2023年電力行業(yè)業(yè)務開發(fā)研究報告

2023年電力行業(yè)投行業(yè)務開發(fā)研究2023-7-31一、電力行業(yè)的總體發(fā)展綜述=1\*GB4㈠世界電力發(fā)展概況=1\*GB1⒈世界電力工業(yè)的發(fā)展特點世界電力工業(yè)起源于19世紀后期，經(jīng)過100多年的發(fā)展，尤其是自20世紀70年代以來，世界各國的電力工業(yè)從電力生產(chǎn)、建設規(guī)模、發(fā)電能源構成到電源和電網(wǎng)的技術都發(fā)生了較大變化。電力工業(yè)已經(jīng)成為既是資金和技術密集型產(chǎn)業(yè)，又是國民經(jīng)濟和社會發(fā)展先行性比較強的基礎產(chǎn)業(yè)。根據(jù)聯(lián)合國《統(tǒng)計月報》2023年3月提供的數(shù)據(jù)，1996年底，世界發(fā)電總裝機容量為3117.68GWGW=109W=10億瓦。。其中，火電（熱電）裝機容量2039.67GW，占總裝機容量的65.4%；水電裝機容量710.23GW，占總裝機容量的22.8%；核電裝機容量356.55GW，占總裝機容量的GW=109W=10億瓦。一是世界年發(fā)電量出現(xiàn)低速增長。電力發(fā)展速度減慢的主要原因是：國民經(jīng)濟發(fā)展速度減慢；產(chǎn)業(yè)結(jié)構調(diào)整，減少了用電單耗高的企業(yè)，相應增加了用電單耗低的企業(yè)；由于燃料漲價，電價增高；與電價無關的節(jié)能措施廣泛應用等。二是電力工業(yè)越來越依靠技術創(chuàng)新來滿足提高效率和環(huán)保標準的可持續(xù)發(fā)展要求，能源過渡已經(jīng)在全世界范圍內(nèi)展開。為了經(jīng)濟合理地利用能源資源和有效控制環(huán)境污染，世界各國都在大力研究清潔煤發(fā)電技術、注重水電資源的流域梯級滾動綜合開發(fā)和新能源發(fā)電技術的推廣應用，研制高參數(shù)、大容量發(fā)電機組，大力發(fā)展網(wǎng)上能源交易。例如，新型能源開發(fā)利用已經(jīng)在世界范圍內(nèi)展開，從1990年至2023年，世界風力發(fā)電每年增長24%，太陽能電池的生產(chǎn)量增長17%，地熱能增長4%。相比之下，世界石油使用量在同一時期每年增長1%，煤炭使用量則下降近1%。三是實施解除管制、引入競爭和實現(xiàn)商業(yè)化、資本化運營已經(jīng)成為世界各國電力工業(yè)體制改革的發(fā)展趨勢。導致電力工業(yè)管理體制和經(jīng)營方式發(fā)生變革的主要因素是：=1\*GB3①由于經(jīng)濟全球化、金融自由化進程加快，以及技術創(chuàng)新給國民經(jīng)濟各行業(yè)帶來的成本競爭壓力，使得電力消費主體對電力能源的價格敏感性增加。=2\*GB3②電力科技的進步，尤其是計算機信息和控制技術在電力工業(yè)上的應用導致分散式供電技術的快速發(fā)展和輸配電系統(tǒng)自動化程度的提高，促進了電力工業(yè)的結(jié)構調(diào)整，導致了電力工業(yè)企業(yè)的競爭。=3\*GB3③電信、民航、鐵路、自來水和天然氣等其它壟斷性行業(yè)的管制放松迫使電力行業(yè)引入競爭、改進服務和提高效率。=4\*GB3④資本市場的快速發(fā)展和管制放松，使得電力行業(yè)融資渠道和手段越來越社會化和市場化，電力資本的跨國、跨行業(yè)流動迅速發(fā)展。例如：2023年意大利電力公司進行重組，將其組織形式分為發(fā)電、輸配電和銷售，然后開放大用戶，開發(fā)電力市場，改組后的意大利電力公司還拿出其25%的股份進行上市，一次性籌集了182億美元的資金。美國能源電力企業(yè)集團（FPL）2023年8月4日宣布與安特能源公司達成一項價值70億美元的合并協(xié)議，合并后的新公司將成為全美最大的能源電力企業(yè)之一，擁有630萬家客戶。新公司將擁有4800萬kW的發(fā)電能力，其中包括1000萬kW的核發(fā)電能力。安特能源公司擁有6座核電站。法英阿爾斯通公司2023年初拿出12.5億歐元購入了它同瑞士工業(yè)集團ABB的合資企業(yè)的全部股份。=5\*GB3⑤電力行業(yè)為實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展，提高能源利用效率，減少溫室氣體的排放量，以緩解對環(huán)境和資源造成的壓力，需要電力工業(yè)改革的配合。=2\*GB1⒉世界主要國家電力發(fā)展概況=1\*GB2⑴美國電力工業(yè)發(fā)展概況美國能源資源豐富，分布比較均勻。美國是目前世界最大的電力生產(chǎn)國和最大的電力消費國，電力工業(yè)管理采取以私有制為主的多種模式壟斷電力公司。私營公司的用戶占全國的75%，美國前20名的大電力公司擁有的裝機量占到全國的40%左右?；痣姺矫妫绹鴱?965年就投入100萬kW火電機組；水電方面，美國初期水電建設以引水式和徑流式為主，逐步發(fā)展到有水庫調(diào)節(jié)的中型和大型水電站。核電方面，美國核電發(fā)展從20世紀60年代中期開始商業(yè)化階段，但是到了70年代后期由于核電建設延期，造價增高，核管理限制日益嚴格和電力需求不斷下降，導致一些核電項目和設備定貨取消。美國核電發(fā)展因此出現(xiàn)了波折而停滯不前。2023年布什政府上臺后宣布放棄要求發(fā)達國家率先減少溫室氣體排放的《京都議定書》，其能源政策又出現(xiàn)了新的變化，大力發(fā)展火電廠和核電。美國電力工業(yè)改革始于1978年，公用電力公司必須開放輸電系統(tǒng)，并向非公用電力公司發(fā)電廠提供輸電服務；允許電力企業(yè)參與國外電力市場的競爭。當前，美國電力工業(yè)變革的主題是美國聯(lián)邦能源管理委員會（FERC）于1996年4月24日頒布的關于輸電網(wǎng)開放式托送電力的兩項法律。美國在電力市場化改革進程中，輸電和配電公司的管制并沒有完全放開，輸電價格由國家控制，配電價格則由州控制。美國的電網(wǎng)并沒有全國聯(lián)網(wǎng)，而是分成克薩斯、東部、西部3塊，3個輸電網(wǎng)基本互不相聯(lián)，由于沒有全國統(tǒng)一的電網(wǎng)調(diào)配，在遭遇大旱和電力原料上漲情況下，就可能導致能源危機和電力企業(yè)的破產(chǎn)，如：2023年3月，美國太平洋電力和愛迪生電力公司均因此而瀕臨破產(chǎn)。另外，美國的州和聯(lián)邦政府以及電力公司三者之間尚未就輸電資產(chǎn)和發(fā)電資產(chǎn)的產(chǎn)權分離問題取得統(tǒng)一認識，但就以下問題達成了共識：公開、公平使用輸電設施是建立競爭性電力市場的基本要求，擁有發(fā)電廠的企業(yè)控制電網(wǎng)是電力市場發(fā)展的嚴重障礙。=2\*GB2⑵日本電力工業(yè)發(fā)展概況日本能源資源貧乏，在20世紀50年代中期，主要是水能和煤炭；60年代以來能源需求開始依靠進口；到70年代，一次能源進口率達90%以上，進口能源主要是石油，在發(fā)生“世界能源經(jīng)濟危機”后，日本改變了能源政策，大力發(fā)展核電，截至2023年底，核電總裝機容量為45248MW，居世界第3位。以減輕對進口石油的依賴程度。1994年的一次能源進口率為81.5%。另外，日本也注重垃圾發(fā)電的開發(fā)，政府計劃到2023年制造出發(fā)電能力400萬kW的新垃圾發(fā)電系統(tǒng)。目前日本的發(fā)電量處于世界第3位。日本電力工業(yè)由9大私營公司分地區(qū)壟斷經(jīng)營各公司的發(fā)電、輸電、變電、配電等業(yè)務。為了推動電源建設，1952年國家出資67%，9大私營公司出資33%，成立了電源開發(fā)公司。1957年，由國家、9大私營公司、電源開發(fā)公司組建日本原子能發(fā)電股份公司。1958年成立了“中央電力協(xié)議會”，負責各公司的運行協(xié)調(diào)工作和研究共同發(fā)展計劃。政府管理電業(yè)由通產(chǎn)省能源廳公益事業(yè)部根據(jù)電力事業(yè)法進行，負責頒發(fā)電站建設許可證，制定電力管理規(guī)章和制度，審批電價調(diào)整方案，協(xié)調(diào)燃料供應和電力平衡等。1995年12月日本重新修改《電力事業(yè)法》，提出以促進電力市場、改進電價制度和確保規(guī)章合理化為要點的改革。日本電力改革的特點是沒有采取自由化措施，而是在繼續(xù)保留原有垂直壟斷電力公司的條件下，采取部分新建發(fā)電廠的躉售招標和允許設立特定的供電公司。2023年再次修訂了《電力事業(yè)法》，從2023年3月1日開放國內(nèi)每年營業(yè)額高達1510億美元的電力市場，允許任何形式的獨立發(fā)電廠向大用戶（供電電壓為2.0萬V，用電功率為2023kW）直接出售電力，大用戶占日本電力市場全部用電量的28%左右。=3\*GB2⑶俄羅斯電力工業(yè)發(fā)展概況俄羅斯有豐富的能源資源，據(jù)不同來源的估計，到20世紀90年代中期，俄石油探明可采儲量為70億~100億噸，占世界石油探明儲量的8%至13%，主要分布在西伯利亞及遠東地區(qū)。而石油年產(chǎn)量3億多噸，為世界的8%，居世界第三。俄天然氣探明儲量為48.2萬億立方米，占世界的38%至45%，主要分布在西伯利亞及烏拉爾地區(qū)。目前年產(chǎn)量近6000億立方米，居世界第一，并占世界的25%至27%。經(jīng)濟開發(fā)水力資源為852.4TW·h／年。煤炭探明儲量占世界的20%以上。細探明儲量占世界的14%。俄羅斯還具有豐富的鈾礦儲量，有西方專家估計，俄羅斯豐富的鈾礦儲量價值約為100億~200億美元。1992年俄羅斯電力工業(yè)改革始于1992年，國家成立負責發(fā)、輸電統(tǒng)一電力系統(tǒng)股份公司和管理配電的72家地方股份公司將發(fā)、輸電與配電分開。統(tǒng)一電力系統(tǒng)公司管理100萬kW以上火電廠、30萬kW以上水電廠和35萬kV以上輸電線，并占有地方電力公司49%以上的股份和中央調(diào)度所的全部股份。2023年4月葉利欽發(fā)布426號總統(tǒng)令對電力等壟斷性行業(yè)實行進一步改革。改革分三個階段，內(nèi)容主要集中在三個方面：一是建立電力批發(fā)市場；二是改組統(tǒng)一電力系統(tǒng)公司，三是制定“聯(lián)邦電力系統(tǒng)法案”，并在此基礎上對發(fā)電、輸電、配電公司實行標準的商業(yè)許可證制度。2023年，普京總統(tǒng)執(zhí)政后，為了逐步改變國家經(jīng)濟和能源狀況，俄聯(lián)邦政府提出燃料能源綜合體應成為俄擺脫危機和實現(xiàn)經(jīng)濟增長的重要因素，要繼續(xù)發(fā)展國家油氣工業(yè)潛力。他們在分析了發(fā)展趨勢的基礎上，研究制定出既有聯(lián)邦一級的，也有地區(qū)一級的國家有效宏觀調(diào)控能源部門的措施，包括：按國家及部門統(tǒng)計報表，以及對燃料能源公司和獨立單位的專門調(diào)查，得到國家及地區(qū)有關經(jīng)濟和能源的必要信息資源；在俄羅斯燃料能源范圍內(nèi)，相應建立起分析國內(nèi)外能源市場的信息中心；每年向俄聯(lián)邦政府提交有關“俄羅斯能源戰(zhàn)略實施進度”報告；按規(guī)定時期（每年至少一次），組織新能源戰(zhàn)略的詳細研究。目前俄羅斯的裝機容量和發(fā)電量均居世界第4。=4\*GB2⑷歐洲共同體主要國家電力工業(yè)發(fā)展概況2023年，歐洲共同體對成員國的電力市場做了三條強制性規(guī)定：=1\*GB3①用戶可以自由選擇供電商；=2\*GB3②獨立發(fā)電商要經(jīng)過政府批準或招標建立；=3\*GB3③電網(wǎng)要保持中立和獨立，必須保證第三方公平上網(wǎng)。目前的法律規(guī)定歐盟各國電力市場至少開放30%，到2023年，電力市場開放程度達到35%。但是2023年3月13日，歐盟委員會宣布了全面開放電力和燃氣市場的計劃，為歐盟能源市場在5年內(nèi)徹底消除壟斷制定了明確的框架。上述規(guī)定使得德國實現(xiàn)電力市場全面開放將使德國電力公司承受來自國內(nèi)外的雙重壓力。因為德國政府曾于1996年底提出了能源事業(yè)修改草案，同年該草案遭聯(lián)邦議會否決。2023年3月德國政府提出了修改能源經(jīng)濟法草案。聯(lián)邦政府與電力公司對于電力代輸中關于協(xié)議電網(wǎng)入口，開展網(wǎng)絡服務和針對用戶開展點對點服務的政策，進行了深入討論，直到2023年才達成了初步協(xié)議。目前，德國電力工業(yè)由私營發(fā)電廠、鐵路公司自備電廠、工業(yè)自備電廠、公用事業(yè)4個部分組成。德國的電力公司為了更好地應付競爭，大力控制成本，電價較高的公司例如柏林電力電燈公司（Bewag）將使一些老機組退役，電力公司與用戶建立新的合同方式（例如用戶有多個用電點可采取集中統(tǒng)一結(jié)算方式），國內(nèi)公司合并，國內(nèi)公司與國外公司合并等。帶有往日長期合同特色的電能交易，現(xiàn)在將被現(xiàn)貨和期貨交易代替。由于美國、英國、北歐及西班牙建立了電力交易所，德國也在考慮電力交易所的問題。法國有豐富的天然鈾資源，約占世界鈾儲量3%。經(jīng)濟可開發(fā)水能資源為720億kW·h／年，1990年其開發(fā)程度已接近100%。石油天然氣資源貧乏，大量依靠進口。煤炭資源也極少，80年代核電迅速發(fā)展后，煤炭工業(yè)日趨蕭條?；痣姳戎赜?976年的67.55%減少到1996年的8.55%：水電比重也由1976年的67.55%減少到1996年的14.09%。法國核電比重1976年為7.74%，1986年增加為70.36%，1996年進一步增加到77.36%。法國是最早研究代表今后發(fā)展方向的快中子增殖堆的國家，按照法國的能源政策，在今后的電力發(fā)展中，核電仍將占重要地位。根據(jù)上述歐洲共同體對成員國的電力市場強制性規(guī)定，2023年法國成立一個獨立于政府行政控制的法國電力監(jiān)管委員會，主要行使對電網(wǎng)公司的監(jiān)督，保證其客觀、公正地運行；向政府主管部長提出過網(wǎng)費標準的建議；提出新發(fā)電商的準入意見或組織新電廠的建議招標；對“無選擇權用戶”的電價方案提出意見，保護其權宜；協(xié)助政府提出電網(wǎng)公司負責人的意見批準其投資計劃；對電力市場糾紛給予仲裁，對違規(guī)行為予以懲罰等。英國（英格蘭、威爾士、蘇格蘭和北愛爾蘭）電力供應主要靠煤電和天然氣發(fā)電組成，其中煤電占主導地位，20世紀90年代以來天然氣發(fā)電比重不斷上升，2023年超過了27%。在英國電力市場中，英格蘭和威爾士的年用電量約占全國總用電量的90%。英國的配電網(wǎng)地下化程度達到了60%以上，城市中配電網(wǎng)幾乎全在地下。英國電力工業(yè)改革始于立法，正式大規(guī)模改革是在1989年頒布的《電力法》、《公平競爭法》和歐盟的共同市場準則框架下進行的，整個過程包括行業(yè)重組、私有化和建立電力市場，由政府組織實施。改革后的英國電力行業(yè)結(jié)構布局是：發(fā)電環(huán)節(jié)已經(jīng)打破壟斷，全面實現(xiàn)競爭，發(fā)電企業(yè)主要有國家電力公司、電能公司、英國能源公司、英國核燃料公司組成，大的獨立發(fā)電公司在發(fā)電市場中的份額低于20%。配電公司和電網(wǎng)公司實現(xiàn)了產(chǎn)權和業(yè)務的分離，國家電網(wǎng)公司獨家擁有400kV和275kV超高壓輸電網(wǎng)，負責電網(wǎng)調(diào)度，實行壟斷經(jīng)營；在英格蘭和威爾士有12家地區(qū)配電公司對所在地區(qū)配電網(wǎng)實行壟斷經(jīng)營。全國55家售電公司經(jīng)過階段性放松價格管制后現(xiàn)已經(jīng)完全取消價格管制。2023年底，國家電力公司和電能公司裝機容量在電網(wǎng)總裝機容量在電網(wǎng)總裝機容量的份額，已分別從改革之初的45%和28%降至21%和17.7%；發(fā)電、輸電、配電和售電環(huán)節(jié)的價格占終端消費電價的比重分別為57.2%、5.8%、28.7%和7.6%。英國電力市場構成中，期貨市場占90%，現(xiàn)貨市場占10%。大用戶一般可自由選擇售電商，而不能自由選擇發(fā)電商，只有很少量的大用戶經(jīng)過政府管制部門允許才能直接選擇發(fā)電商。目前，英國的電力體制框架是由政府宏觀管理部門、管制部門、行業(yè)協(xié)會、電力企業(yè)構成，國家對發(fā)電、輸電、配電和售電企業(yè)均實行許可證制度。2023年政府又將電力管制職能和天然氣管制職能二合為一；并針對電力庫報價規(guī)則和競標結(jié)構過于復雜和繁瑣，于2023年10月又撤銷電力庫，執(zhí)行新的電力交易規(guī)則。=2\*GB4㈡中國電力工業(yè)的發(fā)展概況中國電力工業(yè)誕生于1882年。從1882年到1949年10月，電力工業(yè)發(fā)展緩慢，截至1949年止，全國發(fā)電裝機容量185萬kW，年發(fā)電量43億kW·h，排名世界第25位。自改革開放以來，中國電力工業(yè)實行集資辦電、多家辦電、多渠道籌資辦電和積極利用外資的政策，電力總裝機容量和發(fā)電量得到了持續(xù)、快速的發(fā)展（見表1）。2023年全國發(fā)電裝機容量達到31932萬kW，其中水電7935萬kW，占24.9%；火電23754萬kW，占74.4%；核電210萬kW，占0.7%；風力、太陽能等新能源發(fā)電約33萬kW。2023年全國發(fā)電量為13685億kW·h。年發(fā)電裝機容量和發(fā)電量均居世界第2位。表1：1949~2023年中國電力行業(yè)總裝機容量和年發(fā)電量一覽年份194919781990202320232023總裝機容量（萬kW）185571213789277292987731932年發(fā)電量（億kW·h）4325666213115771233213685資料來源：《中國統(tǒng)計年鑒2023》和《中國電力年鑒2023》，2023年數(shù)據(jù)來自國家電力公司。目前，電力雖然不再成為制約國民經(jīng)濟的瓶頸行業(yè)，但作為國民經(jīng)濟的“工業(yè)糧草”，電力供需矛盾并沒有從根本上解決，局部地區(qū)供需緊張的矛盾仍然存在，電力工業(yè)發(fā)展仍然任重道遠，主要表現(xiàn)在以下幾個方面：一是電力供應水平和電氣化程度偏低。截止2023年底，我國現(xiàn)有發(fā)電量不到全球總發(fā)電量的10%，只有美國的1/3，我國人均發(fā)電裝機只有0.25kW，人均發(fā)電量1078kW?h，僅為發(fā)達國家的1/6~1/10。人均用電量超過2200kW?h的省市只有上海、北京、天津和寧夏等四個地區(qū)。農(nóng)村通電率雖然達到97.8%，但全國還有574萬人沒有用上電。電能消費在終端能源消費中的比重為11%左右，明顯低于17%的世界平均水平。電煤消費占煤炭總產(chǎn)量的比重約50%，低于發(fā)達國家70~80%的比重。二是電力工業(yè)內(nèi)部結(jié)構性矛盾比較突出。從電力裝備水平和主要技術經(jīng)濟指標來看，電源結(jié)構不合理的矛盾還沒有得到根本性緩解，發(fā)電以常規(guī)火電為主，單機容量偏低。水電和核電比例較低，而且調(diào)節(jié)性能差的徑流式水電站比重過大。供電煤耗（394g/kW·h）比先進國家高60g/kW?h左右，線損（7.7%）比先進國家高2~3個百分點。從電力調(diào)度能力來看，電網(wǎng)結(jié)構薄弱，電網(wǎng)建設滯后于電源建設，全國電網(wǎng)的經(jīng)濟性尚未得到充分發(fā)揮，突出表現(xiàn)在：水電不必要的棄水在加大；省間電量交換減少；水電和火電互補程度較低；錯峰效益不高，電網(wǎng)類企業(yè)上市目前還沒有。從電力資源開發(fā)和利用上，電力資源和電力用戶分布的不均勻性。這種不均勻性主要體現(xiàn)在省際之間，而不是省內(nèi)更不是市（縣）內(nèi)。以華東大區(qū)電網(wǎng)為例，安徽省的坑口煤電、浙江省的水電以及上海市的大用戶特征是相當明顯的。西部地區(qū)優(yōu)勢沒有得到充分發(fā)揮。全國尚未形成市場化的科學電價形成機制。三是科技對電力工業(yè)發(fā)展貢獻率不高，節(jié)能、環(huán)保壓力在加大。高參數(shù)、大機組比重的機組數(shù)量較少，30萬千瓦及以上機組占火電裝機容量的比重僅38%，其中火電60萬kW機組只有15臺，而且其中國外進口的占到10臺，10萬kW以下的小火電機組裝機容量占全國火電裝機容量的44%。潔凈煤發(fā)電技術、核電技術、大型超臨界機組和高壓直流輸電技術的國產(chǎn)化水平低。目前已采取煙氣脫硫措施的火電機組容量僅500萬kW左右，絕大多數(shù)火電廠還沒有采取脫硫措施。發(fā)電環(huán)節(jié)中的廢水回收率低于60%，SO2排放處理沒有得到有效控制。四是體制性障礙開始顯現(xiàn)，企業(yè)對加大資本運營、消費者對降低價格和改善服務的要求日益增加。由于電力工業(yè)的體制性缺陷，電力系統(tǒng)企業(yè)法人治理結(jié)構滯后于資本市場的發(fā)展，依靠稅后利潤和折舊提供系統(tǒng)企業(yè)資本金的做法導致資本金缺口很大；在經(jīng)營理念上，還存在不適應主動為客戶提供高效優(yōu)質(zhì)服務的問題；在管理上，電力市場壁壘阻礙著電力資源的優(yōu)化配置；電價形成機制不能充分反映市場的供需關系，一些地區(qū)的電力用戶電費負擔過重，同網(wǎng)同質(zhì)不同價，發(fā)電價格和輸配電價格占終端銷售電價的比重分別占到70%和30%左右（國外先進國家發(fā)電一般約占40%，輸配電約占60%）。上述因素制約了電力消費的有效增長和電網(wǎng)的發(fā)展，也妨礙了節(jié)約用電和環(huán)境保護技術的推廣應用，影響了農(nóng)村經(jīng)濟的發(fā)展和農(nóng)民生活水平的提高。=3\*GB4㈢中國電力行業(yè)的發(fā)展特征=1\*GB1⒈行業(yè)景氣特征=1\*GB2⑴發(fā)電量隨GDP增長而增長，發(fā)電量增長率與GDP增長率正相關。改革開放以來，我國電力供需狀況經(jīng)歷三個不同特點的階段。1980年~1995年期間，電力供需均快速增長，總體處于供不應求狀況。其中，“六五”期間GDP年增速超過用電4.6個百分點，電力增長相對滯后，全國出現(xiàn)大范圍缺電現(xiàn)象；“七五”期間由于國家出臺鼓勵多家辦電政策，電力建設速度快速增長，用電增速超過GDP增速0.7個百分點，但全國缺電的局面沒有改變；“八五”期間電力年均新裝機約1600萬kW，到“八五”期末，電力供需基本呈需略大于供的態(tài)勢，但缺電性質(zhì)開始由全年缺電量轉(zhuǎn)向高峰期和季節(jié)性缺電，開始造成地區(qū)間電力供需不平衡。1996~2023年期間，隨著國民經(jīng)濟結(jié)構的調(diào)整，電力供需狀況進一步得到緩解，全國發(fā)電量年均增長6.3%，各年增長速度呈先降后升的趨勢。1996年發(fā)電量增長速度為7.4%，2023年為4.8%，2023年下降到2.8%，2023年回升到6.5%，2023年達到11%。電網(wǎng)安全運行質(zhì)量基本得到保障。主要電網(wǎng)頻率和電壓合格率均有明顯提高，頻率合格率達到99.5%以上，其中華北、東北保持在100%，電壓合格率除個別電網(wǎng)外均在98%以上。全國主要城市10千伏用戶供電可靠率（RSI）達到了99.81%，相當于于平均每戶停電16.64h。電力市場運行機制初步形成。從2023年上半年開始，宏觀經(jīng)濟通貨緊縮得到有效遏制，GDP年增長速度達到8%，受國民經(jīng)濟好轉(zhuǎn)拉動，電力供需形勢又呈現(xiàn)新特點，電力需求快速增長。=2\*GB2⑵電力市場整體呈現(xiàn)買方市場格局，局部少數(shù)地區(qū)電力仍供不應求。我國電力市場從1996年下半年開始形成“買方市場”。目前，東北電網(wǎng)、福建電網(wǎng)和海南電網(wǎng)電力出現(xiàn)供大于求。華中電網(wǎng)和川渝電網(wǎng)豐水期電力出現(xiàn)供大于求。華北電網(wǎng)、華東電網(wǎng)、山東電網(wǎng)和廣西、貴州、云南電網(wǎng)電力供需基本平衡，電網(wǎng)中的局部地區(qū)存在短時供應不足的情況。廣東電網(wǎng)2023年以來，在用電高峰期出現(xiàn)了電力供應緊張的局面，預期到2023年，還將缺電1500萬kW。=3\*GB2⑶近幾年來發(fā)電量年均增長幅度低于發(fā)電裝機容量年均增長率2~3個百分點。電力企業(yè)邊際利潤率有所下降。=2\*GB1⒉行業(yè)市場特征=1\*GB2⑴電力產(chǎn)銷以“網(wǎng)”為界，轉(zhuǎn)運業(yè)務正在逐步形成之中。除臺灣、香港、澳門地區(qū)外，我國已形成了東北、華北、華東、華中、西北、南方、川渝7個跨?。ㄊ校╇娋W(wǎng)，以及山東、福建、海南、新疆和西藏5個獨立的省網(wǎng)。除西北電網(wǎng)主網(wǎng)架電壓等級為330千伏外，其它跨省電網(wǎng)和山東電網(wǎng)均已建成500千伏主網(wǎng)架。目前，最大的跨省電網(wǎng)是華東電網(wǎng)，裝機容量占全國總裝機容量的17.4%；最大的省網(wǎng)是廣東省電網(wǎng)，裝機容量占全國總裝機容量的10.15%；最大的水電裝機容量是華中電網(wǎng)，裝機容量占全國水電總裝機容量的18.58%。我國電力生產(chǎn)、調(diào)度和消費基本是以網(wǎng)為單位，實行分級制度調(diào)度，即分為國家級、地區(qū)級、區(qū)域和縣級調(diào)度中心。截止2023年底，成立了6個地區(qū)級、29個省級、270個區(qū)域級和2023個縣級電力調(diào)度中心。目前我國已有近1/3的網(wǎng)、省電力公司啟動了內(nèi)部模擬市場，其基本形式是：把電力公司分為發(fā)電、供電和調(diào)度三個環(huán)節(jié)，調(diào)度充當經(jīng)紀人的角色。省電力公司對所屬每個發(fā)電廠核定一個上網(wǎng)電價，電網(wǎng)按上網(wǎng)電價向發(fā)電廠購電，增收部分費用之后，以統(tǒng)一的價格向供電企業(yè)售電。2023年國家和廣東、廣西、貴州、云南4省（區(qū)）又成立南方電力聯(lián)營公司聯(lián)合辦電由國家電力公司歸口領導，進行獨立核算、自負盈虧、自主經(jīng)營的經(jīng)濟實體，通過交易合同與交易計劃的制訂；采集與計量；交易結(jié)算來進行商業(yè)化運營。盡管我國電力開始了互聯(lián)電網(wǎng)的商業(yè)化運營，但是電力產(chǎn)銷仍是以省網(wǎng)為主，地區(qū)間電力交換數(shù)量不大。主要原因是大部分電網(wǎng)的網(wǎng)內(nèi)企業(yè)沒有形成市場競爭格局，電力用戶無權選擇供電企業(yè)。=2\*GB2⑵高參數(shù)、大機組比重在加大，但平均單機容量規(guī)模偏小，城鄉(xiāng)居民生活用電和第三產(chǎn)業(yè)用電比重呈上升趨勢。從生產(chǎn)結(jié)構來看，1996~2023年，火電汽輪機組在整個裝機容量中的同比增幅有所下降，水輪機組和燃氣輪機組的比重呈上升趨勢，核電處于持平狀態(tài)。雖然近3年高參數(shù)、大機組比重在加大，但整體低容量機組仍居多。全行業(yè)6000kW以上的5107臺機組中平均單機機組不到6萬kW，30萬kW及以上機組為284臺（60萬kW機組只有15臺），只占到總裝機容量的32.59%。從消費結(jié)構來看，工業(yè)用電為主，城鄉(xiāng)居民生活用電和第三產(chǎn)業(yè)用電比重呈上升趨勢。在整個電力消費市場中，工業(yè)用電所占的比重已經(jīng)從1987年的80.98%降到了2023年的71.58%。而城鄉(xiāng)居民生活用電和第三產(chǎn)業(yè)用電的比重已經(jīng)達到了21.36%。造成這一消費格局的原因主要有以下三點：一是國民經(jīng)濟質(zhì)量得到改善，促進了第三產(chǎn)業(yè)的發(fā)展和居民生活質(zhì)量的提高，增加了用電消費需求；二是工業(yè)企業(yè)技術改造投資力度在加大，降低了能耗，因而單位用電量在下降；三是2023年以來在實施調(diào)整經(jīng)濟結(jié)構進程中，國家強制性關閉了一批高污染、高能耗、低效率的“小五類”企業(yè)，因而減少了一些用電量。=3\*GB2⑶能源消費構成和區(qū)域間電力消費布局不平衡。我國是一個富煤貧油的國家，2023年我國能源消費構成中：煤炭占67.1%，石油占23.4%，天然氣占2.8%，水電和核電占6.7%。除此之外，由于我國還處于工業(yè)化社會初期或正在向成熟的工業(yè)社會邁進時期，地域廣大造成的地域間經(jīng)濟差別，城鄉(xiāng)經(jīng)濟的不平衡，資源儲有和開發(fā)的有限性決定了我國能源消費有以下特點：（1）沿海地區(qū)與京、津、滬等大城市能源需求正進入第二次轉(zhuǎn)變，即從煤炭供應轉(zhuǎn)向石油、天然氣和煤氣供應；（2）內(nèi)陸和中西部城鎮(zhèn)主要以煤和火電為主；（3）廣大農(nóng)村和邊遠地區(qū)大多正從使用作物秸稈等生物能源向使用礦物燃料、電力轉(zhuǎn)變。=4\*GB2⑷電價形成機制尚未“廠、網(wǎng)分開”和市場化，同網(wǎng)同質(zhì)不同價。目前，國內(nèi)上網(wǎng)電價實行一廠一價、一臺一價，由中央和省級物價局、供電局和各級能源辦核準確定，實施的是管制電價，主要有四類：=1\*GB3①國家指令性目錄電價。中央投資的各網(wǎng)、省電力公司所屬的電廠，執(zhí)行國家指令性目錄電價和隨燃料、運輸浮動加價。=2\*GB3②還本付息電價。中外合資辦電企業(yè)、外商獨資辦電企業(yè)、地方投資主體和其它企業(yè)投資主體投資電廠實行還本付息電價，即按照成本、稅金和合理利潤核定售電電價，同時外資企業(yè)還可享受10年還本付息、加速折舊優(yōu)惠，個別外資企業(yè)采取了類似兩部制上網(wǎng)電價的方式，即在購售電合同中規(guī)定，如果電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)不能保證其按合同規(guī)定的利用小時發(fā)電，對少發(fā)的電量，電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)要補償其固定成本，補償?shù)臉藴蕿?.30元/kW?h。=3\*GB3③固定資本利潤率電價。電價制定原則是電力生產(chǎn)企業(yè)的資本利潤率略高于地區(qū)工業(yè)行業(yè)資本利潤率平均水平。=4\*GB3④小水電、小火電電價。此外，還有含稅（增值稅）上網(wǎng)電價和不含稅上網(wǎng)電價之分（增值稅率17%）。最終用戶電價除了上述不同上網(wǎng)電價帶來不同之外，由于下列情況出現(xiàn)差別電價：=1\*GB3①上網(wǎng)電價實行峰谷分時電價和豐枯季節(jié)電價辦法（如四川?。?。峰谷電價價差約為3倍，豐枯季節(jié)電價價差約為2倍。棄水期電價和低谷電價可比現(xiàn)行電價低30%~50%，枯水期電價和高峰電價可比現(xiàn)行電價高30%~50%。=2\*GB3②不同電網(wǎng)電價相差很大。東西部地區(qū)的平均電價相差在0.1元/kW?h以上。=3\*GB3③用戶等級電價。如照明電價、非工業(yè)電價、普通工業(yè)電價、大工業(yè)電價、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)電價、躉售電價、兩部制電價（即按用電度數(shù)和用電容量分別計收電度電價和基本電價）。不合理價外層層加價。=4\*GB3④農(nóng)村電價居高不下（見表2）。農(nóng)村電價居高不下主要原因是投資體制和管理體制存在的弊端造成的。同網(wǎng)同質(zhì)不同價主要是由于電價機制不順造成的，對于電容量成本較大和現(xiàn)存電廠產(chǎn)權復雜、資產(chǎn)不清的情況缺乏科學的評估體系。表2：2023年國家電力公司直管和代管縣農(nóng)村電價分布情況一覽單位:元/kW?h電價區(qū)間<0.50.5~0.60.6~0.70.7~0.80.8~1.0>1地區(qū)北京、寧夏河北、山西、山東、陜西、甘肅、青海天津、遼寧、吉林、黑龍江、上海、福建、四川、重慶、貴州、新疆江蘇、浙江、河南、湖北安徽、湖南江西資料來源：《中國電力報》2023年7月18日。=3\*GB1⒊行業(yè)體制特征整個電力行業(yè)體制特征涉及投資體制、定價體制、管理體制，其中管理體制又包括中央政府和地方政府的管理體制、電力系統(tǒng)的各級交易體制與調(diào)度體制，以及國家對電力市場的宏觀調(diào)控和微觀管制體制。我國電力工業(yè)改革大體經(jīng)歷了兩個階段：第一階段是1978~2023年以“集資辦電”為主要優(yōu)惠政策內(nèi)容的改革階段，基本形成了“電網(wǎng)國家管、電廠大家辦”的體制格局。其優(yōu)惠政策包括：=1\*GB3①允許集資新廠實行按個別成本為基礎的審批電價，由投資方提出核算依據(jù)，由有關政府部門審批；②在政府擔保下允許以14%~17%的還貸利率在10~15年的還貸期內(nèi)還本付息并進入電價，即允許集資新廠以高出國有老廠電價一倍以上的高電價由國家電力公司購買；=3\*GB3③在政府擔保下，國家電力公司允許機組年利用小時數(shù)不低于6000h，即國家電力公司不僅支付高電價，而且全部購買。這一階段雖然電廠投資主體已經(jīng)多元化，但是還沒有真正引入價格競爭機制。另一政策是由政府直接培育了一大批電力投資公司。自1986年開始，國家實行“撥改貸”政策，并建立了華能集團、中電國際等一批電力投資公司。另一方面，自1986年開始試點，1992年國務院發(fā)文，在工業(yè)用電中每千瓦時加收2分錢的電力建設基金，中央和地方各分一半用于電力建設；各省市也乘機再加收1~4分錢的電力建設基金，用這筆資金各省市成立了一大批地方的電力投資公司如申能集團、魯能集團、山西地方電力公司等。因此，政府直接培育了一批具有中國特色的獨立電力生產(chǎn)商（IPP）。第二階段從2023年開始的以政企分開、建立電力市場為主要內(nèi)容的改革階段，通過成立國家電力公司為基點，積極推進電力企業(yè)的組織結(jié)構調(diào)整和電力市場結(jié)構調(diào)整。企業(yè)的組織結(jié)構調(diào)整體現(xiàn)在：減少國家電力公司的企業(yè)法人鏈，由三級法人變?yōu)槎壏ㄈ?。電力市場結(jié)構調(diào)整體現(xiàn)在：一是實施關閉小火電的政策，將10萬kW以內(nèi)超期服役、能耗高、污染重的純凝汽式小火電機組淘汰出局；二是實施城鄉(xiāng)電網(wǎng)改造工程和全國聯(lián)網(wǎng)工程；三是重點扶持調(diào)節(jié)性能好的大型水電項目的建設；四是實施“科教興電”戰(zhàn)略，提高電力質(zhì)量和效率，促進產(chǎn)業(yè)結(jié)構優(yōu)化。2023年10月國家又成立了電力體制改革協(xié)調(diào)領導小組，開始了第二階段的新一輪改革。但是，受國務院辦公廳2023第69號文件精神影響，全新設計的電力體制方案至今沒有出臺。現(xiàn)行電力工業(yè)的管理模式和運用方式只能是“劃網(wǎng)而治”；發(fā)購電進行額度分配、實施政府管制電價、電力供求雙方地位不平等、供求雙方責權利不對等。二、電力行業(yè)投資價值及其市場開發(fā)的因素分析=1\*GB4㈠電力行業(yè)的發(fā)展趨勢影響電力工業(yè)的發(fā)展主要取決于市場、技術創(chuàng)新、環(huán)保和政府等四個因素。=1\*GB1⒈經(jīng)濟發(fā)展與電力市場開拓=1\*GB2⑴國民經(jīng)濟和社會發(fā)展對電力工業(yè)將提出更高的要求。從全球角度講，電力市場很大程度上受到經(jīng)濟結(jié)構和產(chǎn)業(yè)結(jié)構調(diào)整的影響。隨著世界經(jīng)濟結(jié)構戰(zhàn)略性調(diào)整將取得明顯成效，技術進步和創(chuàng)新能力明顯增強，經(jīng)濟增長的質(zhì)量和效益顯著提高?？萍歼M步和國民經(jīng)濟信息化對電力工業(yè)的促進作用日益增強。高附加值、低消耗的產(chǎn)業(yè)將得到發(fā)展，大量設備、技術、工藝落后和浪費資源的企業(yè)將被淘汰，單位產(chǎn)值的電耗將趨于下降，為此對電力工業(yè)的增長方式將提出新的要求。在今后5~10年內(nèi)，我國正處于工業(yè)化發(fā)展階段，經(jīng)濟將保持較快發(fā)展速度，傳統(tǒng)的產(chǎn)業(yè)結(jié)構將發(fā)生很大的變化，電力工業(yè)發(fā)展將立足轉(zhuǎn)變電力增長方式，實現(xiàn)從重視增加數(shù)量和規(guī)模到重視提高質(zhì)量和效率的轉(zhuǎn)變。=2\*GB2⑵中國能源資源分布和生產(chǎn)力布局特點決定了需要在全國范圍內(nèi)和積極利用資本市場來優(yōu)化電力資源配置。一是積極推進“西電東送”和“西氣東輸”工程，優(yōu)先實施開發(fā)西部能源資源，優(yōu)化電力區(qū)域結(jié)構，擴大電力市場有效需求。二是實施跨大區(qū)聯(lián)網(wǎng)工程，推進全國聯(lián)網(wǎng)，建立全國統(tǒng)一、公平競爭、規(guī)范有序的電力市場。三是積極利用資本市場來加強電力系統(tǒng)企業(yè)的產(chǎn)權管理，建立規(guī)范的現(xiàn)代公司制企業(yè)制度，解決電力工業(yè)企業(yè)發(fā)展所需的資本金不足問題。=3\*GB2⑶電力工業(yè)要走實施可持續(xù)發(fā)展戰(zhàn)略之路。一是提高電力消費在終端能源消費中的比重，不斷提高電氣化程度，提高電力的生產(chǎn)和使用效率、降低消耗，特別是節(jié)約和降低水資源、石油資源的消耗。二是加大對水電等清潔能源的開發(fā)利用，加大環(huán)境保護力度，按照國家環(huán)保法規(guī)和標準，積極采用環(huán)保新技術，特別是煤炭的潔凈燃燒技術，加快環(huán)保達標治理的步伐。三是電力工業(yè)要與裝備制造業(yè)協(xié)調(diào)發(fā)展，提升繼電保護、調(diào)度自動化和配電自動化系統(tǒng)的國產(chǎn)化水平。=2\*GB1⒉加入WTO與我國電力工業(yè)發(fā)展WTO的核心是建立一個多邊或雙邊的相對公平貿(mào)易市場競爭機制和致力于改善稅收投資環(huán)境問題。加入WTO后，我國將在法律框架下逐步實現(xiàn)全方位可預見的開放，企業(yè)面臨的市場競爭形勢日趨激烈。結(jié)合上述我國電力工業(yè)的市場特征和行業(yè)發(fā)展歷程，加入WTO對我國電力工業(yè)發(fā)展的影響表現(xiàn)在：=1\*GB2⑴間接影響大于直接影響目前，我國與境外電力貿(mào)易數(shù)量甚小，即使我國能源價格與國際能源價格全面接軌，由于低價煤炭在我國能源供應占60%以上，我國的能源平均價格會低于以石油、天然氣為主要能源國的工業(yè)發(fā)達國家，加入WTO不會對電力行業(yè)造成明顯的直接影響。但是由于近年來我國一次能源消費持續(xù)負增長，其中煤炭大幅下降，油氣供需缺口加大，我國已成為主要石油進口國，我國能源消費已經(jīng)離不開國際能源市場，世界能源市場的價格變動對我國能源消費的影響越來越大。另外，加入WTO后電力行業(yè)人員結(jié)構調(diào)整力度、人員觀念的改變也會相應發(fā)生變化，因此加入WTO對我國電力工業(yè)發(fā)展的間接影響要大于直接影響。=2\*GB2⑵積極影響大于消極影響從積極影響方面來看，一方面，電力工業(yè)面對國際、國內(nèi)兩個市場，對所需先進設備和先進技術的引進會有所增加，有利于提高電力行業(yè)整體的技術裝備水平和加快技術創(chuàng)新進程。另一方面，20世紀90年代中期以來，我國投入大中型機組建設的資金中，外資占到了13%以上，已經(jīng)投產(chǎn)和在建的15臺60萬kW機組中國外機組占到10臺。加入WTO以后，外商在我國電力領域的投資將會進一步擴大，尤其是參與西部開發(fā)的電力外資企業(yè)將仍會在一定程度上享受“兩免三減半”的企業(yè)所得稅優(yōu)惠政策，由外商投資經(jīng)營的發(fā)電企業(yè)的數(shù)量會不斷增加，有利于加快電力工業(yè)的市場化改革進程和電力企業(yè)的資本跨國、跨區(qū)域流動，提高電力工業(yè)整體的經(jīng)營管理水平。從消極影響方面來看，由于我國能源生產(chǎn)成本過高就會使一些消費者把需求轉(zhuǎn)向國外或者到國外投資，導致我國能源市場一定程度上的萎縮，影響電力工業(yè)的發(fā)展。=3\*GB2⑶對發(fā)電企業(yè)的影響大于對輸配電企業(yè)的影響電力產(chǎn)品不能儲存，無法以獨立的商品形式出售，必須通過電網(wǎng)進行配售，現(xiàn)行的“劃網(wǎng)而治”、政府管制電價、電力供求雙方地位不平等、供求雙方責權利不對等不利于輸配電企業(yè)參與市場競爭，輸配電網(wǎng)市場基本上被國電公司占有。受集資辦電政策影響，目前發(fā)電企業(yè)地方政府和外資企業(yè)投資的發(fā)電裝機容量已經(jīng)占到全國總裝機容量的53.12%，基本實現(xiàn)投資主體多元化。加入WTO對發(fā)電企業(yè)的影響將大于對輸配電企業(yè)的影響。=3\*GB1⒊電力技術發(fā)展趨勢=1\*GB2⑴發(fā)電技術的發(fā)展趨勢=1\*GB3①火力發(fā)電技術在世界發(fā)電構成中，火電一直占有較大比例?；鹆Πl(fā)電技術經(jīng)歷了蒸汽機帶動發(fā)電機發(fā)電到汽輪機帶動發(fā)電機發(fā)電兩個階段。目前世界各國火力發(fā)電普遍采用汽輪機帶動發(fā)電機發(fā)電技術，并不斷以改善設備負荷和提高蒸汽參數(shù)從而提高熱效率為目標。熱效率是指將一次燃料所含能源轉(zhuǎn)換成有用能源（即電力，有時是可利用的熱能）的效率。電廠設備負荷率是衡量電廠設備使用密集程度的指標。用常規(guī)礦物燃料來發(fā)電的熱效率指標已從20世紀初的5%提高到2023年的37%左右。用聯(lián)合循環(huán)燃氣來發(fā)電的熱效率指標達到了50%~60%，如德國建成的狄德考特B廠使用的是燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)技術，其熱效率已經(jīng)達到56%。而熱電聯(lián)產(chǎn)技術的熱效率則達到80%~90%熱效率是指將一次燃料所含能源轉(zhuǎn)換成有用能源（即電力，有時是可利用的熱能）的效率。電廠設備負荷率是衡量電廠設備使用密集程度的指標。近十幾年來的電力建設多采用100萬kW以下的火電機組，其中超臨界機組技術領先的主要是日本和歐洲。100萬kW~130萬kW的機組增加有限，主要集中在美國、俄羅斯和日本等國。其中，美國200萬kW以上的火電廠已有39座，總裝機容量9483.7萬kW，職工人數(shù)17795人，平均每人管理5300kW，充分顯示出規(guī)模經(jīng)濟的效益和優(yōu)越性。我國目前已有100萬千瓦及以上火電廠75座，其中最大的是浙江北侖電廠（5×60萬kW）。100萬kW以上火電機組增加緩慢的主要原因是：機組可用率較低，主機存在結(jié)構和材質(zhì)問題，輔機故障也較多；單位造價降低有限，制造、運行和維修困難增加很多；設備制造和電廠建設周期加長，造成資金積壓，影響經(jīng)濟效益。目前，發(fā)電設備領域的三大公司是美國的通用電氣公司、德國的西門子股份和法英阿爾斯通公司，其次是日本的三菱重工業(yè)公司。目前國內(nèi)在發(fā)電設備領域具有國際競爭力是核電機組和燃氣發(fā)電機組設備，核電機組設備國內(nèi)主要集中在哈爾濱電站集團公司，2023年6月中國石化勝利油田動力機械廠于研制生產(chǎn)1000kW燃氣發(fā)電機組，從而使中國同美國、德國、荷蘭等少數(shù)國家一樣擁有1000kW以上大功率燃氣發(fā)電機組的生產(chǎn)技術。未來火電發(fā)展的基本趨向：繼續(xù)發(fā)展高參數(shù)、大容量、高效率、高調(diào)節(jié)性能和節(jié)水型的單軸機組，在完善超臨界壓力機組的基礎上發(fā)展超超臨界（USC）壓力機組，建設大電廠；增加煤電比重，減少油電比重；采用硫化床燃燒技術和蒸汽——燃氣聯(lián)合循環(huán)系統(tǒng)；加強高分子燃料電子發(fā)電系統(tǒng)和煙氣的除硫、除氮的技術創(chuàng)新水平。=2\*GB3②水力發(fā)電技術水力發(fā)電技術始于19世紀70年代。其時瑞士、英、法、德、美開始建設小型水電站。受1973年的“能源危機”影響，從此以后，世界水電處于大中小結(jié)合發(fā)展的趨勢，而且國際水電建設，越來越重視流域梯級水電開發(fā)和抽水蓄能電站的建設。這是因為流域梯級開發(fā)，可以在江河干支流上游人煙稀少的峽谷山區(qū)建龍頭大水庫，調(diào)節(jié)洪枯徑流，淹沒損失和移民較少；而且上游水電站的調(diào)節(jié)性能好，還可以對下游梯級水電站通過徑流調(diào)節(jié)和電力補償調(diào)節(jié)，改善發(fā)電性能，使水能資源得到充分利用。到20世紀90年代初，全世界已超過1億kW。當前抽水蓄能電站在向高水頭、大容量發(fā)展。由于利用水頭越高，所需流量相對減少，上下庫及引水管道尺寸均相對減小，從而使造價降低。為適應高水頭電站的發(fā)展，一方面采用串聯(lián)式機組，用多級水泵和沖擊式水輪機組合，另—方面是不斷提高可逆式水泵水輪機組的應用水頭。抽水蓄能機組的容量也在不斷增大，20世紀70年代最大機組為38.6萬kW（美國臘孔山電站），80年代最大機組為45.7萬kW（美國巴斯康蒂臘電站），但其額定容量為35萬kW。當今世界上裝機容量最大的是我國240萬kW廣州抽水蓄能電站，安裝8臺30萬kW可逆式水泵水輪機和發(fā)電電動機組。隨著水能資源利用開發(fā)，各種類型的水輪機制造技術發(fā)展很快，其中適用水頭最廣、結(jié)構簡單、運行可靠、效率高的混流式水輪機應用最為廣泛。1978年世界首臺70萬kW混流式水輪機在美國大古力第三水電站投入運行。目前已經(jīng)由德國西門子公司對這2臺大型水輪發(fā)電機組的發(fā)電機定子線卷更新改造，出力增加到80.5萬kW，是目前當今世界上最大的水輪發(fā)電機組。中國已建、在建的100萬kW以上的水電站有21座，其中，已建最大的四川雅礱江上二灘水電站總裝機容量為330萬kW，位居世界第13位。該水電站采用雙曲拱壩，壩高240米。我國自行設計、施工的世界最大長江三峽水電站正在緊張施工中。計劃2023年第一批機組發(fā)電，2023年全部建成后總裝機容量將達1820萬kW。僅次于該工程的龍灘水電站也已經(jīng)開工建設，2023第一批機組發(fā)電，2023年全部建成后總裝機容量將達540萬kW。在防止水電站無病、險壩技術方面，各國重視開發(fā)提高水電站自動控制水平以保持大中型水電機組平均等效可用系數(shù)，重視混凝土面板堆石壩筑壩、凝土高拱壩筑壩成套技術和配套技術的開發(fā)。=3\*GB3③核能發(fā)電技術核能發(fā)電技術始于20世紀40年代。20世紀60年代初，美、英、法、蘇等國，就在軍用生產(chǎn)堆和核潛艇動力堆的技術上，利用火電廠技術，建成一批核電站。70年代前期，核電站迅速達到商業(yè)化、大型化、系列化，使核電成為安全、可靠與具有經(jīng)濟競爭力的發(fā)電能源。90年代以來，全世界的年發(fā)電量中約有17%來自核電站，核能發(fā)電在發(fā)電能源結(jié)構中的比重，僅次于火電、水電。目前核能發(fā)電是采用鈾盥作為核燃料，利用反應堆中核裂變所釋放的熱能，通過傳統(tǒng)的火電廠給水——蒸汽循環(huán)來發(fā)電，核能發(fā)電機組主要朝著百萬千瓦級方面發(fā)展。核電能的種類有多種，它以反應堆的類型相區(qū)別，當今大多數(shù)商業(yè)運行核電站屬于水堆型，包括壓水堆、沸水堆和重水堆。壓水堆體積小、重量輕、結(jié)構簡單、容易控制，便于操作和維修，而且技術上最接近常規(guī)火電技術，所以最早形成工業(yè)體系。一些發(fā)展中國家采取全套引進辦法，包括設備、電站設計、施工指導、人員培訓、安裝調(diào)試以及投產(chǎn)后的運行、維修指導；有的還包括資金引進。由于鈾同位素分離工廠投資大、技術復雜，不少發(fā)展中國家采用天然鈾重水堆。例如印度、巴基斯坦引進加拿大的坎杜重水堆。中國臺灣多座核電站均采用沸水堆。我國秦山核電廠一期工程和大亞灣核電站均采用壓水堆堆型。目前世界最大的核電站是日本福島核電廠，總裝機容量8814萬kW，為沸水堆。中國已建兩座核電站，其中浙江秦山核電廠，安裝有1臺30萬kW壓水堆核電機組，1991年12月10日并入華東電網(wǎng)發(fā)電，電站的建設，從設計、施工到調(diào)試，主要依靠我國自己的科技力量，電站70%的設備和材料也是國內(nèi)研制生產(chǎn)；廣東大亞灣核電廠，安裝有2臺從法、英兩國引進的90萬kW壓水堆核電機組，分別于1993年8月31日和1994年5月6日投入商業(yè)運行。在建核電站有廣東嶺澳核電廠、浙江秦山第二核電廠和第三核電廠、江蘇連云港田灣核電廠共計640萬kW。為了應付能源需求的增長，2023年6月美國能源部提議，日美歐等9國（日本、美國、法國、英國、加拿大、阿根廷、巴西、韓國和南非）簽署了共同開發(fā)新一代核反應堆的國際技術標準協(xié)議，該標準力求：=1\*GB3①發(fā)電效率高；=2\*GB3②很難將核燃料廢棄物轉(zhuǎn)用于武器；=3\*GB3③結(jié)構簡單，維護費用低；=4\*GB3④不會發(fā)生放射污染事故等。從各國推出大的方案來看，目前提出了高溫燃氣反應堆、高速反應堆等類型，尤其高速反應堆，原因是高速反應堆使用金屬燃料取代原來的氧化鈾，使作為核武器燃料的钚不易提取，因而具有實力。從核發(fā)電原理來看，除了上述核裂變原理來發(fā)電外，利用核聚變原理也能發(fā)電。由兩個氫原子合為一個氦原子，就叫核聚變，太陽就是依此而釋放出巨大的能量。而且核聚變的燃料來源極其豐富，核聚變的輻射則少得多，廢料也比較容易處理，只要可控核聚變的“點火”難點問題得到解決，那么目前以由兩個氫原子合為一個氦原子，就叫核聚變，太陽就是依此而釋放出巨大的能量。=4\*GB3④新能源發(fā)電技術新能源發(fā)電主要包括風力發(fā)電、地熱發(fā)電、潮汐發(fā)電和太陽能發(fā)電等。風力發(fā)電最早始于丹麥，丹麥也是目前人均風力發(fā)電量居世界第一的國家（人均450瓦，全國236.4萬kW）,風力發(fā)電占丹麥全部發(fā)電量的13%。自從20世紀70年代世界發(fā)生兩次石油危機以來，西歐、北美各國風力發(fā)電重新得到重視，經(jīng)過近20年的研究開發(fā)，風電技術日趨成熟，風力單機容量不斷增大。1978年，世界最大的2023kW風力發(fā)電機安裝在丹麥日德蘭半島投入運行。1989年美國已研制成風輪直徑100米，功率為4000～5000kW的巨型風力發(fā)電機組。近十多年來，國際上風能利用的最主要形式是在風能資源豐富地區(qū)，建立數(shù)臺至數(shù)千臺大中型風力發(fā)電機組，由計算機控制，與電網(wǎng)并網(wǎng)運行。世界最大的風電場是美國加州阿爾特蒙特山口風電場，裝有7300臺風電機組，總?cè)萘?3.7萬kW。目前德國是世界風電裝機容量最大的國家。2023年德國共有風力發(fā)電機9375臺，總裝機容量達611.2萬kW，占全世界風力發(fā)電裝機容量的38%以上，領先于居第2位的美國（250萬kW）。德國近10年來風能迅速發(fā)展的根本原因依賴于政策扶持和科技創(chuàng)新。1991年德國通過了《輸電法》，規(guī)定供電公司有義務收購風能等可再生能源生產(chǎn)的電力，且價格不低于當?shù)仄骄妰r的90%。由于電力市場開放，電價下降，2023年初德國又通過了《可再生能源法》，除重申供電公司必須收購可再生能源生產(chǎn)的電力外，還規(guī)定了各種可再生能源的“保護價格”，并根據(jù)各地的風力情況規(guī)定保護價收購時間，風力較弱的地區(qū)實行保護價的時間長一些，以保護風力發(fā)電投資者的利益，鼓勵風力較弱的地區(qū)擴大利用風能。德國風能獲得長足發(fā)展還得益于科技進步。德國20世紀90年代初生產(chǎn)的風力發(fā)電機每臺平均功率不到200kW，目前每臺功率已達到1800kW，有的廠家已開始研制2023~5000kW的風力發(fā)電機。由于科學技術的發(fā)展以及生產(chǎn)批量的擴大，風力發(fā)電機的制造成本在過去10年中降低了50%，與此同時，風能投資成本大幅度下降。據(jù)聯(lián)邦風能聯(lián)合會的報告，1990年每千瓦功率平均需要投資4200馬克，2023年下降到1690馬克。中國于1972年制成1臺18kW風電機組。1990年國產(chǎn)最大的200kW風電機組，安裝在福建平潭島發(fā)電。我國自20世紀80年代中期開始，從丹麥、比利時等國引進了500、600kW風電機組，安裝在各風電場。新疆達坂城、廣東南澳等大型風電場投資規(guī)模超過了29萬kW。到2023年底，全國共建成風力發(fā)電場26個，風電總裝機容量34.4萬kW，其中國家電力公司系統(tǒng)風電裝機超過80%。地熱發(fā)電最早始于意大利，意大利地熱發(fā)電技術以蒸汽為主，采用直接利用方式發(fā)電。1913年，世界第一座地熱電站就在意大利拉德瑞羅開始發(fā)電，機組容量250kW。1960年，美國興建世界最大地熱電站——蓋瑟爾斯地熱電站第一臺機組容量1.1萬kW。到1991年共有29臺機組，總?cè)萘?09萬kW，其中裝有世界最大的地熱發(fā)電機組，單機容量15.1萬kW。新西蘭的懷拉開地熱電站是世界第二大地熱電站，裝有13臺機組，總?cè)萘?9.26萬kW。我國西藏羊八井地熱電站是首座商業(yè)地熱電站，第一臺國產(chǎn)1000kW機組于1973年發(fā)電，相繼安裝了7臺3000kW國產(chǎn)機組和１臺日本引進的3180kW機組，目前總?cè)萘?5180kW。該電站是利用140～160℃地熱汽水混合物發(fā)電。潮汐發(fā)電始于20世紀初的歐洲。1912年德國建成世界首座潮汐電站——布蘇姆潮汐電站。1931年法國建成阿別爾潮汐電站，1966年又建成了舉世聞名的朗斯潮汐電站，共安裝了24臺1萬kW雙向貫流式機組，年發(fā)電量5.44億kW?h，是迄今世界最大的潮汐電站。1968年，蘇聯(lián)位于基斯洛海灣的潮汐電站發(fā)電，安裝兩臺400kW單向貫流式機組，電站采用漂浮結(jié)構。1984年加拿大在安納波利斯河入海處建成位居世界第2的潮汐電站，裝機容量２萬kW，采用全貫流式機組。20世紀70～80年代，韓國、日本、挪威等國也相繼建成實驗性潮汐電站。美、英、印度、澳大利亞、阿根廷等國多年來在研究修建大型潮汐電站方案，但因投資大、工期長等原因而進展緩慢。我國于20世紀70年代曾在沿海建造過多座小型潮汐電站，目前惟一由國家投資建設的首座潮汐電站——浙江樂清灣江廈潮汐電站仍在正常運行。該電站裝機容量3200kW，1987年全部建成發(fā)電，位居世界第3。太陽能發(fā)電始于美國，它有太陽光和太陽熱兩種發(fā)電方式。1954年，美國貝爾實驗室蔡平、富拉和皮爾遜合作，研制成世界第一批可供實用的單晶硅太陽光電池，光電轉(zhuǎn)換效率6%。70年代中期，太陽電池開始商品化。80年代，美國、西歐各國、日本相繼建成許多以太陽電池方陣組成的電站。1984年，美國ＰＶＩ太陽電池電站是世界上首座公用電業(yè)建造和運行的商用電站，一期工程容量1000kW。世界最大的太陽電池電站建在美國加州，容量6500kW，光電轉(zhuǎn)換效率11%。全球迄今已有十多座千千瓦級太陽電池電站在北美、西歐、日本等國家運行。目前全世界太陽能電池年銷售量已超過170兆瓦，電池轉(zhuǎn)換效率提高到15%以上。太陽熱發(fā)電是利用太陽輻射轉(zhuǎn)換成熱能，再轉(zhuǎn)換為機械能發(fā)電。按接收太陽輻射能的方式，有塔式、分散式和太陽池三種類型太陽熱電站。塔式太陽熱電站是在中心高塔頂上安裝接收器，由附近自動跟蹤陽光的定日鏡群，把陽光輻射集聚到拉收器加熱工質(zhì)，用以發(fā)電。1976年，法國最早把一臺64kW的塔式太陽熱發(fā)電裝置投入運行。1982年，美國建成一座最大的1萬kW、塔式太陽熱電站。該電站位于加州英加沙漠中，在方圓0.78平方千米的中央，矗立著一座91.5米高塔，周圍安裝1818面可旋轉(zhuǎn)的定日鏡，用計算機控制，把陽光集中反射到高塔接收器，產(chǎn)生510℃過熱蒸汽，驅(qū)動汽輪發(fā)電機發(fā)電。分散式太陽熱電站是把拋物柱面聚焦集熱器布置在地面，可獲得高溫。20世紀70年代末，美國最早建成一座150千瓦這種類型電站。1981年，日本有一座1000kW分散式太陽熱電站投入運行。1989年，美國加州莫哈韋沙漠中，世界最大的太陽熱發(fā)電系統(tǒng)SEGS第8套投產(chǎn)，總發(fā)電容量27.5萬kW。太陽池發(fā)電方式不需要昂貴的集熱系統(tǒng)，不存在傳統(tǒng)太陽熱電站間歇發(fā)電問題，它具有很大儲能本領，可作電網(wǎng)調(diào)峰之用。太陽池發(fā)電最早由羅馬尼亞的卡列克辛斯基1902年提出。由于當時技術水平和對發(fā)電能源的需求不迫切，沒有引起人們的重視，直到1979年12月19日，以色列在死海建造150kW太陽池電站投入運行后，才引起一些國家青睞。1985年以色列又在死海東北角建成一座5000kW太陽池電站。80年代中期，意大利一座10kW太陽池電站建成發(fā)電。美國在加州達格特及其附近，于1987年已建成4座太陽池電站，合計容量10萬kW。我國太陽能資源十分豐富，全國2/3以上地區(qū)的年日照大于2200小時，年均輻射量約為5900兆焦耳／平方米，在青藏高原、內(nèi)蒙古、寧夏、陜西等西部地區(qū)光照資源尤為豐富。自1958年開始太陽光電池的開發(fā)。1971年太陽電池首次應用于第二顆人造衛(wèi)星電源。1973年，太陽電池作為天津港浮標燈電源，最早應用于地面。隨后在鐵路信號、高山氣象站、微波中繼電等方面推廣應用。80年代，內(nèi)蒙古、甘肅的無電山區(qū)，建成多座太陽電池電站，供照明用電。1993年開始，西藏7個無電縣興建總規(guī)模600千瓦的太陽電池電站，2023年全部完成，結(jié)束了西藏無電縣的歷史。目前，我國具備有年生產(chǎn)３兆瓦多晶硅太陽能電池能力。=2\*GB2⑵輸電技術的發(fā)展趨勢=1\*GB3①交流輸電技術交流輸電技術是適應滿足工業(yè)發(fā)展用電需要而發(fā)展起來的，在建設水、火發(fā)電廠的同時，必須提高遠距離輸電的容量和經(jīng)濟性，使輸電技術朝著提高電壓的方向發(fā)展。世界首條33kV交流輸電線路于1898年在美國加州投入運行，采用的是針式絕緣子，守線截面不能超過50平方毫米，電壓不能高于60kV。1906年，美國休伊特和巴克發(fā)明懸式絕緣子，輸電技術有了新突破。1936年，美國建成鮑爾德水閘水電站到洛杉磯的287千伏輸電線路，長430千米，輸送容量25～30萬kW（雙回線），創(chuàng)當時世界上輸電電壓、距離、容量的最高記錄。超高壓輸電技術是隨著大型水電站開發(fā)和大型火電廠的興建而得到發(fā)展。1952年，瑞典首先建成一條330kV超高壓輸電線路，長954kM。1956年，蘇聯(lián)古比雪夫水電站至莫斯科400kV雙回超高壓輸電線路投入運行，南北線路各長815kM和890kM，共輸電115萬kW。1959年，該雙回線進行升壓，出現(xiàn)世界上首條500kV超高壓線路。1965年，加拿大建成735kV超高壓線路。1969年，美國又把輸電電壓等級提高到765kV。1981年，蘇聯(lián)開工興建自車里雅賓斯克至庫斯坦奈的1150kV特高壓輸電線路，1985年投入運行。這是目前世界上已運行的最高交流輸電線路。1953年，我國自行設計、施工第一條豐滿水電站到虎石臺變電所的220kV線路。為了配合黃河劉家峽水電站的建設，1972年首條330kV超高壓線路投入運行。1981年第一條從河南平頂山至湖北武昌的500kV超高壓線路建成送電。這是目前我國遠距離交流輸電的最高電壓等級。我國交流輸變電技術今后將主要朝750kV超高壓線路方面發(fā)展。=2\*GB3②直流輸電技術直流輸電技術的發(fā)展主要是在高壓直流輸電方面，得益于交直流換流設備的發(fā)明。1936～1950年，美國、瑞士、德國、瑞典和蘇聯(lián)，先后建成7條高壓直流工業(yè)性試驗輸電線路，采用閘流管或柵控汞弧閥換流。這些直流試驗線路，從交流獲得電源，可與交流輸電系統(tǒng)連接。隨著可控硅整流元件晶閘管的發(fā)明，進一步促進了直流輸電技術的發(fā)展。蘇聯(lián)和美國分別于1962年和1970建成±400kV直流線路。1972年，加拿大創(chuàng)建可控硅換流站后，直流輸電技術更趨成熟。1984年開始發(fā)電的世界最大水電站——南美伊泰普水電站，就采用±600kV直流輸電線路送出強大電力。1990年加拿大建成±750kV超高壓直流輸電線路。這是目前世界上電壓最高的直流輸電。1987年，中國建成一條±100kV高壓直流輸電工業(yè)性試驗線路——舟山直流輸電工程，全長54.2kM，輸送容量5萬kW。1989年，第一條±500kV輸送容量5萬kW。1989年，第一條±500kV超高壓直流輸電線路——葛洲壩至上海直流線路投入運行（單極），全長1046kM，輸送容量60萬kW。1990年經(jīng)全面調(diào)試后雙極運行，輸送容量增至120萬kW。從此中國直流輸電技術進入國際先進行列。=3\*GB2⑶電網(wǎng)技術的發(fā)展趨勢20世紀初，電動機開始成為工廠的主要動力源，加快了輸變電的建設，把就近多座發(fā)電廠聯(lián)接在一起，形成地區(qū)電網(wǎng)，對工廠企業(yè)實現(xiàn)集中供應變壓后的電能。到了20年代，各工業(yè)發(fā)達國家，隨著電力負荷的增長和安全供電要求的提高，在新建發(fā)電廠的同時，積極建設高壓輸電線，將初期發(fā)展成的分散孤立電網(wǎng)，合并成互聯(lián)或統(tǒng)一電網(wǎng)，以便其中管理，協(xié)議或統(tǒng)一調(diào)度和經(jīng)濟運行。第二次世界大戰(zhàn)后，世界各國充分認識到電網(wǎng)的優(yōu)越性，其規(guī)模越來越大，不僅形成全國電網(wǎng)，而且出現(xiàn)跨國電網(wǎng)。當今歐洲各國之間已形成跨國互聯(lián)電網(wǎng)，即西歐大陸14國與中歐4國交流同步聯(lián)網(wǎng)，以及英國、東歐、北歐之間的直流聯(lián)網(wǎng)。而世界最大的聯(lián)合電網(wǎng)則是美國東部、西部和德克薩斯州３個互聯(lián)網(wǎng)電網(wǎng)和加拿大電網(wǎng)之間形成的跨國聯(lián)合電網(wǎng)，總裝機容量達8.15億kW。另外，蘇聯(lián)于1960年將歐洲部分27個地區(qū)電網(wǎng)并聯(lián)運行；1962年，北高加索和南部聯(lián)合電網(wǎng)互聯(lián)，1966年，西北和中央聯(lián)合電網(wǎng)互聯(lián)。1978年西伯利亞聯(lián)合電網(wǎng)通過500kV線路聯(lián)入其它互聯(lián)電網(wǎng)，從而形成蘇聯(lián)全國統(tǒng)一電網(wǎng)，統(tǒng)一調(diào)度和運行。如果計及與東歐各國聯(lián)網(wǎng)，統(tǒng)一電網(wǎng)的總裝機容量達4.6億kW。前蘇聯(lián)現(xiàn)俄羅斯等國則成為世界另一種類型的最大電網(wǎng)。日本電網(wǎng)以九大電力公司的電網(wǎng)為基礎，1960年開始全國聯(lián)網(wǎng)進程。1979年，一條275kV架空線與海底電纜混合直流輸電，把北海道電網(wǎng)和本州電網(wǎng)互聯(lián)，實現(xiàn)全國聯(lián)合電網(wǎng)。日本1994年全國聯(lián)合電網(wǎng)的最大出力達17150萬kW，最高一級電壓500kV。我國首條±500kV葛洲壩到上海的超高壓直流輸電線路于1989年投入運行，華中和華東電網(wǎng)最早擴大成大區(qū)聯(lián)合電網(wǎng)。2023年6月26日國內(nèi)第二條直流線路天生橋至廣州±500千伏直流輸電工程雙極正式投入試運行，輸電容量達180萬千瓦，屬國內(nèi)最大?！笆濉逼陂g，我國將建成七項電網(wǎng)互聯(lián)互供工程，即：東北與華北聯(lián)網(wǎng)、福建與華東聯(lián)網(wǎng)、西北與華中聯(lián)網(wǎng)、華中與華北聯(lián)網(wǎng)、川渝與西北聯(lián)網(wǎng)、山東與華北聯(lián)網(wǎng)以及三峽送電廣東。同時開展750kV和1000kV級超高壓技術的研究。然后，在此基礎上推進全國聯(lián)網(wǎng)。=4\*GB2⑷電力節(jié)能、環(huán)保技術目前，經(jīng)濟結(jié)構調(diào)整與加強能源管理形成的間接節(jié)能占節(jié)能量的80%左右，大型發(fā)電機組投產(chǎn)、工業(yè)節(jié)能技術改造、電網(wǎng)改造、熱電聯(lián)產(chǎn)集中供熱等節(jié)能項目形成的直接節(jié)能占20%左右。為此，世界各國十分重視節(jié)能技術的推廣應用，我國的節(jié)能重點趨勢是：在長江中下游、沿海等豐水地區(qū)新建的火電廠，推廣直流或半直流供水技術；在嚴重缺水地區(qū)新建的火電廠，推廣空冷技術；在其他地區(qū)的火電廠，推廣使用提高循環(huán)水濃縮倍率的穩(wěn)定劑，以減少用水消耗；在供熱電廠，推廣供熱回水處理與利用技術。全面推廣高濃度水力沖灰和干除灰、除渣技術。對燃油電廠實施燃煤和水煤漿代油技術改造，或結(jié)合我國天然氣資源的開發(fā)實施天然氣代油技術改造；對仍在使用大油槍的燃煤機組全部完成采用小油槍的技術改造；通過改造提高鍋爐在低負荷下的穩(wěn)燃能力，減少助燃用油；積極開展等離子無油點火技術的研究和推廣應用，同時加強管理，降低機組停運次數(shù)，以減少火電廠點火用油。新建大型30萬kW及以上的火電機組采取國產(chǎn)濕法脫硫機組?？偟膩砜?，我國在電力工業(yè)技術裝備方面應發(fā)展大型超臨界火電機組、大型循環(huán)硫化床鍋爐、大型空冷機組、潔凈煤發(fā)電機組、大型抽水蓄能機組、大型低水頭貫流機組、百萬級核電機組、風力發(fā)電機組、電力環(huán)保裝置、超高壓直流輸電設備、750kV交流輸變電設備器以及大型發(fā)電設備所需的鑄鍛件。同時，還要建立和完善適應電力工業(yè)發(fā)展需要的技術研究與開發(fā)體系、檢測與質(zhì)量保證體系；加強電力信息化和有關電力節(jié)能環(huán)保技術以及迫切需要的難點技術的研究與開發(fā)，掌握占據(jù)未來電力科技制高點的技術。努力實現(xiàn)繼電保護、電網(wǎng)穩(wěn)定控制、超高壓輸變電、水電筑壩等技術處于國際先進水平；=4\*GB1⒋電力行業(yè)體制改革的深化與中國電力工業(yè)的發(fā)展盡管市場、技術創(chuàng)新和環(huán)保等因素相互推動了電力工業(yè)的變革，但是電力工業(yè)是自然壟斷行業(yè)，具有龐大的、存在時間很長的固定資產(chǎn)存量。例如：截止2023年底，國家電力公司在輸電線路方面擁有220kV及以上輸電線路15.06萬公里，占全國92.05%；在變電容量方面擁有220kV以上電壓等級變電容量35434萬千伏安，占全國85.41%；在裝機容量方面，擁有全資、控股的發(fā)電裝機容量1.49億kW，占全國46.88%。所以，電力行業(yè)體制改革的深化過程比較長、阻力也比較大。另外，市場、技術創(chuàng)新和環(huán)保三大因素也存在相互牽制的一面，比如：越來越嚴格的環(huán)保標準要求可更新的能源，而市場改革卻可能取消對使用可更新能源的補貼。因此，電力行業(yè)體制改革的深化與中國電力工業(yè)的發(fā)展前景還依靠于政府的能源政策因素，包括電力能源開發(fā)投資政策，電力能源布局政策，電力能源技術裝備政策，電力能源價格、稅收、信貸政策，電力能源進出口政策等。從改善法制環(huán)境和規(guī)范市場秩序來看，主要是按照新時期電力發(fā)展的總體思路，需要修改《電力法》，補充和修改電力營銷、服務規(guī)則和“廠、網(wǎng)分離”過程中有關電力資產(chǎn)和人員處置的政策法規(guī)，以及電力公開、公平、公正調(diào)度的有關規(guī)定；制定《電價管理條例》和《農(nóng)村電力管理條例》；政府提供透明電力投資路徑、過程，簡化技改項目的審批環(huán)節(jié)從從2001年年初開始，國家經(jīng)貿(mào)委已將技改項目的審批環(huán)節(jié)由7個減少至4個。即保留可行性研究報告，擴大初步設計、銀行貸款承諾和環(huán)境評估報告。除去項目建議書，行業(yè)意見以及設備采購評審3個環(huán)節(jié)。今后審批環(huán)節(jié)還將進一步精簡。從產(chǎn)業(yè)政策的走向來看，電力工業(yè)將主要運用科技，順應國際、國內(nèi)形勢，加快水電的流域梯級開發(fā)和坑口電站建設，調(diào)整電源結(jié)構，走節(jié)能、清潔、高效道路。具體表現(xiàn)在：積極發(fā)展水電，使其比重達到30%左右。重點開發(fā)的水電資源是長江中上游及其干支流、紅水河、瀾滄江中下游、烏江和黃河上游等流域的水電資源。優(yōu)化發(fā)展火電。重點是優(yōu)化火電的機組結(jié)構、技術結(jié)構和地區(qū)結(jié)構，實現(xiàn)火電技術的產(chǎn)業(yè)升級和更新。“十五”期間壓縮小火電，關停小火電和替代老舊機組的目標將達到3000萬kW。重點發(fā)展火電廠煙氣脫硫的設計制造技術，積極引進和發(fā)展超臨界機組，推進循環(huán)流化床等潔凈煤發(fā)電示范工程。對國產(chǎn)20萬kW和30萬kW級火電機組繼續(xù)進行更新改造，使平均供電煤耗降低10~15克/kW時，主要火電機組的調(diào)峰能力達到50%左右，提高機組等效可用系數(shù)，合理延長機組壽命，電廠自動化達到集控水平。新建的燃煤電廠主要采用單機容量30萬kW及以上的高參數(shù)、高效率、調(diào)峰性能好的機組。在山西、陜西、內(nèi)蒙和西南等能源基地建設礦區(qū)、坑口電廠，向東部及沿海缺能地區(qū)送電，促進更大范圍的資源優(yōu)化配置，推動全國聯(lián)網(wǎng)。適量建設天然氣電站。在沿海缺能地區(qū)及東北和華北地區(qū)大城市，根據(jù)國內(nèi)天然氣資源開發(fā)、西氣東輸工程的進展，以及國際天然氣市場的情況，因地制宜地適量發(fā)展燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組，促進國內(nèi)天然氣資源的開發(fā)利用，增加電網(wǎng)調(diào)峰能力。適當發(fā)展核電。適當開工建設核電國產(chǎn)化驅(qū)動項目，逐步實現(xiàn)核電自主設計、制造、建設和運營的目標。因地制宜發(fā)展新能源發(fā)電。一方面，根據(jù)各種預測，在今后50年內(nèi)世界能源消耗量還將上升，傳統(tǒng)能源將不斷減少，今后十年內(nèi)，風力、陽光、地熱、生物質(zhì)能等替代能源可望供應全世界所有能源需求的30%。發(fā)展可再生能源將逐漸成為世界許多國家和地區(qū)的經(jīng)濟戰(zhàn)略選擇。另一方面，據(jù)專家計算，利用風力發(fā)1度電，可減少二氧化碳排放量970克，利用風能有益于環(huán)境保護。新疆、內(nèi)蒙、東北、華北和東南沿海地區(qū)開發(fā)適合于規(guī)模較大的風力發(fā)電場建設。太陽能、地熱能等新能源發(fā)電也將繼續(xù)加大開發(fā)利用力度。國家將通過實施可再生能源配額制，保證可再生能源發(fā)電在我國電網(wǎng)中占有5%的比例。選擇一定地區(qū)進行可再生能源配額制試點，并制定相應的法律法規(guī)加以規(guī)范，在全國推行。嚴格執(zhí)行“兩控區(qū)”政策，位于“兩控區(qū)”范圍內(nèi)的新建、改建或在建燃煤含硫量大于1%的火電廠，將強制進行安裝脫硫設施；位于“兩控區(qū)”范圍內(nèi)已建燃煤含硫量大于1%的火電廠，分期分批建成脫硫設施或采取其它具有相應效果的減排二氧化硫的措施；除以熱定電的熱電廠外，在大中城市的城區(qū)及近郊區(qū)不再新建燃煤電廠。電力企業(yè)的融資政策上將首先在充分利用資本市場的基礎上，堅持積極合理有效的利用外資引進先進技術和設備，促進電力工業(yè)整體技術裝備水平的提高。從電力市場結(jié)構來看，電力行業(yè)體制改革的發(fā)展趨勢是將由行政性壟斷向自然性壟斷再向市場壟斷階段轉(zhuǎn)變。未來全球電力工業(yè)的大部分發(fā)電資產(chǎn)將由20余家跨國電力公司控制。就中國電力行業(yè)體制改革進程來看，“十五”期間，電力行業(yè)的發(fā)電、供電環(huán)節(jié)將引入競爭性環(huán)節(jié)，而電網(wǎng)、配電環(huán)節(jié)將屬于非競爭性環(huán)節(jié)，但加大對老化的輸電網(wǎng)進行投資改造，消除那些阻礙分送電網(wǎng)擴大的障礙也是必然趨勢。在農(nóng)村電力“兩改一同價”的基礎上，全面完成農(nóng)村電力體制改革，實現(xiàn)一縣一公司。縣及縣以下人均年用電量及人均生活用電量有較大增長。在電價形成機制上，重點深化“廠網(wǎng)分開、競價上網(wǎng)”的改革力度，在解決還貸電價和繼續(xù)整頓其它不合理電價基礎上，按照市場定價機制，全面實行豐、枯和峰、谷電價，實行三段式電價，即發(fā)電上網(wǎng)價、輸配電電價和銷售電價，實現(xiàn)城鄉(xiāng)居民生活用電同網(wǎng)同價。國電公司成為經(jīng)營電網(wǎng)為主的企業(yè)。電價對電力需求的影響將趨于明顯。隨著電力工業(yè)市場化改革的逐步推進和加強電力需求側(cè)管理工作，電力市場的供需狀況將更多地受到電價水平的影響。體現(xiàn)在兩個方面：一方面影響企業(yè)的用電水平。電價高于企業(yè)的承受能力時，用電量明顯減少。另一方面影響高耗電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的地區(qū)分布和現(xiàn)有布局。高耗電產(chǎn)業(yè)將紛紛由電價高的地區(qū)轉(zhuǎn)移到電價低的地區(qū)，致使各地區(qū)電力需求增長格局發(fā)生明顯變化。=2\*GB4㈡電力市場投資價值與投資銀行業(yè)務的前景=1\*GB1⒈電力需求預測及分析=1\*GB3①“十五”期間全國電力年平均增長速度為5~6%，其中國電系統(tǒng)投資規(guī)模將達到6000億元，需要資本金1062億元。根據(jù)國際能源署的預測，中國將成為世界上最大的能源購買國。在未來的20年內(nèi)，全球?qū)δ茉吹男枨罅繉⒃鲩L65%，其中發(fā)展中國家的需求將顯著增加。中國的能源需求增長將占世界基本能源需求總增長的23%。從統(tǒng)計來看，1985年~2023年，全社會用電量穩(wěn)步上升，年均增長8%，超過了同期能源消費的增長速度，提高了電力消費在能源消費中的比重，電力需求的增長速度將保持平穩(wěn)增長態(tài)勢?！笆濉逼陂g我國經(jīng)濟增長速度預期為年均7%左右，全國電力需求年平均增長速度為5~6%，電力系統(tǒng)完成投資規(guī)模6000億元，其中電網(wǎng)3600億元、電源1800億元，電量的總供給與總需求基本平衡。=2\*GB3②電力生產(chǎn)和消費結(jié)構進一步發(fā)生較大變化?！笆濉彪娏┬璧拿軐⒅饕憩F(xiàn)在調(diào)峰能力不足，或是調(diào)峰的技術手段不能滿足電網(wǎng)安全、穩(wěn)定和經(jīng)濟運行的需要。從地區(qū)來看，隨著政策的扶持和電力行業(yè)技術創(chuàng)新的推廣應用，火電方面除了利用潔凈煤技術重點建設大型坑口電廠之外，將突出天然氣發(fā)電的建設和熱電聯(lián)產(chǎn)的建設，滿足東北地區(qū)、華北地區(qū)供熱及電網(wǎng)調(diào)峰需要。預計全國在2023年利用天然氣發(fā)電的需求量在230×108m3，天然氣占國內(nèi)能源消耗的比例將由現(xiàn)在的2.8%提高到8%。到2023年末，全國發(fā)電裝機容量預計達到3.9億kW，其中水電9500萬kW，火電28600萬kW，核電870萬kW，風力、太陽能等新能源發(fā)電120萬kW。全國年發(fā)電量將達到17500億kW·h以上。負荷的增長將繼續(xù)高于用電量的增長，調(diào)峰矛盾日趨突出，電網(wǎng)需要的調(diào)峰容量逐年增加。為此，國家將在“十五”期間，開工建設龍灘、小灣、水布埡、構皮灘、三板溪、公伯峽、瀑布溝等調(diào)節(jié)性能好的大型水電站，改善水電電源結(jié)構。同時，在對各種調(diào)峰手段進行充分論證的基礎上，選擇技術經(jīng)濟性較好的站址，適當建設抽水蓄能電站，以緩解調(diào)峰能