电力行业业务开发研究报告样本.doc

电力行业投行业务开发研究
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一、电力行业总体发展综述
㈠ 世界电力发展概况
⒈ 世界电力工业发展特点
世界电力工业起源于19世纪后期，经过100多年发展，尤其是自20世纪70年代以来，世界各国电力工业从电力生产、建设规模、发电能源组成到电源和电网技术全部发生了较大改变。电力工业已经成为既是资金和技术密集型产业，又是国民经济和社会发展先行性比较强基础产业。依据联合国《统计月报》3月提供数据，1996年底，世界发电总装机容量为3117.68GW GW=109W=10亿瓦。
。其中，火电（热电）装机容量2039.67 GW，占总装机容量65.4%；水电装机容量710.23GW，占总装机容量22.8%；核电装机容量356.55 GW，占总装机容量11.4%。近十几年来，世界电力工业发展展现出以下三方面特点：
一是世界年发电量出现低速增加。
电力发展速度减慢关键原因是：国民经济发展速度减慢；产业结构调整，降低了用电单耗高企业，对应增加了用电单耗低企业；因为燃料涨价，电价增高；和电价无关节能方法广泛应用等。
二是电力工业越来越依靠技术创新来满足提升效率和环境保护标准可连续发展要求，能源过渡已经在全世界范围内展开。
为了经济合理地利用能源资源和有效控制环境污染，世界各国全部在大力研究清洁煤发电技术、重视水电资源流域梯级滚动综合开发和新能源发电技术推广应用，研制高参数、大容量发电机组，大力发展网上能源交易。比如，新型能源开发利用已经在世界范围内展开，从1990年至1999年，世界风力发电每十二个月增加24%，太阳能电池生产量增加17%，地热能增加4%。相比之下，世界石油使用量在同一时期每十二个月增加1%，煤炭使用量则下降近1%。
三是实施解除管制、引入竞争和实现商业化、资本化运行已经成为世界各国电力工业体制改革发展趋势。
造成电力工业管理体制和经营方法发生变革关键原因是：
①因为经济全球化、金融自由化进程加紧，和技术创新给国民经济各行业带来成本竞争压力，使得电力消费主体对电力能源价格敏感性增加。
②电力科技进步，尤其是计算机信息和控制技术在电力工业上应用造成分散式供电技术快速发展和输配电系统自动化程度提升，促进了电力工业结构调整，造成了电力工业企业竞争。
③电信、民航、铁路、自来水和天然气等其它垄断性行业管制放松迫使电力行业引入竞争、改善服务和提升效率。
④资本市场快速发展和管制放松，使得电力行业融资渠道和手段越来越社会化和市场化，电力资本跨国、跨行业流动快速发展。比如：1999年意大利电力企业进行重组，将其组织形式分为发电、输配电和销售，然后开放大用户，开发电力市场，改组后意大利电力企业还拿出其25%股份进行上市，一次性筹集了182亿美元资金。美国能源电力企业集团（FPL）8月4日宣告和安特能源企业达成一项价值70亿美元合并协议，合并后新企业将成为全美最大能源电力企业之一，拥有630万家用户。新企业将拥有4800万kW发电能力，其中包含1000万kW核发电能力。安特能源企业拥有6座核电站。法英阿尔斯通企业初拿出12.5亿欧元购入了它同瑞士工业集团ABB合资企业全部股份。
⑤电力行业为实现可连续发展，提升能源利用效率，降低温室气体排放量，以缓解对环境和资源造成压力，需要电力工业改革配合。
⒉ 世界关键国家电力发展概况
⑴ 美国电力工业发展概况
美国能源资源丰富，分布比较均匀。美国是现在世界最大电力生产国和最大电力消费国，电力工业管理采取以私有制为主多个模式垄断电力企业。私营企业用户占全国75%，美国前20名大电力企业拥有装机量占到全国40%左右。火电方面，美国从1965年就投入100万kW 火电机组；水电方面，美国早期水电建设以引水式和径流式为主，逐步发展到有水库调整中型和大型水电站。核电方面，美国核电发展从20世纪60年代中期开始商业化阶段，不过到了70年代后期因为核电建设延期，造价增高，核管理限制日益严格和电力需求不停下降，造成部分核电项目和设备定货取消。美国核电发展所以出现了波折而停滞不前。布什政府上台后宣告放弃要求发达国家率先降低温室气体排放《京全部议定书》，其能源政策又出现了新改变，大力发展火电厂和核电。
美国电力工业改革始于1978年，公用电力企业必需开放输电系统，并向非公用电力企业发电厂提供输电服务；许可电力企业参与国外电力市场竞争。目前，美国电力工业变革专题是美国联邦能源管理委员会（FERC）于1996年4月24日颁布相关输电网开放式托送电力两项法律。美国在电力市场化改革进程中，输电和配电企业管制并没有完全放开，输电价格由国家控制，配电价格则由州控制。美国电网并没有全国联网，而是分成克萨斯、东部、西部3块，3个输电网基础互不相联，因为没有全国统一电网调配，在遭遇大旱和电力原料上涨情况下，就可能造成能源危机和电力企业破产，如：3月，美国太平洋电力和爱迪生电力企业均所以而濒临破产。另外，美国州和联邦政府和电力企业三者之间还未就输电资产和发电资产产权分离问题取得统一认识，但就以下问题达成了共识：公开、公平使用输电设施是建立竞争性电力市场基础要求，拥有发电厂企业控制电网是电力市场发展严重障碍。
⑵ 日本电力工业发展概况
日本能源资源贫乏，在20世纪50年代中期，关键是水能和煤炭；60年代以来能源需求开始依靠进口；到70年代，一次能源进口率达90%以上，进口能源关键是石油，在发生“世界能源经济危机”后，日本改变了能源政策，大力发展核电，截至1997年底，核电总装机容量为45248MW，居世界第3位。以减轻对进口石油依靠程度。1994年一次能源进口率为81.5%。另外，日本也重视垃圾发电开发，政府计划到制造出发电能力400万kW新垃圾发电系统。现在日本发电量处于世界第3位。
日本电力工业由9大私营企业分地域垄断经营各企业发电、输电、变电、配电等业务。为了推进电源建设，1952年国家出资67%，9大私营企业出资33%，成立了电源开发企业。1957年，由国家、9大私营企业、电源开发企业组建日本原子能发电股份企业。1958年成立了“中央电力协议会”，负责各企业运行协调工作和研究共同发展计划。政府管理电业由通产省能源厅公益事业部依据电力事业法进行，负责颁发电站建设许可证，制订电力管理规章和制度，审批电价调整方案，协调燃料供给和电力平衡等。1995年12月日本重新修改《电力事业法》，提出以促进电力市场、改善电价制度和确保规章合理化为关键点改革。日本电力改革特点是没有采取自由化方法，而是在继续保留原有垂直垄断电力企业条件下，采取部分新建发电厂趸售招标和许可设置特定供电企业。1999年再次修订了《电力事业法》，从3月1日开放中国每十二个月营业额高达1510亿美元电力市场，许可任何形式独立发电厂向大用户（供电电压为2.0万V，用电功率为kW）直接出售电力，大用户占日本电力市场全部用电量28%左右。
⑶ 俄罗斯电力工业发展概况
俄罗斯有丰富能源资源，据不一样起源估量，到20世纪90年代中期，俄石油探明可采储量为70亿~100亿吨，占世界石油探明储量8%至13%，关键分布在西伯利亚及远东地域。而石油年产量3亿多吨，为世界8%，居世界第三。俄天然气探明储量为48.2万亿立方米，占世界38%至45%，关键分布在西伯利亚及乌拉尔地域。现在年产量近6000亿立方米，居世界第一，并占世界25%至27%。经济开发水力资源为852.4TW·h／年。煤炭探明储量占世界20%以上。细探明储量占世界14%。俄罗斯还含有丰富铀矿储量，有西方教授估量，俄罗斯丰富铀矿储量价值约为100亿~200亿美元。
1992年俄罗斯电力工业改革始于1992年，国家成立负责发、输电统一电力系统股份企业和管理配电72家地方股份企业将发、输电和配电分开。统一电力系统企业管理100万kW以上火电厂、30万kW以上水电厂和35万kV以上输电线，并占有地方电力企业49%以上股份和中央调度所全部股份。1997年4月叶利钦公布426号总统令对电力等垄断性行业实施深入改革。改革分三个阶段，内容关键集中在三个方面：一是建立电力批发市场；二是改组统一电力系统企业，三是制订“联邦电力系统法案”，并在此基础上对发电、输电、配电企业实施标准商业许可证制度。1999年，普京总统执政后，为了逐步改变国家经济和能源情况，俄联邦政府提出燃料能源综合体应成为俄摆脱危机和实现经济增加关键原因，要继续发展国家油气工业潜力。她们在分析了发展趋势基础上，研究制订出现有联邦一级，也有地域一级国家有效宏观调控能源部门方法，包含：按国家及部门统计报表，和对燃料能源企业和独立单位专门调查，得到国家及地域相关经济和能源必需信息资源；在俄罗斯燃料能源范围内，对应建立起分析中国外能源市场信息中心；每十二个月向俄联邦政府提交相关“俄罗斯能源战略实施进度”汇报；按要求时期（每十二个月最少一次），组织新能源战略具体研究。现在俄罗斯装机容量和发电量均居世界第4。
⑷ 欧洲共同体关键国家电力工业发展概况
1999年，欧洲共同体对组员国电力市场做了三条强制性要求：①用户能够自由选择供电商；②独立发电商要经过政府同意或招标建立；③电网要保持中立和独立，必需确保第三方公平上网。现在法律要求欧盟各国电力市场最少开放30%，到，电力市场开放程度达成35%。不过3月13日，欧盟委员会宣告了全方面开放电力和燃气市场计划，为欧盟能源市场在5年内根本消除垄断制订了明确框架。上述要求使得德国实现电力市场全方面开放将使德国电力企业承受来自中国外双重压力。因为德国政府曾于1996年底提出了能源事业修改草案，同年该草案遭联邦议会否决。1997年3月德国政府提出了修改能源经济法草案。联邦政府和电力企业对于电力代输中相关协议电网入口，开展网络服务和针对用户开展点对点服务政策，进行了深入讨论，直到1998年才达成了初步协议。现在，德国电力工业由私营发电厂、铁路企业自备电厂、工业自备电厂、公用事业4个部分组成。德国电力企业为了愈加好地应付竞争，大力控制成本，电价较高企业比如柏林电力电灯企业（Bewag）将使部分老机组退伍，电力企业和用户建立新协议方法（比如用户有多个用电点可采取集中统一结算方法），中国企业合并，中国企业和国外企业合并等。带有往日长久协议特色电能交易，现在将被现货和期货交易替换。因为美国、英国、北欧及西班牙建立了电力交易所，德国也在考虑电力交易所问题。
法国有丰富天然铀资源，约占世界铀储量3%。经济可开发水能资源为720亿kW·h／年，1990年其开发程度已靠近100%。石油天然气资源贫乏，大量依靠进口。煤炭资源也极少，80年代核电快速发展后，煤炭工业日趋萧条。火电比重由1976年67.55%降低到1996年8.55%：水电比重也由1976年67.55%降低到1996年14.09%。法国核电比重1976年为7.74%，1986年增加为70.36%，1996年深入增加到77.36%。法国是最早研究代表以后发展方向快中子增殖堆国家，根据法国能源政策，在以后电力发展中，核电仍将占关键地位。依据上述欧洲共同体对组员国电力市场强制性要求，1999年法国成立一个独立于政府行政控制法国电力监管委员会，关键行使对电网企业监督，确保其客观、公正地运行；向政府主管部长提出过网费标准提议；提出新发电商准入意见或组织新电厂提议招标；对“无选择权用户”电价方案提出意见，保护其权宜；帮助政府提出电网企业责任人意见同意其投资计划；对电力市场纠纷给仲裁，对违规行为给予处罚等。
英国（英格兰、威尔士、苏格兰和北爱尔兰）电力供给关键靠煤电和天然气发电组成，其中煤电占主导地位，20世纪90年代以来天然气发电比重不停上升，1999年超出了27%。在英国电力市场中，英格兰和威尔士年用电量约占全国总用电量90%。英国配电网地下化程度达成了60%以上，城市中配电网几乎全在地下。英国电力工业改革始于立法，正式大规模改革是在1989年颁布《电力法》、《公平竞争法》和欧盟共同市场准则框架下进行，整个过程包含行业重组、私有化和建立电力市场，由政府组织实施。改革后英国电力行业结构布局是：发电步骤已经打破垄断，全方面实现竞争，发电企业关键有国家电力企业、电能企业、英国能源企业、英国核燃料企业组成，大独立发电企业在发电市场中份额低于20%。配电企业和电网企业实现了产权和业务分离，国家电网企业独家拥有400kV和275kV超高压输电网，负责电网调度，实施垄断经营；在英格兰和威尔士有12家地域配电企业对所在地域配电网实施垄断经营。全国55家售电企业经过阶段性放松价格管制后现已经完全取消价格管制。1999年底，国家电力企业和电能企业装机容量在电网总装机容量在电网总装机容量份额，已分别从改革之初45%和28%降至21%和17.7%；发电、输电、配电和售电步骤价格占终端消费电价比重分别为57.2%、5.8%、28.7%和7.6%。英国电力市场组成中，期货市场占90%，现货市场占10%。大用户通常可自由选择售电商，而不能自由选择发电商，只有极少许大用户经过政府管制部门许可才能直接选择发电商。现在，英国电力体制框架是由政府宏观管理部门、管制部门、行业协会、电力企业组成，国家对发电、输电、配电和售电企业均实施许可证制度。1999年政府又将电力管制职能和天然气管制职能二合为一；并针对电力库报价规则和竞标结构过于复杂和繁琐，于10月又撤销电力库，实施新电力交易规则。
㈡ 中国电力工业发展概况
中国电力工业诞生于1882年。从1882年到1949年10月，电力工业发展缓慢，截至1949年止，全国发电装机容量185万kW，年发电量43亿kW·h，排名世界第25位。
自改革开放以来，中国电力工业实施集资办电、多家办电、多渠道筹资办电和主动利用外资政策，电力总装机容量和发电量得到了连续、快速发展（见表1）。全国发电装机容量达成31932万kW，其中水电7935万kW，占24.9%；火电23754万kW，占74.4%；核电210万kW，占0.7%；风力、太阳能等新能源发电约33万kW。全国发电量为13685亿kW·h。年发电装机容量和发电量均居世界第2位。
表1： 1949~中国电力行业总装机容量和年发电量一览
年份
1949
1978
1990
1998
1999

总装机容量（万kW）
185
5712
13789
27729
29877
31932
年发电量（亿kW·h）
43
2566
6213
11577
12332
13685
资料起源：《中国统计年鉴》和《中国电力年鉴》，数据来自国家电力企业。
现在，电力即使不再成为制约国民经济瓶颈行业，但作为国民经济“工业粮草”，电力供需矛盾并没有从根本上处理，局部地域供需担心矛盾仍然存在，电力工业发展仍然任重道远，关键表现在以下多个方面：
一是电力供给水平和电气化程度偏低。
截止底，中国现有发电量不到全球总发电量10%，只有美国1/3，中国人均发电装机只有0.25kW，人均发电量1078kW•h，仅为发达国家1/6~1/10。人均用电量超出2200 kW•h省市只有上海、北京、天津和宁夏等四个地域。农村通电率即使达成97.8%，但全国还有574万人没有用上电。电能消费在终端能源消费中比重为11%左右，显著低于17%世界平均水平。电煤消费占煤炭总产量比重约50%，低于发达国家70~80%比重。
二是电力工业内部结构性矛盾比较突出。
从电力装备水平和关键技术经济指标来看，电源结构不合理矛盾还没有得到根本性缓解，发电以常规火电为主，单机容量偏低。水电和核电百分比较低，而且调整性能差径流式水电站比重过大。供电煤耗（394g/kW·h）比优异国家高60g/ kW•h左右，线损（7.7%）比优异国家高2~3个百分点。
从电力调度能力来看，电网结构微弱，电网建设滞后于电源建设，全国电网经济性还未得到充足发挥，突出表现在：水电无须要弃水在加大；省间电量交换降低；水电和火电互补程度较低；错峰效益不高，电网类企业上市现在还没有。
从电力资源开发和利用上，电力资源和电力用户分布不均匀性。这种不均匀性关键表现在省际之间，而不是省内更不是市（县）内。以华东大区电网为例，安徽省坑口煤电、浙江省水电和上海市大用户特征是相当显著。西部地域优势没有得到充足发挥。全国还未形成市场化科学电价形成机制。
三是科技对电力工业发展贡献率不高，节能、环境保护压力在加大。
高参数、大机组比重机组数量较少，30万千瓦及以上机组占火电装机容量比重仅38%，其中火电60万kW机组只有15台，而且其中国外进口占到10台，10万kW以下小火电机组装机容量占全国火电装机容量44%。洁净煤发电技术、核电技术、大型超临界机组和高压直流输电技术国产化水平低。现在已采取烟气脱硫方法火电机组容量仅500万kW左右，绝大多数火电厂还没有采取脱硫方法。发电步骤中废水回收率低于60%，SO2排放处理没有得到有效控制。
四是体制性障碍开始显现，企业对加大资本运行、消费者对降低价格和改善服务要求日益增加。
因为电力工业体制性缺点，电力系统企业法人治理结构滞后于资本市场发展，依靠税后利润和折旧提供系统企业资本金做法造成资本金缺口很大；在经营理念上，还存在不适应主动为用户提供高效优质服务问题；在管理上，电力市场壁垒阻碍着电力资源优化配置；电价形成机制不能充足反应市场供需关系，部分地域电力用户电费负担过重，同网同质不一样价，发电价格和输配电价格占终端销售电价比重分别占到70%和30%左右（国外优异国家发电通常约占40%，输配电约占60%）。上述原因制约了电力消费有效增加和电网发展，也妨碍了节省用电和环境保护技术推广应用，影响了农村经济发展和农民生活水平提升。
㈢ 中国电力行业发展特征
⒈ 行业景气特征
⑴ 发电量随GDP增加而增加，发电量增加率和GDP增加率正相关。
改革开放以来，中国电力供需情况经历三个不一样特点阶段。
1980年~1995年期间，电力供需均快速增加，总体处于供不应求情况。其中，“六五”期间GDP年增速超出用电4.6个百分点，电力增加相对滞后，全国出现大范围缺电现象；“七五”期间因为国家出台激励多家办电政策，电力建设速度快速增加，用电增速超出GDP增速0.7个百分点，但全国缺电局面没有改变；“八五”期间电力年均新装机约1600万kW，到“八五”期末，电力供需基础呈需略大于供态势，但缺电性质开始由整年缺电量转向高峰期和季节性缺电，开始造成地域间电力供需不平衡。
1996~期间，伴随国民经济结构调整，电力供需情况深入得到缓解，全国发电量年均增加6.3%，各年增加速度呈先降后升趋势。1996年发电量增加速度为7.4%，1997年为4.8%，1998年下降到2.8%，1999年回升到6.5%，达成11%。电网安全运行质量基础得到保障。关键电网频率和电压合格率全部有显著提升，频率合格率达成99.5%以上，其中华北、东北保持在100%，电压合格率除部分电网外均在98%以上。全国关键城市10千伏用户供电可靠率（RSI）达成了99.81%，相当于于平均每户停电16.64h。电力市场运行机制初步形成。
从上六个月开始，宏观经济通货紧缩得到有效遏制，GDP年增加速度达成8%，受国民经济好转拉动，电力供需形势又展现新特点，电力需求快速增加。
⑵ 电力市场整体展现买方市场格局，局部少数地域电力仍供不应求。
中国电力市场从1996年下六个月开始形成“买方市场”。现在，东北电网、福建电网和海南电网电力出现供大于求。华中电网和川渝电网丰水期电力出现供大于求。华北电网、华东电网、山东电网和广西、贵州、云南电网电力供需基础平衡，电网中局部地域存在短时供给不足情况。广东电网以来，在用电高峰期出现了电力供给担心局面，预期到，还将缺电1500万kW。
⑶ 近几年来发电量年均增加幅度低于发电装机容量年均增加率2~3个百分点。电力企业边际利润率有所下降。
⒉ 行业市场特征
⑴ 电力产销以“网”为界，转运业务正在逐步形成之中。
除台湾、香港、澳门地域外，中国已形成了东北、华北、华东、华中、西北、南方、川渝7个跨省（市）电网，和山东、福建、海南、新疆和西藏5个独立省网。除西北电网主网架电压等级为330千伏外，其它跨省电网和山东电网均已建成500千伏主网架。现在，最大跨省电网是华东电网，装机容量占全国总装机容量17.4%；最大省网是广东省电网，装机容量占全国总装机容量10.15%；最大水电装机容量是华中电网，装机容量占全国水电总装机容量18.58%。中国电力生产、调度和消费基础是以网为单位，实施分级制度调度，即分为国家级、地域级、区域和县级调度中心。截止底，成立了6个地域级、29个省级、270个区域级和个县级电力调度中心。
现在中国已经有近1/3网、省电力企业开启了内部模拟市场，其基础形式是：把电力企业分为发电、供电和调度三个步骤，调度充当经纪人角色。省电力企业对所属每个发电厂核定一个上网电价，电网按上网电价向发电厂购电，增收部分费用以后，以统一价格向供电企业售电。1999年国家和广东、广西、贵州、云南4省（区）又成立南方电力联营企业联合办电由国家电力企业归口领导，进行独立核实、自负盈亏、自主经营经济实体，经过交易协议和交易计划制订；采集和计量；交易结算来进行商业化运行。尽管中国电力开始了互联电网商业化运行，不过电力产销仍是以省网为主，地域间电力交换数量不大。关键原因是大部分电网网内企业没有形成市场竞争格局，电力用户无权选择供电企业。
⑵ 高参数、大机组比重在加大，但平均单机容量规模偏小，城镇居民生活用电和第三产业用电比重呈上升趋势。
从生产结构来看，1996~1999年，火电汽轮机组在整个装机容量中同比增幅有所下降，水轮机组和燃气轮机组比重呈上升趋势，核电处于持平状态。即使近3年高参数、大机组比重在加大，但整体低容量机组仍居多。全行业6000kW以上5107台机组中平均单机机组不到6万kW，30万kW及以上机组为284台（60万kW机组只有15台），只占到总装机容量32.59%。
从消费结构来看，工业用电为主，城镇居民生活用电和第三产业用电比重呈上升趋势。在整个电力消费市场中，工业用电所占比重已经从1987年80.98%降到了1999年71.58%。而城镇居民生活用电和第三产业用电比重已经达成了21.36%。造成这一消费格局原因关键有以下三点：一是国民经济质量得到改善，促进了第三产业发展和居民生活质量提升，增加了用电消费需求；二是工业企业技术改造投资力度在加大，降低了能耗，所以单位用电量在下降；三是1998年以来在实施调整经济结构进程中，国家强制性关闭了一批高污染、高能耗、低效率“小五类”企业，所以降低了部分用电量。
⑶ 能源消费组成和区域间电力消费布局不平衡。
中国是一个富煤贫油国家，1999年中国能源消费组成中：煤炭占67.1%，石油占23.4%，天然气占2.8%，水电和核电占6.7%。除此之外，因为中国还处于工业化社会早期或正在向成熟工业社会前进时期，地域广大造成地域间经济差异，城镇经济不平衡，资源储有和开发有限性决定了中国能源消费有以下特点：（1）沿海地域和京、津、沪等大城市能源需求正进入第二次转变，即从煤炭供给转向石油、天然气和煤气供给；（2）内陆和中西部城镇关键以煤和火电为主；（3）广大农村和边远地域大多正从使用作物秸秆等生物能源向使用矿物燃料、电力转变。
⑷ 电价形成机制还未“厂、网分开”和市场化，同网同质不一样价。
现在，中国上网电价实施一厂一价、一台一价，由中央和省级物价局、供电局和各级能源办核正确定，实施是管制电价，关键有四类：①国家指令性目录电价。中央投资各网、省电力企业所属电厂，实施国家指令性目录电价和随燃料、运输浮动加价。②还本付息电价。中外合资办电企业、外商独资办电企业、地方投资主体和其它企业投资主体投资电厂实施还本付息电价，即根据成本、税金和合理利润核定售电电价，同时外资企业还可享受还本付息、加速折旧优惠，部分外资企业采取了类似两部制上网电价方法，即在购售电协议中要求，假如电网经营企业不能确保其按协议要求利用小时发电，对少发电量，电网经营企业要赔偿其固定成本，赔偿标准为0.30元/ kW•h。③固定资本利润率电价。电价制订标准是电力生产企业资本利润率略高于地域工业行业资本利润率平均水平。④小水电、小火电电价。另外，还有含税（增值税）上网电价和不含税上网电价之分（增值税率17%）。
最终用户电价除了上述不一样上网电价带来不一样之外，因为下列情况出现差异电价：①上网电价实施峰谷分时电价和丰枯季节电价措施（如四川省）。峰谷电价价差约为3倍，丰枯季节电价价差约为2倍。弃水期电价和低谷电价可比现行电价低30%~50%，枯水期电价和高峰电价可比现行电价高30%~50%。②不一样电网电价相差很大。东西部地域平均电价相差在0.1元/ kW•h以上。③用户等级电价。如照明电价、非工业电价、一般工业电价、大工业电价、农业生产电价、趸售电价、两部制电价（即按用电度数和用电容量分别计收电度电价和基础电价）。不合理价外层层加价。④农村电价居高不下（见表2）。农村电价居高不下关键原因是投资体制和管理体制存在弊端造成。同网同质不一样价关键是因为电价机制不顺造成，对于电容量成本较大和现存电厂产权复杂、资产不清情况缺乏科学评定体系。
表2： 1998年国家电力企业直管和代管县农村电价分布情况一览 单位:元/ kW•h
电价区间
< 0.5
0.5~0.6
0.6~0.7

0.7~0.8
0.8~1.0
> 1
地域
北京、
宁夏
河北、山西、
山东、陕西、
甘肃、青海
天津、辽宁、吉林、黑龙江、上海、福建、四川、重庆、贵州、新疆
江苏、浙江、河南、湖北
安徽、湖南
江西
资料起源： 《中国电力报》1998年7月18日。
⒊ 行业体制特征
整个电力行业体制特征包含投资体制、定价体制、管理体制，其中管理体制又包含中央政府和地方政府管理体制、电力系统各级交易体制和调度体制，和国家对电力市场宏观调控和微观管制体制。中国电力工业改革大致经历了两个阶段：
第一阶段是1978~1997年以“集资办电”为关键优惠政策内容改革阶段，基础形成了“电网国家管、电厂大家办”体制格局。其优惠政策包含：①许可集资新厂实施按部分成本为基础审批电价，由投资方提出核实依据，由相关政府部门审批；②在政府担保下许可以14%~17%还贷利率在10~还贷期内还本付息并进入电价，即许可集资新厂以高出国有老厂电价一倍以上高电价由国家电力企业购置；③在政府担保下，国家电力企业许可机组年利用小时数不低于6000h，即国家电力企业不仅支付高电价，而且全部购置。这一阶段即使电厂投资主体已经多元化，不过还没有真正引入价格竞争机制。
另一政策是由政府直接培育了一大批电力投资企业。自1986年开始，国家实施“拨改贷”政策，并建立了华能集团、中电国际等一批电力投资企业。其次，自1986年开始试点，1992年国务院发文，在工业用电中每千瓦时加收2分钱电力建设基金，中央和地方各分二分之一用于电力建设；各省市也乘机再加收1~4分钱电力建设基金，用这笔资金各省市成立了一大批地方电力投资企业如申能集团、鲁能集团、山西地方电力企业等。所以，政府直接培育了一批含有中国特色独立电力生产商（IPP）。
第二阶段从1998年开始以政企分开、建立电力市场为关键内容改革阶段，经过成立国家电力企业为基点，主动推进电力企业组织结构调整和电力市场结构调整。企业组织结构调整表现在：降低国家电力企业企业法人链，由三级法人变为二级法人。电力市场结构调整表现在：一是实施关闭小火电政策，将10万kW以内超期服役、能耗高、污染重纯凝汽式小火电机组淘汰出局；二是实施城镇电网改造工程和全国联网工程；三是关键扶持调整性能好大型水电项目标建设；四是实施“科教兴电”战略，提升电力质量和效率，促进产业结构优化。10月国家又成立了电力体制改革协调领导小组，开始了第二阶段新一轮改革。不过，受国务院办公厅第69号文件精神影响，全新设计电力体制方案至今没有出台。现行电力工业管理模式和利用方法只能是“划网而治”；发购电进行额度分配、实施政府管制电价、电力供求双方地位不平等、供求双方责权利不对等。

二、电力行业投资价值及其市场开发原因分析
㈠ 电力行业发展趋势
影响电力工业发展关键取决于市场、技术创新、环境保护和政府等四个原因。
⒈ 经济发展和电力市场开拓
⑴ 国民经济和社会发展对电力工业将提出更高要求。
从全球角度讲，电力市场很大程度上受到经济结构和产业结构调整影响。伴随世界经济结构战略性调整将取得显著成效，技术进步和创新能力显著增强，经济增加质量和效益显著提升。科技进步和国民经济信息化对电力工业促进作用日益增强。高附加值、低消耗产业将得到发展，大量设备、技术、工艺落后和浪费资源企业将被淘汰，单位产值电耗将趋于下降，为此对电力工业增加方法将提出新要求。
在以后5~内，中国正处于工业化发展阶段，经济将保持较快发展速度，传统产业结构将发生很大改变，电力工业发展将立足转变电力增加方法，实现从重视增加数量和规模到重视提升质量和效率转变。
⑵ 中国能源资源分布和生产力布局特点决定了需要在全国范围内和主动利用资本市场来优化电力资源配置。
一是主动推进“西电东送”和“西气东输”工程，优先实施开发西部能源资源，优化电力区域结构，扩大电力市场有效需求。
二是实施跨大区联网工程，推进全国联网，建立全国统一、公平竞争、规范有序电力市场。
三是主动利用资本市场来加强电力系统企业产权管理，建立规范现代企业制企业制度，处理电力工业企业发展所需资本金不足问题。
⑶ 电力工业要走实施可连续发展战略之路。
一是提升电力消费在终端能源消费中比重，不停提升电气化程度，提升电力生产和使用效率、降低消耗，尤其是节省和降低水资源、石油资源消耗。
二是加大对水电等清洁能源开发利用，加大环境保护力度，根据国家环境保护法规和标准，主动采取环境保护新技术，尤其是煤炭洁净燃烧技术，加紧环境保护达标治理步伐。
三是电力工业要和装备制造业协调发展，提升继电保护、调度自动化和配电自动化系统国产化水平。
⒉ 加入WTO和中国电力工业发展
WTO关键是建立一个多边或双边相对公平贸易市场竞争机制和致力于改善税收投资环境问题。加入WTO后，中国将在法律框架下逐步实现全方位可预见开放，企业面临市场竞争形势日趋猛烈。结合上述中国电力工业市场特征和行业发展历程，加入WTO对中国电力工业发展影响表现在：
⑴ 间接影响大于直接影响
现在，中国和境外电力贸易数量甚小，即使中国能源价格和国际能源价格全方面接轨，因为低价煤炭在中国能源供给占60%以上，中国能源平均价格会低于以石油、天然气为关键能源国工业发达国家，加入WTO不会对电力行业造成显著直接影响。不过因为多年来中国一次能源消费连续负增加，其中煤炭大幅下降，油气供需缺口加大，中国已成为关键石油进口国，中国能源消费已经离不开国际能源市场，世界能源市场价格变动对中国能源消费影响越来越大。另外，加入WTO后电力行业人员结构调整力度、人员观念改变也会对应发生改变，所以加入WTO对中国电力工业发展间接影响要大于直接影响。
⑵ 主动影响大于消极影响
从主动影响方面来看，首先，电力工业面对国际、中国两个市场，对所需优异设备和优异技术引进会有所增加，有利于提升电力行业整体技术装备水平和加紧技术创新进程。其次，20世纪90年代中期以来，中国投入大中型机组建设资金中，外资占到了13%以上，已经投产和在建15台60万kW机组中国外机组占到10台。加入WTO以后，外商在中国电力领域投资将会深入扩大，尤其是参与西部开发电力外资企业将仍会在一定程度上享受“两免三减半”企业所得税优惠政策，由外商投资经营发电企业数量会不停增加，有利于加紧电力工业市场化改革进程和电力企业资本跨国、跨区域流动，提升电力工业整体经营管理水平。
从消极影响方面来看，因为中国能源生产成本过高就会使部分消费者把需求转向国外或到国外投资，造成中国能源市场一定程度上萎缩，影响电力工业发展。
⑶ 对发电企业影响大于对输配电企业影响
电力产品不能储存，无法以独立商品形式出售，必需经过电网进行配售，现行“划网而治”、政府管制电价、电力供求双方地位不平等、供求双方责权利不对等不利于输配电企业参与市场竞争，输配电网市场基础上被国电企业占有。受集资办电政策影响，现在发电企业地方政府和外资企业投资发电装机容量已经占到全国总装机容量53.12%，基础实现投资主体多元化。加入WTO对发电企业影响将大于对输配电企业影响。
⒊ 电力技术发展趋势
⑴ 发电技术发展趋势
①火力发电技术
在世界发电组成中，火电一直占有较大百分比。火力发电技术经历了蒸汽机带动发电机发电到汽轮机带动发电机发电两个阶段。现在世界各国火力发电普遍采取汽轮机带动发电机发电技术，并不停以改善设备负荷和提升蒸汽参数从而提升热效率为目标。 热效率是指将一次燃料所含能源转换成有用能源（即电力，有时是可利用热能）效率。电厂设备负荷率是衡量电厂设备使用密集程度指标。
用常规矿物燃料来发电热效率指标已从20世纪初5%提升到1998年37%左右。用联合循环燃气来发电热效率指标达成了50%~60%，如德国建成狄德考特B厂使用是燃气蒸汽联合循环技术，其热效率已经达成56%。而热电联产技术热效率则达成80%~90%。
近十几年来电力建设多采取100万kW以下火电机组，其中超临界机组技术领先关键是日本和欧洲。100万kW~130万kW机组增加有限，关键集中在美国、俄罗斯和日本等国。其中，美国200万kW以上火电厂已经有39座，总装机容量9483.7万kW，职员人数17795人，平均每人管理5300 kW，充足显示出规模经济效益和优越性。中国现在已经有100万千瓦及以上火电厂75座，其中最大是浙江北仑电厂（5×60万kW）。100万kW以上火电机组增加缓慢关键原因是：机组可用率较低，主机存在结构和材责问题，辅机故障也较多；单位造价降低有限，制造、运行和维修困难增加很多；设备制造和电厂建设周期加长，造成资金积压，影响经济效益。
现在，发电设备领域三大企业是美国通用电气企业、德国西门子股份和法英阿尔斯通企业，其次是日本三菱重工业企业。现在中国在发电设备领域含有国际竞争力是核电机组和燃气发电机组设备，核电机组设备中国关键集中在哈尔滨电站集团企业，6月中国石化胜利油田动力机械厂于研制生产1000kW燃气发电机组，从而使中国同美国、德国、荷兰等少数国家一样拥有1000kW以上大功率燃气发电机组生产技术。
未来火电发展基础趋向：继续发展高参数、大容量、高效率、高调整性能和节水型单轴机组，在完善超临界压力机组基础上发展超超临界（USC）压力机组，建设大电厂；增加煤电比重，降低油电比重；采取硫化床燃烧技术和蒸汽——燃气联合循环系统；加强高分子燃料电子发电系统和烟气除硫、除氮技术创新水平。
②水力发电技术
水力发电技术始于19世纪70年代。其时瑞士、英、法、德、美开始建设小型水电站。受1973年“能源危机”影响，以后以后，世界水电处于大中小结合发展趋势，而且国际水电建设，越来越重视流域梯级水电开发和抽水蓄能电站建设。这是因为流域梯级开发，能够在江河干支流上游人烟稀少峡谷山区建龙头大水库，调整洪枯径流，淹没损失和移民较少；而且上游水电站调整性能好，还能够对下游梯级水电站经过径流调整和电力赔偿调整，改善发电性能，使水能资源得到充足利用。到20世纪90年代初，全世界已超出1亿kW。
目前抽水蓄能电站在向高水头、大容量发展。因为利用水头越高，所需流量相对降低，上下库及引水管道尺寸均相对减小，从而使造价降低。为适应高水头电站发展，首先采取串联式机组，用多级水泵和冲击式水轮机组合，另—方面是不停提升可逆式水泵水轮机组应用水头。抽水蓄能机组容量也在不停增大，20世纪70年代最大机组为38.6万kW（美国腊孔山电站），80年代最大机组为45.7万kW（美国巴斯康蒂腊电站），但其