我国电力行业现状及前景分析
近期，中国国电集团公司发行了2012年度第三期超短期融资券，其募集说明书对我国电力行业现状及发展前景进行了分析。
1、我国电力行业现状
2011年，我国全社会用电量平稳较快增长；发电装机容量继续增加，结构调整加快，装备技术水平进一步提高，节能减排取得新进展。全年全社会用电量46,928亿千瓦时，新增装机容量9,041万千瓦，年底发电装机容量达到10.56亿千瓦，其中水电、核电、风电等非火电类型发电装机容量比重达到27.50%，比上年提高0.93个百分点；供电标准煤耗330克/千瓦时，比上年下降3克/千瓦时；线路损失率6.31%，比上年下降0.22个百分点。2011年，一批国家重点电源、电网建设项目按期投产，对电力工业的合理布局、优化配臵和转型发展起到了重要作用。
全社会用电量：2011年，全国全社会用电量46,928亿千瓦时，比上年增长11.74%。其中，第一产业用电量1015亿千瓦时，比上年增长3.92%；第二产业35,185亿千瓦时，比上年增长11.88%；第三产业5,082亿千瓦时，比上年增长13.49%；城乡居民生活5,646亿千瓦时，比上年增长10.84%。工业用电量34,633亿千瓦时，比上年增长11.84%，其中，轻、重工业用电量分别为5,830亿千瓦时和28,803亿千瓦时，分别比上年增长9.25%和12.38%。
电力生产：2011年，全国全口径发电量47,217亿千瓦时，比上年增长11.68%。分类型看，水电发电量6,626亿千瓦时，比上年降低3.52%，占全部发电量的14.03%，比上年降低2.21个百分点；火电发电量38,975亿千瓦时，比上年增长14.07%，占全国发电量的82.54%，比上年提高1.73个百分点；核电、并网风电发电量分别为874亿千瓦时和732亿千瓦时，分别比上年增长16.95%和48.16%，占全国发电量的比重分别比上年提高0.08和0.38个百分点。
2011年，全年6,000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数为4,731小时，比上年增加81小时。其中，水电设备平均利用小时3,028小时，比上年降低376小时，是近二十年来的最低水平；火电设备平均利用小时5,294小时，是2008年以来的最高水平，比上年提高264小时；核电7,772小时，比上年降低69小时；风电1,903小时，比上年降低144小时。
基建新增能力：2011年，全国基建新增发电设备容量超过9,000万千瓦，已连续6年超过9,000万千瓦。其中，水电1,225万千瓦，火电5,886万千瓦，核电、并网风电和太阳能发电新增合计1,928万千瓦。截至2011年底，全国发电设备容量105,576万千瓦，比上年增长9.25%；其中，水电23,051万千瓦（含抽水蓄能1,836万千瓦），占全部装机容量的21.83%；火电76,546万千瓦（含煤电70,667万千瓦、常规气电3,265万千瓦），占全部装机容量的72.5%；并网太阳能发电规模发展较快，达到214万千瓦。
2011年，全国基建新增220千伏及以上输电线路长度和变电设备容量分别为35,071千米和2.09亿千伏安，分别比上年减少9654千米和0.49亿千伏安。截至2011年底，全国电网220千伏及以上输电线路回路长度、公用变设备容量分别为48.03万千米、21.99亿千伏安，分别比上年增长7.88%和10.50%。电力投资：2011年，全国电力工程建设完成投资7,393亿元，与上年基本持平。其中，电源工程建设完成投资3,712亿元，比上年下降6.49%；电网工程建设完成投资3,682亿元，比上年增长6.77%。在电源工程建设完成投资中，水电完成投资940亿元（其中抽水蓄能电站完成投资60.5亿元），火电1,054亿元（其中煤电903亿元），核电740亿元，风电829亿元。
电力技术：2011年我国自主设计制造的国家风光储输示范工程建成投产，是目前世界上规模最大，集风电、光伏发电、储能、智能输电于一体的新能源综合利用平台，可有效破解新能源并网的技术难题；亚洲首个柔性直流输电示范工程——上海南汇风电场柔性直流输电工程投入正式运行，是我国第一条拥有完全自主知识产权、具有世界一流水平的柔性直流输电线路，标志着我国在智能电网高端装备方面取得重大突破；国电江苏如东150MW海上（潮间带）示范风电场一期工程并网发电，成为我国已建成的规模最大海上风电场，为国家海上风电规模化开发建设积累经验。
重点建设项目：2011年，电源重点建设项目投运进一步体现了结构调整的成效；全国共有三峡地下电站4台70万千瓦机组、云南汉能金安桥水电站2台60万千瓦机组、四川泸定水电站2台23万千瓦机组、云南功果桥水电站2台22.5万千瓦机组、四川大渡河深溪沟水电站2台16.5万千瓦机组等大中型水电厂机组相继投产；另有云南糯扎渡水电站、云南阿海水电站、四川黄金坪水电站、四川木里河卡基娃水电站等一批重点项目获准建设；火电又有宁夏灵武电厂二期工程、嘉兴发电厂三期工程等共计8台百万千瓦超超临界火电机组建成投产，年底全国在运百万千瓦超超临界火电机组达39台；全年新增风电并网容量1,585万千瓦，其中内蒙古、甘肃新增风电装机超过300万千瓦；太阳能发电步伐加快，全年新增并网太阳能发电装机容量169万千瓦，中电投格尔木200兆瓦并网光伏电站顺利投产，成为世界上一次性投产并网规模最大的光伏电站。
电网建设成果显著，青藏直流联网工程投入试运行，结束了西藏电网长期孤网运行的历史，标志着我国内地电网全面互联；世界首个±660千伏电压等级的直流输电工程——宁东直流输电工程双极建成投运；特高压1,000千伏交流试验示范工程扩容改造顺利完成，输送容量达到500万千瓦；中俄直流背靠背联网工程建成投产，有利于中俄两国之间的电力交流与优势互补；世界电压等级最高的智能变电站——国家电网750千伏陕西洛川变电站顺利建成投运。节能减排：2011年，全国6,000千瓦及以上电厂供电标准煤耗330克/千瓦时，比上年降低3克/千瓦时；全国电网输电线路损失率6.31%，比上年降低0.22个百分点。
2、2012年全国电力供需形势预测
2012年，国家“稳中求进”的工作总基调和更有效的宏观调控将确保经济保持平稳较快发展，经济和电力增速将有所回落，预计全社会用电量增速在8.5%-10.5%之间，推荐方案9.5%，全年用电量5.14万亿千瓦时，可能呈现“前低后高”分布。供应方面，预计新增装机8,500万千瓦左右，其中，水电新增2,000万千瓦左右，火电新增缩小到5,000万千瓦左右，年底全口径发电装机容量达到11.4亿千瓦左右。
根据目前情况判断，2012年，汛前水电来水偏枯可能性较大、电煤地区性、时段性矛盾仍然比较突出，供应外部环境依然比较严峻。综合平衡分析，预计2012年全国电力供需仍然总体偏紧，区域性、时段性、季节性缺电仍然较为突出，最大电力缺口3,000-4,000万千瓦。全年发电设备利用小时将在4,750小时左右，火电设备利用小时在5,300-5,400小时。
3、电价政策及电价变化
2006年6月，根据煤价市场变动情况和煤电价格联动机制规定，国家发展改革委组织各地价格主管部门研究制定了煤电价格联动具体实施方案，全国销售电价每千瓦时平均提高2.494分。
对部分高耗能行业实行差别电价政策，限制了不符合国家宏观产业政策的高耗能行业和企业的电力需求。2004年6月，国家发展改革委对电解铝、铁合金、电石、烧碱、水泥、钢铁6个高耗能行业区分淘汰类、限制类、允许和鼓励类企业试行了差别电价政策，对允许和鼓励类企业，电价随各地工业电价统一调整；对限制类和淘汰类企业，电价在以上基础上再分别提高2分钱和5分钱。2006年9月，发展改革委出台了•关于完善差别电价政策的意见‣，该意见明确：一是禁止自行出台优惠电价措施，已经出台实施的要立即停止执行。二是扩大差别电价实施范围。在对电解铝、铁合金、电石、烧碱、水泥、钢铁6个行业继续实行差别电价的同时，将黄磷、锌冶炼2个行业也纳入差别电价政策实施范围。三是加大差别电价实施力度。未来3年内，将淘汰类企业电价提高到比目前高耗能行业平均电价高50%左右的水平，提价标准由现行的0.05元调整为0.20元；对限制类企业的提价标准由现行的0.02元调整为0.05元。四是严格执行对企业自备电厂的收费政策。除国家鼓励发展的资源综合利用（如利用余热、余压或煤矸石发电等）、热电联产的自备电厂外，严格执行企业自备电厂自发自用电量缴纳三峡工程建设基金、农网还贷资金、大中型水库移民后期扶持基金、城市公用事业附加等规定，企业自备电厂与电网相连的，应向接网的电网企业支付系统备用费。并要求2006年10月1日起对所有列入范围的高耗能企业执行差别电价政策。
2008年7月1日起，根据•国家发展改革委关于提高电力价格有关问题的通知‣（发改电„2008‟207号）精神，国家发改委相继上调了华北电网、东北电网等发电企业的上网电价，同时调整了部分用户的终端消费电价。
2008年8月20日起，国家发改委再次将全国火力发电（含燃煤、燃油、燃气发电和热电联产）企业上网电价平均每千瓦时提高2分钱，燃煤机组标杆上网电价同步调整。各省（区、市）电网火力发电企业上网电价调价标准，依据该地区煤炭价格上涨情况确定。
2008年11月，国家发改委公布了各省级电网输配电价标准，为直购电范围的进一步推广奠定了基础。国家电监会2009年电力监管工作会议上也明确提出，将在广东、吉林和四川试点的基础上，积极推动大用户直接交易，会同有关部门制定工业企业参与电力直接交易准入及管理的政策规范，进一步深化大用户直购电试点，扩大交易范围和规模。
2009年2月，国家发改委联合国家电监会、国家能源局，共同发布•关于清理优惠电价有关问题的通知‣，叫停了部分省份变相对高耗能行业实施电价优惠的行为。受此影响,高耗能行业成本反弹。优惠电价的调整只是提高的销售电价，而对目前大多数发电企业影响较小，然而销售电价的上调为下一步上网电价的调高铺平了道路。上网电价上调，对火电企业形成一定程度的利好。替代能源的开发和利用目前并不能完全替代火电地位，因此银行可阶段性关注和进入该行业，信贷支持行业发展。
为疏导电价矛盾，完善电价结构，促进可再生能源发展，改善供电企业的亏损局面，平衡发电行业和供电行业的利益格局，2009年11月19日，国家发展改革委经商国家电监会、国家能源局再次出台电价调整方案，决定自2009年11月20日起，将全国销售电价每千瓦时平均提高2.8分钱，各地区、各行业电价调整标准有所差异。此次电价调整，一是对上网电价做了有升有降的调整，陕西等10个省（区、市）燃煤机组标杆上网电价适当提高，浙江等7个省（区、市）适当下调；二是统筹解决2008年8月20日火电企业上网电价上调对电网企业的影响；三是提高可再生能源电价附加标准；四是适当疏导脱硫电价矛盾。同时对销售电价结构进一步优化和完善：一是在全国仅剩的内蒙古东部电网实现了城乡居民用电同价；全国城乡各类用电同价的省份增加到20个，其余省份也缩小了城乡各类用电价差，减轻了农村电费负担；二是2/3的省份实现了商业用电与工业用电同价，以促进第三产业健康发展；三是适当调整了各电压等级差价，以更好地体现公平负担成本的原则。
2010年5月，国家发改委联合国家电监会、国家能源局，共同发布•关于清理对高耗能企业优惠电价等问题的通知‣，全面清理了各地高耗能企业享受的优惠电价。该通知要求继续对电解铝、铁合金、电石、烧碱、水泥、钢铁、黄磷、锌冶炼8个行业实行差别电价政策，将限制类企业执行的电价加价标准由现行每千瓦时0.05元提高到0.10元，淘汰类企业执行的电价加价标准由现行每千瓦时0.20元提高到0.30元。优惠电价的取消，一定程度上影响到用电量增长，但长期对电力行业的发展有利，同时可肃清优惠电价的“土政策”，有利于推进更规范的“大用户直购电”政策。
2011年4月，上调亏损严重的火电企业上网电价，调价幅度视亏损程度不等。其中煤电价格严重倒挂的山西省上调上网电价2.6分，河南上调1.5分，全国有11个省份的上网电价上调在1分以上，居民电价暂不调整。在一定程度上缓解了火电行业整体性亏损的现象。
2011年6月，全国15个省份调整上网电价和工业、商业用电价格，居民用电不变。这15个省份包括，山西、青海、甘肃、江西、海南、陕西、山东、湖南、重庆、安徽、河南、河北、湖北、四川、贵州。其中，上网电价平均上调2分钱，最高山西3.09分，最低贵州1.24分；工业用电和商业用电平均上调1.67分，最高山西2.4分，最低四川4厘。在调价时间上，湖南、江西、安徽三省上网电价和销售电价6月1日同步调，剩余12个省4月10日已上调上网电价，6月1日开始调销售电价。发改委称调价主要有三个原因：一，调节电力供需，保障电力供应，目前用电需求过大；二，抑制非正常电力需求，推进节能减排，眼下高耗能行业用电增速过快；三，缓解发电企业亏损。
2011年11月，国家发改委分别下发通知，为适当疏导电价矛盾，保障电力供应，支持可再生能源发展，促进节能减排，适当调整华中、华东、西北、东北、华北、南方电网上网电价，自2011年12月1日起实行。调价内容主要为：适当提高火电企业上网电价；为缓解水电企业经营困难，适当提高部分水电企业的上网电价；提高“西电东送”送电价格；提高可再生能源电价附加标准以及提高电网销售电价等。
4、行业发展前景
电力工业是支撑国民经济和社会发展的基础性产业和公用事业，随着我国国民经济的快速发展和人民生活水平的不断提高，对电力的依赖程度也越来越高。电力需求与国民经济密切相关，电力弹性系数反映了用电增长速度与国民经济增长速度的相对关系。改革开放以来，我国经济进入了快速发展时期，特别是本世纪以来，工业化、城镇化、市场化、国际化的快速发展，拉动重工业和电力工业以超过前20年平均发展速度的高速不断增长，趋势还在继续；未来十年是我国全面建设小康社会的关键时期，从经济和电力发展的周期来看，我国经济和电力发展从2010年开始进入新一轮发展周期，这一时期，工业化进程加快，将进入深度加工化阶段，随着产业结构调整、科技进步和工业结构优化及基本实现现代化，同时全面建设小康社会将推动消费结构升级，城市化速度上升，人口大量转移，也将使我国的单位GDP电耗趋于下降，但电力需求维持增长态势，电力工业将由快速发展阶段过渡到持续稳定发展的新阶段，基于产业结构调整已取得明显成效，每万元GDP电耗将由2010年的1,487千瓦时下降为2020年的1,100-1,200千瓦时。居民生活质量的不断提高，使生活用电水平达到700-800千瓦时/人，生活用电的比重将超过20%。预计到2020年，全国全社会用电量8万亿千瓦时左右，电力弹性系数在1左右。
2007年4月，国家发展改革委颁布了《能源发展“十一五”规划》，提出了“十一五”期间我国电力建设的指导思想是：在保护环境和做好移民工作的前提下积极开发水电，优化发展火电，推进核电建设；大力发展可再生能源。十一五”期间，电源工程建设投资向非化石能源发电领域倾斜，全国电力工程建设累计完成投资3.2万亿元，非化石能源发电比重已达26.53%。其中，电网工程建设完成投资1.2万亿元；火电投资完成额由2005年的2271亿元减少至2010年的1311亿元；水电、核电、风电等能源发电投资占比由2005年的29%提高至2010年的64%；“十一五”期间，风电发电量所占比重从2005年的0.07%上升到2010年的1.18%；累计关停小火电7210万千瓦，累计投产水电装机容量为9000万千瓦，火电机组供电煤耗累计下降35克/千瓦时；全国电网输电线路损失率累计下降0.72个百分点。
“十二五”能源规划发展思路：一是要大力发展新兴能源产业，加快核电建设，大力发展风能、太阳能和生物质能，发展煤炭的清洁利用产业；二是加强传统能源的产业，建设大型能源基地，努力发展煤、电大型的能源企业；三是提高能源综合安全保障机制，统筹国内外能源的开发和利用，加强能源布局的平衡和协调衔接，合理安排煤电油气的建设；四是强化科技创新，推进能源综合开发利用，健全资源开发的合理机制和生态修复的机制；五是改善城乡居民的用电条件，加强广大农村地区的能源建设。
“十二五”能源规划的发展目标：煤炭仍将保持主体能源地位，水电、风电、生物质能、核电、太阳能生产规模都将有大幅提高。“十二五”末期国内将形成六到八个大型煤炭集团并且按照区域经济特点提出煤炭调入区和调出区概念。同时，可再生能源方面，将力促水电发挥可再生能源的主体作用，将风电作为可再生能源的重要新生力量，将太阳能作为后续潜力最大的可再生能源产业，同时推动生物质能多元化发展。“十二五”能源规划投资预计为5万亿元，其中电源建设投资预计2.65万亿元，电网建设投资预计2.35万亿元。
“十二五”能源规划电源建设装机目标：截至2015年，国内水电装机达到2.8亿千瓦，电量8482万千瓦时，折合2.67亿吨标煤。将重点开发黄河上游长江中上游红水河乌江澜沧江等八个流域十三个水电基地；风电装机目标为9000万千瓦（含海上风电500万千瓦），电量1800亿千瓦时；生物质能装机容量将达到1300万千瓦，电量650亿千瓦时；核电装机目标为3000万千瓦；太阳能发电将达到500万千瓦，发电量75亿千瓦时；建成华北、华东、华中(“三华”)特高压电网，形成“三纵三横一环网”。未来5年，特高压的投资金额将达到2700亿元。
可再生能源方面，“十二五”规划提出了“十大可再生能源重点工程”，其中包括重大水电基地工程、千万千瓦级风电工程、可再生能源示范城市等。其中，重大水电基地工程将推动金沙江、怒江流域的水电开发；对于我国此前规划的七大千万千瓦级风电工程，其中将有五大工程计划在“十二五”期间建成；对于可再生能源示范城市，“十二五”期间将从“发展可再生能源”和“节能环保”两方面进行双重标准考核。预计到2020年，中国新能源发电装机2.9亿千瓦，约占总装机的17%。其中，核电装机将达到7000万千瓦，风电装机接近1.5亿千瓦，太阳能发电装机将达到2000万千瓦，生物质能发电装机将达到3000万千瓦。未来十年新能源投资将达到10万亿。
5、行业竞争格局
我国电力发电环节已经基本实现市场主体多元化，初步形成竞争格局，但中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国国电集团公司、中国华电集团公司、中国电力投资集团公司等中央直属五大发电集团仍是发电市场的主体。截至2011年末，五大发电集团总装机容量约为51,406万千瓦，约占全国装机总量的48.69%；总发电量约为23,408亿千瓦时，约占全国发电总量的50.85%。
2011年末，公司的可控装机容量10,672万千瓦，装机容量占全国总装机容量的10.11％，与其他四家发电集团大体相当，都具有明显的规模优势。截至2011年末，公司资产总额6,634.07亿元，产业遍布全国31个省、市、自治区。控制煤炭资源量150亿吨，年煤炭产量6,505万吨。公司新能源发展独具特色，风电装机亚洲第一。以节能环保及装备制造为主的高科技产业在发电行业处于领先地位。公司2011年新增专利190项，同比增长90%，累计获得专利363项，新获国家科技进步二等奖2项，“火电机组状态及性能全息诊断”等三项成果获国家能源科技进步奖。
主要企业情况：
（1）中国华能集团公司（以下简称“华能集团”）
华能集团在发电机组结构上，30万千瓦及以上大容量机组比重最高，机组成新度最高，各项技术参数优良，在目前的发电市场上，竞争能力最强；在地域分布上，华能集团在华东、华北优势相对明显。
截至2011年末，华能集团在全国29个省（区、市）和境外拥有电力生产运营电厂210家，公司拥有境内外全资、控股装机容量12,538万千瓦，装机规模居亚洲第一、世界第二。装机构成中，水电装机为1,082.09万千瓦，占9.02%；火电装机为10,347.3万千瓦，占86.29%；风电装机为560.08万千瓦，占4.67%。装机分布中，国内装机12,271万千瓦，约占全国的11.62%；境外全资、控股装机267万千瓦，主要分布在新加坡。
（2）中国大唐集团公司（以下简称“大唐集团”）
大唐集团在华北区域市场份额优势明显，占有主导地位，加之多年在该区域发展，无论是规模容量，还是厂网关系、政企联系、人员安排，华北是其当之无愧的“根据地”，在南方、华中区域的市场份额也有一定优势；上市公司配臵合理，大唐集团以大唐海外上市为主体、两个国内上市公司为辅助，融资市场比较开阔。
（3）中国华电集团公司（以下简称“华电集团”）
华电集团资产分布的省份比较集中，在一些省份如山东、贵州、黑龙江、新疆和四川等占有主导地位；该公司负责的水电流域已经形成滚动开发机制，贵州乌江流域已获得地方政府部分优惠政策，这将成为华电集团的一个重要利润增长点；资产负债率较为合理；发电装机容量主要集中在三北地区，东北区域市场份额占领先地位。
（4）中国电力投资集团公司（以下简称“中电投集团”）
中电投集团在华东、西北区域市场份额占领先地位，在东北、华中区域也具有一定优势；公司拥有原国电公司系统的全部核电资产和股权，在核电项目上较其它公司具有独特的优势；在香港注册的中国电力国际有限公司为中电投集团实施国际化战略和进行国际融资提供了平台。
（5）中国国电集团
国电集团作为厂网分开改革重组后的五大发电集团公司之一，国家直接划拨给3,000万千瓦的可控容量和2,000万千瓦左右的前期开发容量，截至2012年3月末，公司可控装机容量10,798.00万千瓦，具有明显的规模优势。这种优势在公司发电项目建设、设备和材料采购、资产运营、设备检修、燃料采购及管理、资金运作及市场开拓等环节中得以显现。随着项目陆续投产，公司的收入也将会稳定增加。
国电集团的发电能力主要分布在东北、华北和华东地区，火电机组的规模化效应较为明显，大渡河流域的水电开发也有一定优势。风电和潮汐发电的装机量位于行业前列。集团控制了一定规模的煤炭资源，对于控制成本有着积极作用。国电集团拥有国电电力、长源电力、平庄能源、英力特、龙源技术等5家国内A股上市公司和龙源电力1家香港H股上市公司，在融资渠道上有一定优势。
五大发电集团2011年情况对比如下表所示：
