低，而近年來電煤市場化以及外運煤炭增加導致本地電煤價格上漲幅度較大。火電行業虧損面繼續加大，上升到43.36%，比上年同期提高3.10個百分點，中部地區各省虧損面均超50%。電力行業銷售利潤率整體偏低，僅為3.50%，比上年同期提高1.84個百分點，比全國工業銷售利潤率的平均水平低2.53個百分點。其中，電力供應業尤為明顯，銷售利潤率僅為2.28%，火電行業銷售利潤率也僅為

3.92%。

三、當前電力供需值得關注的幾個問題

（一）加強設備維護和安全管理，確保電網安全穩定運行隨

（二）盡快完善煤電聯動機制，遏制火電行業特別是中西部地區虧損面不斷加大的嚴重局面

（三）進一步加強對煤電運全過程的監測和監管，防止到廠電煤價格的變相漲價

（四）密切關注宏觀經濟運行態勢，把握電力需求走勢

2009年以來，在國家一攬子計劃拉動下，我國經濟實現了回升向好后的穩步發展，各項宏觀調控政策符合預期。但是，目前我國經濟進一步發展面臨的兩難問題增多，歐洲存在二次探底風險，國際競爭矛盾增多，國內部分先行指標在5月份以后出現下滑的情況，如果處理不好，可能會繼續向下游傳導，因此，下半年我國經濟運行存在較大的困難和不確定性。建議密切關注國際經濟形勢變化，分析對進出口造成的影響，采取必要的措施；各部門、行業、企業加強宏觀經濟運行監測分析，開展聯合調研，準確把握宏觀經濟形勢變化；電力行業企業也要堅決執行國家節能減排、調結構等各項措施，加強電力需求市場調研，監測重點地區、重點行業運行狀況，及時向政府有關部門提供監測結果，供政府部門決策參考，同時做好相應的發電生產和調度預案。