电力行业发展现状分析.docx

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目录

一、 中国电力行业发展历程 2

二、 中国电力体制改革阶段划分 2

三、 中国电力行业发展现状 5

四、 中国电力行业存在问题 15

（一）中国电力行业内部发展问题 15

（二）电力行业发展面临的外部挑战 16

五、 中国电力行业发展趋势 17

中国电力行业发展现状分析

一、中国电力行业发展历程

回顾电力工业30年走过的改革路径，大致经历了集资办电、政企分开、厂网分开等几个关键步骤。

可以说，每一步改革都是一次生产力的解放，都激发了行业的活力。

在电力投资体制改革的同时，电力工业按照“政企分开、省为实体、联合电网、统一调度、集资办电”和“因地因网制宜”的思路，逐步推进政企分开等各项改革，电力企业不再承担政府行政管理职能。

此轮改革的标志是撤销电力部，按照《公司法》和现代企业制度，重新组建国家电力公司，并按照公司化要求，开始自主经营。

同时，电力市场建设试点工作也有序展开。

从2002年底起，以打破垄断、引入竞争、提高效率、降低成本、健全电价体制、构建政府监督下的公平有序的电力市场体系为目标的新一轮改革再次拉开序幕，我国电力工业开始厂网分开，并重组国有电力资产。

此轮改革更是引起了全社会的广泛关注，新组建的两大电网公司、五大发电集团和四大电力辅业集团正式登场。

这一竞争格局，进一步提升和发挥了市场机制的推动作用，激发了企业发展的活力，使得电力行业迎来了又一次快速发展的新机遇。

以五大发电集团中的国电集团为例，2002年集团组建初装机规模为2213万千瓦，年发电量为1151亿千瓦时，而目前装机规模已经达到6340万千瓦，年发电量达到2283亿千瓦时，分别增长了近两倍和一倍。

也是在此轮改革的初期，由于国民经济迅速发展，我国再次出现的新的电力严重短缺局面。

但是五年后，改革成果再次显现。

到2007年下半年，全国缺电局面得到扭转，电力供需再一次实现了基本平衡。

二、中国电力体制改革阶段划分

电力体制改革是为了解决电力工业更好、更快发展的课题。

改革开放以来，电力工业按照市场化的取向，在体制方面共经历了三次大的跨越。

l、集资办电，打破了政府独家办电的格局。

1981年开工的山东龙口电厂是我国第一个中央和地方共同投资兴建的电厂，打破了长期以来形成的依靠中央政府一家办电的格局；1984年，利用世界银行贷款兴建的云南鲁布革电站正式签署贷款协议，是我国第一个利用外资兴建的电力项目；1985年华能国际电力开发公司成立，成为专门利用外资建设电力工程的独立发电公司。

国务院逐步形成并在1987年提出了“政企分开、省为实体、联合电网、统一调度、集资办电”和“因省、因网制宜”的方针，充分调动地方政府和企业办电的积极性，形成了多渠道、多层次、多形式集资办电的局面，开拓出一条符合中国国情，有利于加速电力工业发展，从而满足国民经济发展和人民生活水平日益提高对电力旺盛需求的新路。

2、政企分开，成立国家电力公司大大提高了电力工业发展水平

90年代后期，电力工业根据“公司制改组、商业化运营、法制化管理”的改革取向和“电网国家管、电厂大家办”的原则，在实行政企分开、推进股份制改造、实行业主负责制、建立资本金制度、完善电力法规、转换企业经营机制以及厂网分开、竞价上网、公平调度等方面进行了一系列改革和改革准备工作。

1997年1月，国家电力公司成立。

经过一年多的双轨制运行和平稳过渡，电力部于1998年2月撤销，实现了我国电力工业管理体制由计划经济向社会主义市场经济过渡的历史性转折。

这次改革的实质是建立符合社会主义市场经济要求的新体制，电力工业行政管理职能移交国家经贸委，行业管理职能移交中国电力企业联合会，国家电力公司行使国有资产经营管理职能，按国家授权和公司制规范运作。

国家电力公司成立5年来，逐步实现了从行政性公司向实体性公司的转变，已经成为国有资产保值增值主体和电力发展主力军。

2000年，公司首次跻身世界企业500强，名列第八十三位；2001年，公司再次进入世界企业500强，名列第七十七位。

主营业务年收入从2500亿元增加到3477亿元，年均增长8．6％。

实践证明，电力工业政企分开的改革符合中国电力工业的基本国情，加速了电力工业向市场经济转化的进程和电力公司现代企业制度的建立，有力地促进了中国电力工业的健康、稳定和可持续发展。

3、“厂网分开、竞价上网”将进一步促进电力工业的可持续发展

经济全球化和加入WTO对电力工业提出了更高要求。

《关于国民经济和社会发展第十个五年计划纲要》明确提出，深化电力体制改革，逐步实行厂网分开、竟价上网，健全合理的电价形成机制。

电力行业属于自然垄断性行业。

自然垄断的特点决定了对具有自然垄断性质的输配电环节必须实行垄断经营。

但对不需要垄断经营的环节，应当探索引入竞争机制的办法，加大市场化改革力度，特别是通过厂网分开、竞价上网改革，逐步在发电领域引入竞争机制，建立竞争性的发电市场。

国家电力公司对此进行了积极、有益的探索。

1999年，国家电力公司在浙江、山东、上海、辽宁、吉林、黑龙江等6省市进行厂网分开、竟价上网的改革试点。

目前，浙江、山东、上海的发电市场竞价上网，已经取得了阶段性的改革成果，为下一步深化改革积累了经验。

2002年3月，国务院印发《电力体制改革方案》，提出“按照党的十五大和十五届五中全会精神，总结和借鉴国内外电力体制改革的经验和教训，从国情出发，遵循电力工业发展规律，充分发挥市场配置资源的基础性作用，加快完善现代企业制度，促进电力企业转换内部经营机制，建立与社会主义市场经济相适应的电力体制”。

与此相适应，“十五”期间电力体制改革的主要任务是：

实施厂网分开，重组发电和电网企业；实行竞价上网，建立市场运行规则和政府监管体系，初步建立竞争、开放的区域电力市场，实行新的电价机制；制定发电排放的环境折价标准，形成激励清洁能源发展的新机制；开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局；继续推进农村电力管理体制的改革。

三、中国电力行业发展现状

2015年3月，中共中央国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，从上一轮电改至今，经历了13个年头。

随着社会主义建设步伐的加快，以及社会经济的持续发展，当今的社会环境，特别是电力工业的环境与13年前相比发生了根本性的变化。

电力行业按照党中央、国务院的统一部署，坚持“节约、清洁、安全”的能源战略方针，主动适应经济发展新常态，积极转变发展理念，着力践行能源转型升级，持续节能减排，推进电力改革试点，加大国际合作和“走出去”步伐，保障了电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，为经济社会的稳定发展和全社会能源利用提质增效做出了积极贡献。

1.电力供应能力进一步增强

电力投资较快增长。

2015年，全国电力工程建设完成投资8576亿元，比上年增长9.87%。

其中，电源工程建设完成投资3936亿元，比上年增长6.78%，占全国电力工程建设完成投资总额的45.90%；电网工程建设完成投资4640亿元，比上年增长12.64%，其中特高压交直流工程完成投资464亿元，占电网工程建设完成投资的比重10%。

在电源投资中，全国核电、并网风电及并网太阳能发电完成投资分别比上年增长6.07%、31.10%和45.21%；水电受近几年大规模集中投产的影响，仅完成投资789亿元，比上年下降16.28%；常规煤电完成投资1061亿元，比上年增长11.83%；非化石能源发电投资占电源总投资的比重为70.45%，比上年提高1.49个百分点。

加快城镇配电网建设改造。

贯彻落实《关于加快配电网建设改造的指导意见》和《配电网建设改造行动计划（2015-2020年）》，2015年全国安排城网建设改造专项建设基金130亿元，带动新增投资1140亿元；安排农网改造资金1628亿元，其中中央预算内资金282亿元。

电力工程建设平均造价同比总体回落。

2015年，因原材料价格下降，燃煤发电、水电、太阳能发电以及电网建设工程单位造价总体小幅回落，回落幅度分布在1.5—5%区间内。

风电工程单位造价小幅上涨1.57%。

新增电源规模创历年新高。

2015年，全国基建新增发电生产能力13184万千瓦，是历年新投产发电装机最多的一年。

其中，水电新增1375万千瓦，新增规模比上年减少805万千瓦，新投产大型水电站项目主要有四川大渡河大岗山水电站4台机组合计260万千瓦、云南金沙江观音岩水电站3台机组合计180万千瓦和云南金沙江梨园水电站1台60万千瓦机组，投产的抽水蓄能电站包括内蒙古呼和浩特和广东清远3台机组合计92万千瓦；火电新增6678万千瓦（其中燃气695万千瓦、常规煤电5402万千瓦），新增规模较上年增加1887万千瓦，全年新投产百万千瓦级机组16台；核电新投产6台机组合计612万千瓦，分别为辽宁红沿河一期、浙江秦山一期、福建宁德一期、福建福清一期、海南昌江一期以及广东阳江各1台机组；新增并网风电、并网太阳能发电分别为3139万千瓦和1380万千瓦，均创年度新增新高。

在全年新增发电装机容量中，非化石能源发电装机占比为49.73%。

截至2015年底，全国主要电力企业在建电源规模1.82亿千瓦，同比增长25.35%。

电源规模持续快速增长。

截至2015年底，全国全口径发电装机容量152527万千瓦，比上年增长10.62%，增速比上年提高1.67个百分点。

其中，水电31954万千瓦（其中抽水蓄能2305万千瓦），比上年增长4.82%；火电100554万千瓦，比上年增长7.85%，其中煤电90009万千瓦、增长7.02%，燃气6603万千瓦、增长15.91%；核电2717万千瓦，比上年增长35.31%；并网风电13075万千瓦，比上年增长35.40%；并网太阳能发电4218万千瓦，比上年增长69.66%。

截至2015年底，全国人均装机规模1.11千瓦，比上年增加0.11千瓦。

全年退役、关停火电机组容量1091万千瓦，比上年增加182万千瓦。

新增电网规模同比下降。

2015年，全国新增交流110千伏及以上输电线路长度57110千米，比上年下降4.50%，其中，110千伏、220千伏、1000千伏新增线路长度分别比上年下降10.66%、0.20%和99.59%，而330千伏、500千伏和750千伏分别比上年增长79.87%、1.61%和24.78%。

全国交流新增110千伏及以上变电设备容量29432万千伏安，比上年下降4.61%，其中，新增110千伏、220千伏、330千伏电压等级变电设备容量分别比上年下降11.36%、24.06%和13.36%，而500千伏和750千伏等级分别比上年增长17.54%和440.91%。

全国直流工程输电线路长度没有新增，±800千伏特高压直流工程换流容量新增250万千瓦。

电网跨省区输送能力进一步提升。

截至2015年底，全国电网220千伏及以上输电线路回路长度60.91万千米，比上年增长5.46%；220千伏及以上变电设备容量33.66亿千伏安，比上年增长8.86%。

辽宁绥中电厂改接华北电网500千伏工程投运，使东北电网向华北电网的跨区送电能力达到了500万千瓦，国家电网公司跨区输电能力合计超过6900万千瓦；糯扎渡水电站送广东±800千伏特高压直流工程全部建成投运，中国南方电网有限责任公司“西电东送”形成“八交八直”输电大通道，送电规模达到3650万千瓦。

随着我国最长的特高压交流工程——榆横—潍坊1000千伏特高压交流输变电工程正式开工，列入我国大气污染防治行动计划的四条特高压交流工程已经全部开工，全国特高压输电工程进入了全面提速、大规模建设的新阶段。

全面解决了无电人口用电问题。

2015年12月，随着青海省最后3.98万无电人口通电，国家能源局制定的《全面解决无电人口用电问题三年行动计划（2013-2015年）》得到落实，我国全面解决了无电人口用电问题。

2.电源结构继续优化

受核电、风电、太阳能发电新投产规模创年度新高的拉动作用影响，电源结构继续优化。

截至2015年底，全国水电、核电、并网风电、并网太阳能发电等非化石能源装机容量占全国发电装机容量的比重为34.83%，比上年提高1.73个百分点；火电装机容量占全国发电装机容量的比重为65.92%,比上年降低1.69个百分点；其中煤电装机容量占全国发电装机容量的比重为59.01%，比上年降低1.73个百分点。

2015年，中电联对全国97033万千瓦火电机组统计调查显示:

全国火电机组平均单机容量为12.89万千瓦，比上年增加0.4万千瓦；火电大容量高参数高效机组比重继续提高，全国百万千瓦容量等级机组已达86台，60万千瓦及以上火电机组容量所占比重达到42.91%，比上年提高1.4个百分点。

3.非化石能源发电量持续快速增长

非化石能源发电量高速增长，火电发电量负增长。

2015年，全国全口径发电量57399亿千瓦时，比上年增长1.05%。

其中，水电11127亿千瓦时，比上年增长4.96%；火电42307亿千瓦时，比上年下降1.68%，是自改革开放以来首次年度负增长；核电1714亿千瓦时，比上年增长28.64%；并网风电1856亿千瓦时，比上年增长16.17%；并网太阳能发电395亿千瓦时，比上年增长67.92%。

2015年，水电、核电、并网风电和并网太阳能发电等非化石能源发电量合计比上年增长10.24%，非化石能源发电量占全口径发电量的比重为27.23%，比上年提高2.18个百分点。

火电设备利用小时大幅下降。

2015年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3988小时，比上年降低360小时。

其中，水电3590小时，比上年降低79小时；火电4364小时，比上年降低414小时，为1969年以来的年度最低值；核电7403小时，比上年降低384小时；风电1724小时，比上年降低176小时，是“十二五”期间年度下降幅度最大的一年。

4.电力生产运行安全可靠

2015年，在电网结构日趋复杂，地震、台风、泥石流等各类自然灾害频发情况下，电力行业深入贯彻落实新《安全生产法》，始终坚持“安全第一”的方针，电力安全生产责任进一步落实，电力安全生产法规体系进一步完善，电力安全生产监督检查进一步深入，电力突发事件应对和重大活动保电能力进一步提高。

全年没有发生重大以上电力人身伤亡事故，没有发生重大电力安全事故，没有发生较大电力设备事故，没有发生电力系统水电站大坝垮坝、漫坝以及对社会造成重大影响的事件。

电力设备运行可靠性指标保持较高水平。

2015年，全国发电设备、输变电设施、直流输电系统、用户供电可靠性运行情况平稳。

10万千瓦及以上燃煤发电机组等效可用系数为92.57%，比上年提高0.73个百分点；4万千瓦及以上水电机组等效可用系数为92.05%，比上年降低0.55个百分点；架空线路、变压器、断路器三类主要设施的可用系数分别为99.600%、99.887%、99.953%，比上年分别提高0.108、0.030和0.027个百分点。

全国10（6、20）千伏供电系统用户平均供电可靠率99.880%，比上年降低0.060个百分点；用户年平均停电时间10.50小时，比上年增加5.28小时。

5.电力供需进一步宽松

用电量低速增长，用电结构持续改善。

2015年，全国全社会用电量56933亿千瓦时，比上年仅增长0.96%，增速比上年降低3.18个百分点。

其中，第一、三产业和城乡居民生活用电量增速均高于上年；而第二产业用电量增速大幅回落，自本世纪以来首度出现负增长，是全社会用电低速增长的主要原因。

具体来看，第一产业用电量1040亿千瓦时，比上年增长2.55%；第二产业用电量41442亿千瓦时，比上年下降0.79%，低于全社会用电量增速1.75个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为-60.71%，其中黑色金属冶炼及压延加工业、有色金属冶炼及压延加工业、非金属矿物制品业和化学原料及化学制品业四大高耗能行业合计用电量同比下降1.89%，增速同比回落6.70个百分点，四大高耗能行业用电快速回落导致第二产业乃至全社会用电增速明显放缓，四大高耗能对电力消费增速放缓产生的影响明显超过其对国内生产总值和工业增加值波动的影响，这也是全社会用电量增速回落幅度大于经济增速回落幅度的主要原因；第三产业用电量7166亿千瓦时，比上年增长7.42%，对全社会用电量增长的贡献率为91.64%，第三产业中，以互联网、大数据、云计算等新一代信息技术为主要代表的信息传输计算机服务和软件业用电增长14.8%，延续高速增长势头，反映出我国转方式、调结构取得了积极进展；城乡居民生活用电量7285亿千瓦时，比上年增长5.01%，随着我国城镇化以及家庭电气化水平逐步提高，呈现出居民生活用电量稳步增长的态势。

2015年，全国人均电力消费4142千瓦时。

电力供应能力总体充足，部分地区电力供应富余。

2015年，受电煤供应持续宽松、主要水电生产地区来水情况总体偏好、冬夏季各地气温总体平和没有出现极端天气、重工业用电需求疲软等因素影响，全国电力供需形势进一步宽松、部分地区电力富余较多，仅局部地区在部分时段有少量错峰。

分区域看，华北区域电力供需总体平衡略显宽松，其中，山东电网夏季出现错峰；华东、华中、南方区域电力供需总体宽松，其中海南8月前电力供应偏紧；东北、西北区域电力供应能力富余较多。

6.电力装备和科技水平进一步提升

电力科技创新在特高压、智能电网、大容量高参数低能耗火电机组、高效洁净燃煤发电、第三代核电工程设计和设备制造、可再生能源发电等技术领域不断取得重大突破，对转变电力发展方式起到巨大的推动作用。

在特高压输电技术领域，高压直流断路器关键技术、大电网规划与运行控制技术重大专项研究等多项技术取得新的进展。

高压大容量多端柔性直流输电关键技术开发、装备研制及工程应用有了新的进展，世界首次采用大容量柔性直流与常规直流组合模式的背靠背直流工程——鲁西背靠背直流工程正式开工建设，世界上首个采用真双极接线±320kv柔性直流输电科技示范工程在厦门正式投运，标志着我国全面掌握和具备了高压大容量柔性直流输电关键技术和工程成套能力。

我国二次再热发电技术获重大突破。

随着世界首台66万千瓦超超临界二次再热燃煤机组——中国华能集团公司江西安源电厂1号机组和世界首台100万千瓦超超临界二次再热燃煤发电机组——中国国电集团公司泰州电厂二期工程3号机组相继投运，标志着二次再热发电技术在国内得到推广应用；世界首台最大容量等级的四川白马60万千瓦超临界循环流化床示范电站体现了我国已经完全掌握了循环流化床锅炉的核心技术，并在循环流化床燃烧大型化、高参数等方面达到了世界领先水平，随着2015年世界首台35万千瓦超临界循环流化床机组——山西国金电力公司1号机组投运，全国共有5台35万千瓦超临界循环流化床机组投入商业运行。

我国自主三代核电技术“华龙一号”示范工程——中国核工业集团公司福清5号核电机组正式开工建设，使我国成为继美国、法国、俄罗斯之后第四个具有自主三代核电技术的国家，也将成为我国正式迈入世界先进核电技术国家阵营的里程碑。

7.节能减排成效显著

能耗指标继续下降。

2015年，全国6000千瓦及以上火电厂机组平均供电标准煤耗315克/千瓦时，比上年降低4克/千瓦时，煤电机组供电煤耗继续保持世界先进水平；全国线路损失率为6.64%，与上年持平。

污染物排放大幅减少。

据中电联初步分析，2015年，全国电力烟尘排放量约为40万吨，比上年下降59.2%，单位火电发电量烟尘排放量0.09克/千瓦时，比上年下降0.14克/千瓦时。

全国电力二氧化硫排放约200万吨，比上年下降约67.7%，单位火电发电量二氧化硫排放量约为0.47克/千瓦时，比上年下降1克/千瓦时。

电力氮氧化物排放约180万吨，比上年下降约71.0%，单位火电发电量氮氧化物排放量约0.43克/千瓦时，比上年下降1.04克/千瓦时。

截至2015年底，全国已投运火电厂烟气脱硫机组容量约8.2亿千瓦，占全国煤电机组容量的91.20%；已投运火电厂烟气脱硝机组容量约8.5亿千瓦，占全国火电机组容量的84.53%。

全国火电厂单位发电量耗水量1.4千克/千瓦时，比上年降低0.2千克/千瓦时；单位发电量废水排放量0.07千克/千瓦时，比上年降低0.01千克/千瓦时。

电力需求侧节能有成效。

在保障电力安全可靠、协调发展的大前提下，政府、行业、企业贯彻落实能源消费革命,共同推进电力需求侧管理，建立并不断完善需求侧响应体系，加大移峰填谷能力建设，引导用户优化用电负荷，促进清洁能源消纳，涉及15个省份、2000余家工业企业实施了需求侧管理工作；国家电网和南方电网超额完成年度电力需求侧管理目标任务，共节约电量142.7亿千瓦时，节约电力327.3万千瓦，为促进经济发展方式转变和经济结构调整发挥了重要作用。

8.新一轮电力改革拉开序幕

2015年3月，中共中央印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）文件，开启了新一轮电力体制改革的序幕。

2015年11月底，为配合9号文件落实、有序推进电力改革工作，国家发展改革委、国家能源局会同有关部门制定并发布《关于推进输配电价改革的实施意见》、《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于电力市场交易机构组建和规范运行的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》、《关于推进售电侧改革的实施意见》、《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》6个电力体制改革配套文件，分别从电价、电力交易体制、电力交易机构、发用电计划、售电侧、电网公平接入等电力市场化建设相关领域以及相应的电力监管角度明确和细化电力改革的政策措施。

各省市积极行动，启动了电力改革试点工作。

国家发展改革委先后批复在云南、贵州省进行电力改革综合试点，在深圳输配电改革试点基础上,扩大到内蒙古西部、安徽、湖北、宁夏、云南、贵州进行输配电价改革试点，在重庆、广东进行省级售电侧改革试点。

电力行业企业也积极投入电力改革与市场交易试点，发电企业适应市场需要，积极开展与大用户直接交易、跨省区交易、发电权交易、辅助服务交易等多种市场交易模式的探索，一些央企、地方电力企业和民营企业陆续投资成立了售电公司，积极参与直接交易试点活动，为进一步加快电力市场化建设、完善相关政策法规积累了经验。

2015年，全国31个省份中已有24个省份相继开展了大用户直接交易（仅有北京、天津、河北、上海、海南、青海、西藏等7个省份尚未开展），直接交易电量超过4000亿千瓦时，比2014年的1540亿千瓦时增长近2倍。

其中11个省区交易规模超过100亿千瓦时。

9.积极发挥电价调控作用

发挥电价调控政策在推进电力改革、调整产业结构、促进节能减排中的重要作用。

进一步完善煤电价格联动机制，以中国电煤价格指数作为煤电联动的价格基础，进行电价调整；全年煤炭供应充足，价格走低，导致燃煤发电全国平均上网电价分两次下调，分别降低2分/千瓦时和3分钱/千瓦时，并相应分别降低工商业用电价格1.8分/千瓦时和3分钱/千瓦时，助力我国经济供应侧改革；加大环境保护与治理力度，对燃煤电厂超低排放实行电价支持政策，对2016年1月1日前、后并网运行并符合超低排放超低限值要求的燃煤发电企业，分别对其统购上网电量加价1分/每千瓦时（含税）、0.5分钱/每千瓦时（含税）；为合理引导新能源投资，促进陆上风电、光伏发电等新能源产业健康有序发展，调整新建陆上风电和光伏发电上网标杆电价,实行上网标杆电价随陆上风电和光伏发电发展规模逐步降低的价格政策，鼓励各地通过招标等市场竞争方式确定陆上风电、光伏发电等新能源项目业主和上网电价；明确将居民生活和农业生产以外其他用电征收的可再生能源电价附加征收标准由之前的1.5分/每千瓦时提高到1.9分/每千瓦时；明确了跨省、跨区域送电价格调整标准，遵循市场定价原则，参考送、受电地区电价调整情况，由供需双方协商确定，“点对网”送电的上网电价调价标准，可参考受电省燃煤发电标杆电价调整标准协商确定，“网对网”送电价格，可参考送电省燃煤机组标杆电价调整幅度协商确定。

10．行业管理与服务不断创