2009中国电力行业年度报告

2009

中国行业年度报告系列之

电力

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I 目 录

第一章 电力行业的发展环境 (1)

一、政策环境分析 (1)

（一）2008年电力行业重要政策及其影响解读 (1)

（二）未来电力政策调整趋势 (8)

二、电力行业技术及发展趋势 (11)

（一）火电技术 (11)

（二）核电技术 (12)

（三）水电技术 (14)

（四）可再生能源技术 (15)

（五）电网技术 (15)

（六）供电煤耗水平 (16)

（七）我国电力技术发展方向 (16)

三、电力关联产业发展情况 (17)

（一）2008年宏观经济运行环境 (17)

（二）能源产业发展态势 (19)

（三）电煤供应、价格及煤电联动趋势 (20)

（四）高耗能行业发展趋势 (22)

（五）电力设备的供应能力、制造技术与价格 (24)

（六）气候条件及水库来水情况 (26)

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II 第二章 2008年电力供需形势分析 (27)

一、电力需求形势 (27)

（一）电力消费量及其增长 (27)

（二）电力消费的产业结构 (29)

（三）重点行业电力消费情况 (30)

（四）电力消费的区域结构 (31)

（五）用电负荷与统调用电量 (33)

二、电力生产与供应 (34)

（一）发电量及其增长 (34)

（二）分电源发电情况 (36)

（三）电力供应的区域结构 (39)

（四）发电设备利用小时数 (40)

（五）网间、省间电力交换情况 (45)

（六）发电负荷与统调发电量 (47)

（七）电力供应的可靠性 (48)

三、电力供需形势 (49)

（一）全国电力总体供需形势 (49)

（二）各地区电力供需形势 (50)

（三）电价水平及其变化 (51)

（四）电力供需面临的主要问题 (55)

第三章 电力供需发展预测 (57)

一、2009年电力供需形势预测.................................57 仅供招商银行使用

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III （一）2009年经济增长预测 (57)

（二）2009年电力需求特点分析 (58)

（三）2009年电力需求量及增长预测 (58)

（四）2009年电力供需平衡预测 (61)

二、2010～2020年电力需求预测 (63)

（一）2010～2020年经济发展预测 (63)

（二）2010年电力需求预测 (63)

（三）2020年电力需求预测 (64)

第四章 电力行业效益分析 (66)

一、行业总体情况 (66)

二、发电行业效益 (68)

（一）总体规模情况 (68)

（二）产销衔接情况 (69)

（三）偿债能力分析 (71)

（四）营运能力分析 (72)

（五）盈利能力分析 (73)

（六）发展能力分析 (75)

三、电力供应业效益 (77)

（一）总体规模情况 (77)

（二）产销衔接情况 (78)

（三）偿债能力分析 (78)

（四）营运能力分析 (79)

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IV （五）盈利能力分析 (79)

（六）发展能力分析 (80)

第五章 2008年电力投资及基建情况 (81)

一、2008年电力行业投资概况 (81)

（一）电力投资规模及其增长情况 (81)

（二）各地区电力投资情况 (82)

（三）电源电网之间的投资结构变化 (83)

二、2008年电源建设情况 (84)

（一）发电新增装机容量及其增长 (84)

（二）电源投资规模及其增长 (85)

（三）分地区电源建设情况 (85)

（四）分电源类型的建设投资情况 (88)

三、2008年电网建设情况 (90)

（一）电网建设总体情况 (90)

（二）电网投资规模及其增长 (90)

（三）分地区电网建设情况 (90)

（四）分等级的电网建设情况 (92)

（五）农村电网建设状况 (92)

四、电力建设及电网运营中存在的问题 (93)

（一）电力建设中存在的问题 (93)

（二）电网运营中存在的问题 (94)

（三）农村电网运营中存在的主要问题 (95)

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V 五、“十一五”后期电力投资前景 (96)

（一）电力行业总体投资前景分析 (96)

（二）电源建设资金需求预测 (97)

（三）电网建设资金需求预测 (97)

（四）电力建设的融资规模及结构预测 (97)

六、电力行业投资建议及风险提示 (97)

（一）电力行业投资建议 (97)

（二）电力行业的主要投资风险提示 (99)

第六章 主要企业经营情况 (100)

一、电力企业构成及总体情况 (100)

（一）发电企业 (100)

（二）输电企业 (101)

（三）供电企业 (101)

二、主要电力集团经营情况 (102)

（一）大型电力集团总体经营情况 (102)

（二）华能集团公司 (104)

（三）华电集团公司 (105)

（四）大唐集团公司 (106)

（五）中电投集团公司 (107)

（六）国电集团公司 (108)

（七）国家电网公司 (108)

（八）南方电网公司 (109)

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VI 三、主要电力上市公司经营情况 (110)

（一）长江电力 (110)

（二）大唐发电 (112)

（三）国电电力 (114)

（四）华电国际 (116)

（五）华能国际 (118)

（六）申能股份 (119)

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VII 图表目录

表1： 全国2008年四大高耗能行业用电情况............................................................................22 表2： 2008年我国电力消费的产业结构....................................................................................29 表3： 2006～2008年主要行业用电累计增长情况.....................................................................30 表4： 2008年12月当月重点行业生产及用电量情况.................................................................31 表5： 2008年全国分地区全社会用电量情况............................................................................32 表6： 2008年部分省区部分月度用电量增速............................................................................33 表7： 2008年全国各地区最高用电负荷及增长情况.................................................................34 表8： 2008年全国各地区发电量及增长情况............................................................................40 表9： 2000～2008年全国各种电源发电设备利用小时数.........................................................41 表10： 2008年全国各地区发电设备利用小时数及变化情况...................................................42 表11： 2008年全国各地区水电发电设备利用小时数及变化情况...........................................43 表12： 2008年全国各地区火电发电设备利用小时数及变化情况...........................................45 表13： 2008年全国主要跨区域送电情况..................................................................................46 表14： 2008年主要电网最高发电负荷及统调发电量情况.......................................................47 表15： 2008年全国发电机组主要可靠性指标..........................................................................48 表16： 2008年全国输变电设施主要可靠性指标.......................................................................49 表17： 2008年各区域电网供电系统用户供电可靠性指标.......................................................49 表18： 2008年五大发电集团上网电量与上网电价统计...........................................................52 表19： 2008年全国输配环节电价统计......................................................................................52 表20： 2008年各电网企业平均销售电价与平均购电价...........................................................53 表21： 2008年分省平均销售电价..............................................................................................53 表22： 2008年分省平均居民电价..............................................................................................54 表23： 2000～2008年我国单位GDP 用电量变化情况...............................................................59 表24： 不同方法预测的2009年电力需求量..............................................................................60 表25： 2010年电力需求预测结果..............................................................................................64 表26： 2020年电力需求预测结果..............................................................................................65 表27： 2008～2009年2月各期间电力行业实现利润情况.........................................................66 表28： 2007～2008年电力行业主要财务指标..........................................................................67 表29： 2005～2008年火电、水电、核电及其他发电行业总体规模.......................................68 表30： 2005～2008年火电、水电、核电及其他发电行业产销率变化...................................69 表31： 2005～2008年火电、水电、核电及其他发电行业产成品资金占用率变化...............70 表32： 2005～2008年火电、水电、核电及其他发电行业偿债能力.......................................71 表33： 2005～2008年火电、水电、核电及其他发电行业营运能力.......................................73 表34： 2005～2008年火电、水电、核电及其他发电行业盈利能力.......................................74 仅供招商银行使用

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VIII 表35： 2005～2008年火电、水电、核电及其他发电行业发展能力.......................................76 表36： 2005～2008年我国电力供应业总体规模.......................................................................77 表37： 2005～2008年我国电力供应业产销衔接情况...............................................................78 表38： 2005～2008年我国电力供应业偿债能力.......................................................................78 表39： 2005～2008年我国电力供应业营运能力指标...............................................................79 表40： 2005～2008年我国电力供应业盈利能力指标...............................................................80 表41： 2005～2008年我国电力供应业发展能力指标...............................................................80 表42： 2004～2008年电力行业投资与全社会城镇投资对比...................................................82 表43： 2008年各地区电力投资情况..........................................................................................82 表44： 2003～2008年电源电网投资情况..................................................................................83 表45： 2008年分季度分区域新增装机容量..............................................................................85 表46： 2008年全国各省区新增发电装机容量及水电、火电新增情况...................................86 表47： 2008年电源工程建设投资情况......................................................................................88 表48： 2008年全国分地区220千伏及以上输电线路回路长度及变压器容量情况.................91 表49： 2008年末全国各级供电企业数量................................................................................102 表50： 2008年七家中央电力企业集团生产经营情况对比.....................................................103 表51： 2007～2008年长江电力主要规模、产销和盈利水平指标.........................................111 表52： 2007～2008年大唐发电主要规模、产销和盈利水平指标.........................................114 表53： 2007～2008年国电电力主要规模、产销和盈利水平指标.........................................116 表54： 2007～2008年华电国际主要规模、产销和盈利水平指标.........................................117 表55： 2007～2008年华能国际主要规模、产销和盈利水平指标.........................................119 表56： 2007～2008年申能股份主要规模、产销和盈利水平指标.. (121)

图1： 2001～2008年全社会用电量情况....................................................................................27 图2： 2004～2008年全国电力累计月度消费增长情况.............................................................28 图3： 1991～2008年全国电力消费弹性系数变化.....................................................................28 图4： 2001～2008年全国工业用电占全社会用电量比重变化.................................................30 图5： 1998～2008年全国电力生产基本情况............................................................................35 图6： 2008年全国分月电力生产情况........................................................................................35 图7： 2006～2008年各月全国累计发电量增速变化.................................................................36 图8： 2008年全国分电源的发电量构成....................................................................................36 图9： 2006～2008年各月火电、水电发电量占总发电量的比重.............................................37 图10： 2006～2008年各月全国水电累计发电量增速变化.......................................................37 图11： 2008年全国各月水电发电生产情况..............................................................................38 图12： 2006～2008年各月全国火电累计发电量增速变化.......................................................38 图13： 2008年全国各月火电发电量情况..................................................................................39 图14： 2006～2008年各月全国发电设备累计利用小时数变化...............................................41 仅供招商银行使用

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IX 图15： 2006～2008年各月全国水电设备利用小时数变化.......................................................43 图16： 2006～2008年各月全国火电设备利用小时数变化.......................................................44 图17： 1998年以来我国人均用电量增长趋势..........................................................................59 图18： 2007～2008年各季度电力行业企业景气指数...............................................................67 图19： 2006～2008年煤炭电力工业品出厂价格指数...............................................................75 图20： 2006～2008年各月电力生产行业累计利润增长率.......................................................77 图21： 2004～2008年全国电力、热力的生产与供应业投资增长情况...................................81 图22： 2003～2008年电源电网投资比例..................................................................................83 图23： 1998～2008年全国发电装机容量增长情况...................................................................84 图24： 2008年各月全国电源基本建设投资..............................................................................85 图25： 2005～2008年全国各电网区域发电装机容量构成.......................................................88 图26： 2008年发电装机容量构成..............................................................................................89 图27： 电力等基础设施建设的投资期划分..............................................................................96 图28： 2008年末各类发电企业总装机容量构成.....................................................................101 图29： 2008年两大电网集团输配电成本构成 (104)

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1 第一章 电力行业的发展环境

一、政策环境分析

（一）2008年电力行业重要政策及其影响解读

1．2008年电力体制改革情况

（1）电力行业“主多分开”改革取得进展

2008年1月28日，国资委、发展改革委、财政部、电监会联合印发了《关于规范电力系统职工投资发电企业的意见》，对电网企业职工持有发电企业股权和发电企业职工投资发电企业的行为进行了规范。《意见》要求地（市）级电网企业的领导班子成员和省级以上电网企业的电力调度人员、财务人员、中层以上管理人员，不得直接或间接持有本省电网覆盖范围内发电企业的股权，已持有本省电网覆盖范围内发电企业股权的，1年内应全部予以清退或转让，发电企业可以优先回购。《意见》还要求发电企业职工不得直接投资于共用同一基础设施或同一生产经营管理系统的发电机组，不得在水坝溢流洞、泄洪洞投资安装发电机组。

（2）电力行业管理体制出现重大变革

根据十一届全国人大一次会议批准的国务院机构改革方案，成立国家能源局，明确国家能源局是国家能源行业管理部门。主要职责包括划入原国家能源领导小组办公室职责、发改委的能源行业管理职责，以及原国防科学技术工业委员会的核电管理职责等。7月31日，国家能源局召开成立大会，8月8日，国家能源局正式挂牌。根据国务院批准的“三定”方案，国家能源局负责拟订能源发展战略、规划和政策，提出体制改革建议；实施对石油、天然气、煤炭、电力等能源的管理；管理国家石油储备；提出发展新能源及能源行业节能的政策措施；开展能源国际合作。国家能源局与发改委的有关职责关系：①国家能源局拟订能源发展战略、重大规划、产业政策和提出的能源体制改革建议，由发改委审定或审核后报国务院。②国家能源局按规定权限核准、审核国家规划内和年度计划规模内能源投资项目，其中重大项目报发改委核准，或经发改委审核后报国务院核准。能源的中央财政性建设资金投资，由国家能源局汇总提出安排建议，报发改委审定后下达。③国家能源局拟订石油战略储备规划和石油战略储备设施项目，提出的仅供招商银行使用

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2 国家石油战略储备收储、动用建议，经发改委审核后，报国务院审批。④国家能源局提出调整能源产品价格的建议，报发改委审批或审核后报国务院审批；发改委调整涉及能源产品的价格，应征求国家能源局意见。⑤核电自主化工作，在发改委指导下，由国家能源局组织实施。

2．2008年电力投资新政策

（1）继续调整电力结构

①上大压小。国家发改委能源局于2008年4月7日发布了《煤矿企业兼并重组调研报告》，建议今后继续实施“关小建大”政策，同时首次提出要鼓励电力等大型企业兼并重组煤矿，实现煤电一体化经营。2008年全国共关停小火电机组1669万千瓦，超额完成年度计划目标。至此，“十一五”前三年全国累计关停小火电机组3421万千瓦，已完成“十一五”目标的68%。这些小火电机组关停后，用大机组代发，每年可节约燃煤4300万吨，减少二氧化硫排放73万吨，减少二氧化碳排放6900万吨。2008年底，火电单位供电标准煤耗349克，同比下降7克。

②鼓励煤电联营。2008年4月9日，国家电监会价格与财务监管部发出建议，各发电集团可以适当放缓火电建设速度，拿出一部分资金或收购或参股煤炭企业、运输企业，实行煤电联营、煤运联营，以确保部分煤电供应，并平抑电煤价格过快上涨。国家选择适当的时机，按照国家煤电联动政策的规定，实施煤电价格联动政策，适当疏导电煤涨价对发电企业的影响，以确保电力行业持续稳定健康发展，确保国民经济和人民生活对电力的需求。目前，国内的煤炭、发电企业整合，按照“长期靠煤发电的企业要往煤企投资，产煤主要用于发电的公司要向电力企业投资”的原则，出现了几种不同的“煤电一体化”模式：煤炭企业控制发电企业股份，煤炭企业直接投资建设电站，发电企业自行兴办煤矿，以及煤企和电企业联合成立新的电站或建立新的煤矿等。

③国家加快建设大型煤炭基地和煤电基地。两淮煤炭基地竣工验收，其中淮南矿业集团公司顾桥煤矿、国投新集能源股份公司刘庄煤矿和淮北矿业集团公司涡北煤矿三个煤矿生产能力总计达920万吨，是我国第一个完成验收的亿吨级煤炭基地。在内蒙古呼伦贝尔一次开工建设360万千瓦褐煤火电机组，实现低热值褐煤资源就地转化和电力外送。我国建设史上一次同时开工规模最大的煤电化项目群在宁东启动，该项目群三个煤矿项目年产能2200万吨，四个电站项目总装机440万千瓦。

（2）严格电力环评审批

①传统火电环评。从2007年初的区域限批政策开始，电力环评审批日益严格。2008年7月份，环境保护部有关负责人通报了2007年度各省、自治区、直辖市和五大电力集团公司主要污染物总量减排情况的考核工作。暂停华润电力控股有限公司、贵州金元股份有限公司、山西国际电力集团有限公司所有火力发电建设项目环评审批。对深圳能仅供招商银行使用

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3 源集团股份有限公司沙角B 厂、中国大唐集团公司洛阳双源热电有限责任公司、洛阳豫港电力开发公司伊川二电厂、河南三门峡陕县惠能热电有限公司、中国国电集团公司重庆恒泰（万盛）电厂、中国电力投资集团公司重庆合川发电公司和中国华电集团公司贵州大龙发电有限公司等7家电厂，按脱硫电价的5倍扣减电价款，全额追缴二氧化硫排污费，并督促限期完成整改工作。

②可再生能源发电项目环评。国家环境保护部、国家发改委、国家能源局2008年9月8日下发通知，要求进一步加强生物质发电项目环境影响评价管理工作。通知强调，生物质发电项目必须依法开展环境影响评价。除生活垃圾填埋气发电及沼气发电项目编制环境影响报告表外，其他生物质发电项目应编制环境影响报告书。在生物质发电项目环境影响评价及审批工作中，应结合生物质发电项目的发展现状，明确严格的污染物治理措施，确保污染物排放符合国家和地方规定的排放标准。引进国外设备的污染物排放限值应不低于引进国同类设备的排放限值。加强环境风险防范工作，督促企业落实风险防范应急预案，杜绝污染事故发生等。

（3）支持清洁能源发电

①装备技术支持规划。2008年1月17日，国家发改委发布了《“十一五”重大技术装备研制和重大产业技术开发专项规划》，对水电、核电如何扩大规模、煤炭采掘效率如何提高、煤化工技术突破以及海上采油发展等重大技术装备发展予以了支持。与此同时，国家发改委还发布了4项重大产业技术开发专项。其中第一项是节能及新能源关键技术，其中建筑节能、风能利用、大型海上风电关键技术与装备，地源能、太阳能关键技术的开发等都得到支持；第二项为环境保护关键技术。国家转变经济增长和电力行业结构调整的意图明显，节能环保新技术面临广阔的发展空间。同时电力生产业中的大型水电、核电和可再生能源发电将得到更多的政策支持。

②风电扶持政策。2008年4月14日，财政部下发通知，对大功率风力发电机组及其关键零部件、原材料的进口税收，实行先征后退的税收优惠政策。通知规定，自2008年1月1日（以进口申报时间为准）起，对国内企业为开发、制造大功率风力发电机组而进口的关键零部件、原材料所缴纳的进口关税和进口环节增值税实行先征后退，所退税款作为国家投资处理，转为国家资本金，主要用于企业新产品的研制生产以及自主创新能力建设。8月份，国家发改委相继批复了黑龙江马鞍山、辽宁阜新等风电项目上网电价的请示和内蒙古鄂尔多斯、上海崇明太阳能光伏电站上网电价的请示，此次涉及的上网电价（含税）在0.5元/千瓦时～0.6元/千瓦时之间，高于火电上网电价0.2元/千瓦时～0.3元/千瓦时。

③核电扶持政策。2008年4月10日，财政部和国家税务总局公布《关于核电行业税收政策有关问题的通知》，指出核力发电企业生产销售电力产品，自核电机组正式商业投产次月起15个年度内，统一实行增值税先征后退政策，返还比例分三个阶段逐级仅供招商银行使用

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4 递减。自2008年1月1日起，核力发电企业取得的增值税退税款，专项用于还本付息，不征收企业所得税。

④水电项目建设。在保护生态环境、做好移民安置工作的基础上，国家有序开发金沙江、澜沧江、大渡河、雅砻江等重点流域水电。2008年新增水电装机2010万千瓦，我国水电总装机1.71亿千瓦，占电力装机比重比上年提高1个百分点。

⑤太阳能发电政策。2008年国家发改委核定内蒙古鄂尔多斯伊泰集团205千瓦太阳能聚光光伏电站和上海崇明前卫村太阳能光伏电站上网电价为每千瓦时4元（含税）。以上电价自光伏电站投入商业运营之日起执行，高出当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分纳入全国分摊。若项目运行成本高于核定的上网电价水平，当地政府可采取适当方式给予补贴，或纳入当地电网销售电价统筹解决。

（4）积极应对国际金融危机

为了抵御世界经济金融危机对我国造成的不利影响，政府推出了扩大内需促进经济增长的4万亿经济刺激计划。

①在短时间内集中核准和开工建设一批对能源结构调整影响重大的能源项目。包括核准开工了福建福清、浙江方家山、广东阳江核电站等三个核电项目、10台百万千瓦级机组，可拉动投资1200亿元；西气东输二线东段工程5300公里，可带动相关产业投资3000亿元。

②紧急下达中央财政安排的能源投资资金。中西部农村电网完善工程20亿元，重点用于提高中西部地区农村电网覆盖面和解决无电地区用电问题；西部城网改造工程20亿元，用于改造西部城市配电网，解决设备老化严重问题，提高电网运行可靠性；能源重大装备制造项目8亿元，用于扶持核电、风电等能源关键设备国产化和技术改造项目。

③加快核准规划内的能源项目。2008年四季度核准9个电源项目共1550万千瓦，12个煤炭项目共5100万吨产能，以及6个电网项目。未来两年南方电网公司和国家电网公司规划电网领域的投资将超过万亿。

3．2008年电力市场体系建设与监管政策

（1）电力多边交易及大用户直购电交易不断推进

在内蒙古试点电力多边交易市场建设方案，在华北区域电力市场框架下，建立电力用户（含趸售供电企业）与发电企业自主协商、双向选择的多买多卖交易模式，改变单一购买的市场格局。积极推进电解铝企业直购电试点和四川、内蒙古等地大用户直接交易工作。研究制定了工业企业参与电力直接交易的准入条件及有关管理办法。 仅供招商银行使用

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5 （2）区域电力市场不断完善

2008年11月25日至26日，华东区域电力市场平台上成功开展了一次跨省双边交易集中竞价交易。标的为12月份上海、浙江两省购电1.55亿千瓦时，申报购电价分别为0.40元/千瓦时和0.41元/千瓦时。华东区域内22个发电企业参与了报价。中标电厂的出清价在0.3145元/千瓦时～0.329元/千瓦时之间，比国家核定的标杆电价低了25%。南方电力市场综合模拟运行稳步推进。参与南方电力市场竞争的发电企业共26家，竞价机组79台，总装机3040万千瓦，较2007年底增加5台机组共300万千瓦。市场模拟运行平稳，真实度进一步提高。

（3）电费与电价监管更加规范和透明

2008年5月，国家电监会发布《发电企业与电网企业电费结算暂行办法》，明确了发电企业与电网企业之间进行电费结算的原则、依据、程序和方式。《办法》要求，发电企业与电网企业之间进行电贷结算时应当严格执行国家电价政策，国家价格主管部门批复的上网电价为双方进行电费结算的法律依据，未获国家正式批复电价的，按照国家规定由双方协商确定并执行，发电企业、电网企业不得自行变更上网电价进行电费结算。《办法》还规定了电费结算监管的方式以及相关罚则。11月3日，国家发展改革委公布2007年各省级电网输配电价和销售电价标准。国家发展改革委要求，各地区价格主管部门以此次发布的电价标准为基础，规范电网企业电价行为，开展大用户向发电力企业直购电试点工作；加强对电网企业价格执行情况的监管，向全社会公布省级电网企业执行分类销售电价的情况（包括基本电价、电度电价执行情况），以及对各类发电力企业结算上网电价与上网电量的情况等信息。

（4）加大供电秩序监管力度

为加强供电监管，维护电力消费者合法权益和社会公共利益，构建和谐的供用电环境。在供电力企业自查自纠的基础上，2008年5月到10月，电力监管机构对与电力消费者权益密切相关的报装接电、收费和电价执行等方面进行重点抽查；同时，对供电质量、供电服务和供电市场行为等三个方面进行了现场检查。

3．2008年保障电力运行安全政策

（1）加强电力系统抗灾能力建设

2008年初发生在我国南方地区的雨雪冰冻灾害，使13个省区市输配电系统受到严重影响，电力线路大面积倒塔断线，全国停运变电站2018座，线路3.67万条，170个县市供电中断。5月12日汶川地震使四川、陕西、甘肃等地共70个县市区电力设备受损，有近300万千瓦的水电机组和少量火电机组无法正常出力。为保障国家能源安全和国民经济正常运行，加强电力系统抗灾能力建设，2008年6月25日，国务院批转发展改革委电监会《关于加强电力系统抗灾能力建设若干意见的通知》，要求国家电力主管仅供招商银行使用

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6 部门要会同有关部门抓紧研究制订配套措施，协调推动电力系统抗灾能力建设工作。《意见》从电力系统规划布局、标准规范、设计与新技术应用、灾害防范和应对措施等几个方面入手，做出了具体规定。

（2）指导汶川地震灾后电网重建

为明确汶川地震灾区电网恢复重建的原则和标准，指导和规范电网恢复重建工作，国家能源局组织制定了《汶川地震灾区电网恢复重建导则》，《导则》提出了电网恢复重建的原则，明确了变电站、输电线路等电网设施设计、建设的标准要求，并要求各电网企业原则上应在2008年内恢复受损较轻电网设施和部分受损较重、但供电急需的电网设施；2009年进一步恢复受损较严重电网，丰水期前恢复岷江水电外送输电通道；2010年全面恢复受损较为严重电网供电能力，完成原地重建或异地重建工作。同时同步恢复生产用房、营销系统等生产辅助设施。

4．2008年节能减排政策

（1）规范发电权交易

为贯彻落实国家节能减排有关政策，促进和规范发电权交易，2008年3月，国家电力监管委员会发布了《发电权交易监管暂行办法》。《办法》要求各电力企业开展发电权交易时，要遵循电网安全、节能减排、平等自愿、公开透明、效益共享的原则。《办法》明确指出，发电权交易原则上由高效环保机组替代低效、高污染火电机组发电，由水电、核电等清洁能源发电机组替代火电机组发电。纳入国家小火电机组关停规划并按期或提前关停的机组在规定期限内可依据国家有关规定享受发电量指标并进行发电权交易。发电权交易可以在省级人民政府当年发电量指标的基础上进行。在小水电比例较高的省份，原则上以多年平均发电量为基础进行。发电权交易一般在省级电网范围内进行，并创造条件跨省、跨区进行。《办法》规定，发电权交易可以通过双边交易方式或集中交易方式进行交易。发电权交易应在满足电网安全校核有关条件后实施。交易周期内，发电企业被替代的电量不得超过其所拥有的发电量指标或合约电量的分解电量，替代电量不得超过满足安全约束的发电能力。2008年，全国共有24个省份开展发电权交易，累计完成交易电量约990亿千瓦时，实现节约标煤约900万吨，减少二氧化硫排放约25万吨。

（2）加强节油节电工作

2008年8月，国务院出台了《国务院关于进一步加强节油节电工作的通知》（国发〔2008〕23号），要求所有火电厂（包括新建电厂）燃煤锅炉都要采用等离子无油、小油枪等微油点火技术和低负荷稳燃技术，继续把关停燃油机组作为关停小火电的重点，在电网调度中燃油机组不得作为基础负荷机组。《通知》要求，加快淘汰低效电机及拖动设备，推广高效节能电机及相关设备，对实施电机系统节能改造的项目按取得的节能量予以奖励。加强电机系统节电管理。制定高效节能电机产品标准，把能效指标作仅供招商银行使用

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7 为电机及相关设备出厂检测的重要内容。《通知》强调，推进空调节电措施。加快推广高效节能空调，积极采用变频、变风量、流量可调系统、太阳能采暖制冷、地源热泵、余热源热泵、高效冷却塔和高效换热器等节能新技术、新设备，提高空调运行效率。推进照明节电，加快淘汰低效照明产品，制定实施淘汰低效照明产品、推广高效照明产品计划。2008年年底前，东、中部地区和有条件的西部地区大中城市行政机关全部淘汰低效照明产品，2009年年底前，东、中部地区和有条件的西部地区大中城市道路照明、公共场所全部淘汰低效照明产品。加大利用财政补贴推广高效照明产品的力度，利用中央预算内投资支持高效光源、灯具等生产企业实施技术改造。减少城市照明用电，严格控制装饰性景观照明，加强照明节电管理，公共区域照明逐步安装自动控制开关。实施办公节电措施，扩大办公产品能效标识和节能认证实施范围，强化办公节电管理。《通知》要求，加强电力需求侧管理。切实控制高耗能、高排放企业和产能过剩行业用电，停止不符合产业政策、违规建设和淘汰类企业的用电。落实促进节油节电的价格政策。对电解铝、铁合金、钢铁、电石、烧碱、水泥、黄磷、锌冶炼等高耗能行业严格执行差别电价政策，取消地方自行出台的高耗能企业电价优惠政策。进一步完善峰谷电价，合理调整峰谷价差、时段和实施范围，有条件的地方可实施尖峰电价。研究对居民用电实行阶梯式电价。

（3）加大对脱硫设施非正常运行燃煤电厂处罚力度

根据《国务院批转节能减排统计监测及考核实施方案和办法的通知》、《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》等文件的要求，依据主要污染物总量减排现场核查情况，环境保护部和国家发展改革委员会于2008年10月23日发布对2007年脱硫设施非正常运行的七家燃煤电厂进行处罚的公告。这些燃煤电厂都出现脱硫系统投运率不足，二氧化碳超标排放的现象。根据《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》第十九条（三）的要求，扣减其中6家电厂机组（洛阳豫港电力开发有限公司伊川二电厂为自备电厂未享受脱硫电价除外）脱硫设施停运时间所发电量的脱硫电价款并处5倍罚款；同时，各省级环保部门和价格主管部门加强燃煤脱硫设施运行监督管理和脱硫电价执行力度。

5．《可再生能源发展“十一五”规划》解读

国家发展和改革委员会2008年3月18日发布了《可再生能源发展“十一五”规划》。提出，到2010年，我国可再生能源在能源消费中的比重将达到10%，全国可再生能源年利用量达到3亿吨标准煤，比2005年增长近1倍。

《规划》指出，2005年，我国可再生能源开发利用总量（不包括传统方式利用的物质能）为1.66亿吨标准煤，约为2005年全国一次能源消费总量的7.5%，相应减少二氧化硫年排放量300万吨，减少二氧化碳年排放量4亿多吨。

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8 《规划》认为，我国石油、天然气资源短缺，煤炭在能源结构中的比重偏高，单纯依靠化石能源难以实现经济、社会和环境的协调发展。发展可再生能源已成为缓解能源供需矛盾、减少环境污染、增加农民收入的重要途径。我国的水能、生物质能、风能和太阳能资源丰富，已具备大规模开发利用的条件。因此，加快发展水电、生物质能、风电和太阳能，提高可再生能源在能源结构中的比重，是“十一五”时期我国可再生能源发展的首要任务。

根据《规划》，在“十一五”（2006年～2010年）期间，我国将继续大力发展水电，加快发展生物质能、风电和太阳能，加强农村可再生能源开发利用，逐步提高可再生能源在能源供应中的比重，为更大规模开发利用可再生能源创造条件。2010年，全国可再生能源中，水电总装机容量达到1.9亿千瓦，风电总装机容量达到1000万千瓦，生物质发电总装机容量达到550万千瓦，太阳能发电总容量达到30万千瓦。此外，2010年，我国沼气年利用量将达到190亿立方米，太阳能热水器总集热面积达到1.5亿平方米，增加非粮原料燃料乙醇年利用量200万吨，生物柴油年利用量达到20万吨。

《规划》提出，我国将充分利用可再生能源，解决偏远地区无电人口的供电问题，增加农村清洁生活燃料供应，促进农村能源建设。根据上述规划，到2010年，我国将通过可再生能源的开发利用与电网建设和改造并举，解决约1150万无电人口的基本用电问题，农村户用沼气池达到4000万户，生物质固体成型燃料年利用量达到100万吨以上，畜禽养殖场大中型沼气工程达到4700处，农村太阳能热水器总集热面积达到5000万平方米。在可再生能源资源丰富和相对集中的地区开展绿色能源示范县建设，全国建成50个绿色能源示范县。

《规划》还提出了促进可再生能源技术和产业发展的目标：到2010年，初步建立可再生能源技术创新体系，具备较强的研发能力和技术集成能力，形成自主创新、引进技术消化吸收再创新和参与国际联合技术攻关等多元化的技术创新方式。

《规划》要求，到2010年我国水电设备、太阳能热水器装备产业的国内制造能力达到较强的国际竞争力，国内风电设备制造企业实现1.5兆瓦级以上机组批量化生产，农林生物质发电设备实现国产化制造，基本具备太阳能光伏发电多晶硅材料的生产能力。

（二）未来电力政策调整趋势

受国际金融危机影响，我国经济下行压力增大，导致对电力需求出现下降，电力企业经营将更加困难。为积极应对金融危机对我国经济的影响，2008年三季度以来，中央经济工作会议确定2009年经济工作以保经济增长，扩大内需，转变发展方式，调整结构，提高对外开放水平，改善民生成为重点内容。在国际金融危机背景下，电力行业化危为机，面临着新的机遇。此外，2009年1月1日起施行的增值税改革也将对电力行业经营产生影响。

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9 1．中央应对金融危机一系列政策为电力行业发展提供了机遇

（1）保增长、扩内需政策

2008年11月9日，国务院常务会议提出4万亿元的庞大投资计划，每年将拉动经济增长1个百分点。电力行业作为第二产业中的重点产业，经济增速的提升将使整个电力行业的景气回升。2009年能源工作会议明确了四个重点：

①建设大型煤电基地。优先核准利用煤炭资源优势，大力发展坑口电站等煤电一体化项目。2009年，政府将推进呼伦贝尔和宁东煤电一体化项目建设，逐步形成向辽宁300万千瓦、山东400万千瓦的送电能力；启动锡林郭勒盟煤电一体化项目和山西煤电基地项目建设，向华北、华东等负荷中心送电；继续推进陕北、蒙西、两淮、贵州等煤电基地建设。

②发展热电联产。以集中供热为原则。在大中城市，鼓励建设30万千瓦等级的热电机组；在工业园区，鼓励建设背压供热机组。同时，加强热电联产项目的监督检查和在线监测，防止借热电联产之名新上小火电机组。2009年，政府将优先支持北方大中城市解决集中供热。

③大力发展核电。加快研究调整核电中长期发展规划，加强核电装备制造能力建设，重点支持核电装备国产化，按照计划分阶段、分步骤制定并出台核电标准。积极有序开展海外天然铀资源合作，建立天然铀储备制度。制定核电管理的法规，为依法有序加快发展核电提供制度保障。2009年开工建设浙江三门、山东海阳和广东台山等核电站，新核准开工规模840万千瓦或更大规模。

④加强电网建设。积极改变电源建设远快于电网建设的状况，加大城乡配电网的建设与改造投入，实现电网与电源协调发展，推进电网技术进步，组织好特高压交流试验示范工程验收工作。进一步推进西电东送，重点建设三峡水电站和四川大型水电站电力外送工程，继续加大内蒙古西部和山西向京津冀电网送电规模，积极推进陕北火电外送，推进青藏联网工程。继续加强农村电网改造和城市电网建设。提高电网抗灾能力，优化电网结构布局，合理确定输电范围，多通道、多方向输送电力，科学决定电网设施设防标准，积极推进电力抗灾技术创新。2009年将新核准7000万千瓦装机的新建项目，预计2009年电力总投资规模在5800亿元左右，将直接拉动内需，推动相关产业的发展。

（2）调结构政策

推进结构调整是学习实践科学发展观的要求，也是应对当前国际金融危机的有效途径。2009年我国将着力推进经济结构战略性调整和企业转型升级，加紧实施钢铁、汽车、造船、石化、轻工、纺织、有色金属、装备制造、电子信息、物流等10个支柱产业振兴规划，保护和发展好支柱产业、骨干企业、重要产品和重要生产能力。这几个支柱产业同时也是主要的用电大户，随着这些产业的振兴，将带动整个社会用电需求的增加。仅供招商银行使用

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10 此外，从2009年能源工作会议上确定将继续推进电力工业“上大压小”，扩大小火电机组淘汰的范围，对在役时间长、煤耗比较高的小火电机组，关停容量将放宽到12.5万千瓦、20万千瓦。今后三年，分别计划关停1300万千瓦、1000万千瓦和800万千瓦，相应建设大型、高效、清洁燃煤机组5000万千瓦。

（3）改善民生政策

改善民生是保增长的出发点和落脚点。在4万亿元投资计划中，农村民生工程和农村基础设施将分得3700亿元。这3700亿元农村民生工程建设基金，部分会被用于农村供电设施的新建和改造，将促进电力行业农村电网的发展，提高农村供电水平。

（4）《装备制造业调整和振兴规划》

2009年2月4日国务院常务会议，审议并原则通过装备制造业调整振兴规划。《规划》提出，2009～2011年重大装备研制要取得突破。全面提高重大装备技术水平，满足国家重大工程建设和重点产业调整振兴需要，百万千瓦级核电设备、新能源发电设备、高速动车组、高档数控机床与基础制造装备等一批重大装备实现自主化。涉及电力行业的主要内容：

①高效清洁发电。以辽宁红沿河、福建宁德和福清、广东阳江、浙江方家山和三门、山东海阳以及后续核电站建设工程为依托，推进二代改进型、AP1000核电设备自主化，重点实现压力容器、蒸汽发生器、控制棒驱动机构、核级泵阀、应急柴油机等主要设备的国内制造。以东北、西北、华北北部和沿海地区大型风电场工程为依托，推进风电设备自主化，重点实现变频控制系统、风电轴承、碳纤维叶片等产品的国内制造。进一步提高70万千瓦以上水电设备、大型抽水蓄能机组、百万千瓦级超临界/超超临界火电设备、大型燃气机组、垃圾焚烧发电设备等技术装备的性能质量。开发太阳能发电设备。发展大型火电、核电站辅机。

②特高压输变电。以特高压交直流输电示范工程为依托，以交流变压器、直流换流变压器、电抗器、电流互感器、电压互感器、全封闭组合电器等为重点，推进750千伏、1000千伏交流和±800千伏直流输变电设备自主化。

2．增值税改革对电力企业的影响

2009年1月1日起施行的增值税条例中规定：允许抵扣固定资产进项税额，矿产品增值税率从13%提高到17%。总体看，增值税转型改革降低了电力企业的增值税负担，使发电企业的利润和现金流增加。

（1）火电企业

目前，大多火电企业处于亏损状态，而企业增值税是对企业的销售额增值部分进行征收。因此，短期来看，增值税改革对火电企业的经营业绩影响非常小。但从长期来看，仅供招商银行使用

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11 随着国家出台的扩大内需政策效果显现，各行业投资相应增加，随之对驱动设备的电力能源的需求也增加；同时由于国内煤价的下降，火电企业的经营压力减轻。因此火电企业的经营情况会有所好转，销售额会增加。依据新增值税政策，抵扣的增值税额将增加，火电企业的现金流增加。

（2）水电企业

目前的水电企业的发展规模不一，多数水电企业主要为满足地方的电力需求，这些水电企业的发展受制于当地经济条件和规模限制。而水电被列为我国电力行业优先发展的重点，随着“西电东送”工程的开展，我国西部水电公司将获得广阔的供电空间；水电企业同时也会受益于竞价上网政策；因此，水电企业面临着良好的发展机遇。

（3）核电企业

核电的建设成本、技术成本和核安全成为目前我国核电发展的主要限制性因素，随着新增值税政策的实施，核电企业的固定资产摊销成本将大幅降低，将有利于刺激核电投资；同时，核电的发展又能降低目前发电企业对电煤的依赖程度。

二、电力行业技术及发展趋势

2008年，我国电力科技装备水平迅速提高，60万千瓦、百万千瓦大容量高参数火电机组已得到普遍推广应用，国产70万千瓦大型水电机组性能达到了国际水平，百万千瓦级核电设备自主制造。

（一）火电技术

1．超超临界技术的火电单机关键组件制造能力有所提升

近年来，随着我国电力建设的发展和国家节能减排战略的推进，超临界、超超临界火电机组因其单位发电量能耗低、排放少正成为我国电力行业的主力机组，而超超临界机组制造所需的关键材料却依赖进口，价格不断上涨，采购数量和供货周期受制于外国，成为我国发展超超临界机组的重要瓶颈。2008年7月9日，上海市重大攻关项目“电站装备用特种材料研究与开发”通过专家验收会。由上海重型机器厂有限公司等负责的高中压缸体试制，形成了冶炼、铸造、热处理、焊补等成套生产工艺，产品已用于600MW 汽轮机。高压转子的研制工作解决了低硅、低铝的高合金钢冶炼难题，开发了氮气保护电渣重熔技术，成功试制出高压转子一根、在制产品转子两根。宝山钢铁股份有限公司特殊钢分公司负责，上海锅炉厂有限公司参与开发的奥氏体不锈钢管，国产管的冶金质量已相当于进口材料的水平，在650℃的高温下持久强度可达99MPa。由上海汽轮机有限公司等负责开发的叶片和螺栓用高温高强度材料已实现产业化，年产约600吨。安装有该部件的山东黄岛和安徽宿县等电厂发电机组已投入正常运行。由上海新闵重型锻造仅供招商银行使用

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