电力行业各业态发展现状、政策、周期及未来规划

电力行业各业态发展现状、政策、周期及未来规划

第一节各业态发展现状

一、水电行业

新投产容量创历史新高，设备利用小时同比下降。2013年，全国水电新增装机容量达到2993万千瓦，同比增加1676万千瓦，增长78.6%。截至2013年底，全国全口径水电装机容量2.8亿千瓦，同比增长12.3%；全年全国全口径水电发电量8963亿千瓦时，同比增长5.0％；全年水电设备利用小时3318小时，同比降低273小时。

二、煤电行业

2013年，煤电完成投资同比下降12.3%，延续了“十一五”以来的逐年下降趋势，占电源投资比重降至19.6%，累计总装机规模8.0亿千瓦，占全部电源装机容量的比例降至64.3%。

2013年，全国全口径煤电发电量4.0万亿千瓦时，占全部发电量的75.5%。全年设备利用小时5128小时，煤电机组供电标准煤耗降至321克/千瓦时，比上年降低4克/千瓦时，煤电机组供电标准煤耗继续居世界先进水平。

三、风电行业

中国风电年度新增装机量自2005年后快速增长，在2010年达到2000万千瓦，之后由于风电产业规模扩张过快，需求无法跟上，风电新增装机量出现连续下滑，2012年年度新增装机量仅为1300万千瓦。不过步入2013年以来，风电行业整体状况开始逐步好转。

2013年，风电完成投资631亿元，同比增长3.9%；并网风电新增装机容量1406万千瓦，同比增加110万千瓦。截至2013年底，全国并网风电装机容量7548万千瓦，同比增长24.5%，全年并网风电发电量1401亿千瓦时，同比增长36.3%。2013年，在多方共同努力下，我国风电“弃风”问题得到有效改善，

全年风电设备利用小时达到2080小时，比上年提高151小时，风电设备利用率连续两年提高。

四、太阳能发电行业

2013年，国务院及各部门密集出台了一系列扶持国内太阳能发电产业发展政策，极大地促进了我国太阳能发电发展。全年共新增并网太阳能发电装机1130万千瓦，同比增长953.2%，截至2013年底我国并网太阳能发电装机容量达到1479万千瓦，同比增长335.0%。全年并网太阳能发电量为87亿千瓦时，同比增长143.0%。

五、核电行业

自从我国首座自主设计建造的秦山核电站于1991年12月15日实现首次并网发电以来，截至2013年底核电装机1461万千瓦，同比增长16.2%。全年核电发电量1121亿千瓦时，同比增长14.0%。

六、生物质发电行业

近几年来，生物质能发电（含垃圾发电）在我国发展较为迅速，装机容量逐年增加，由2006年的480万千瓦增加至2012年的980万千瓦，年均复合增长率达9.3%。截至2013年底，除青海省、宁夏回族自治区、西藏自治区以外，全国已经有28个省（市、区）开发了生物质能发电项目。全国累计核准容量达到1223万千瓦，其中并网容量779万千瓦，占核准容量的63.7%。

从生物质发电技术类型看，农林生物质直接燃烧发电总并网容量为420万千瓦，占比约53.9%；垃圾焚烧发电总并网容量340万千瓦，占比约43.6%；沼气发电并网容量19万千瓦，占比约2.4%。

2013年，全国（不含港澳台地区）生物质发电上网电量356亿千瓦时。其中，江苏省、山东省、广东省、浙江省上网电量分别为52亿千瓦时、44.3亿千瓦时、39亿千瓦时、36.4亿千瓦时，四省合计上网电量约占全国总上网电量的48.2%。

七、天然气发电行业

截至2013年底，我国天然气发电装机容量4668万千瓦，同比增长15.9%，占总发电装机容量的3.8%；发电量1143亿千瓦时，同比增长4.7%，占总发电量的2.1%。

2013年，天然气消费需求增长十分强劲，多地用气需求超常规增长，全年天然气表观消费量同比增长13.9%，天然气供应紧张。为确保居民及公用用气安全，部分地区的燃机发电受到供气限制。为保障天然气市场供应，理顺天然气价格，2013年7月10日国家上调了非居民用天然气价格，目前全国仍未形成统一的燃机发电价格机制，部分燃机发电企业因发电成本明显上涨而地方补贴不到位出现持续亏损。

第二节各业态电价政策

一、水电行业

现行的水电定价机制主要采用“成本加成”和“标杆电价”的定价原则1、成本加成，一厂一价。我国大部分水电站实行的是成本加合理利润的定价模式，即根据每个水电站的成本核定水电上网价格，没有充分反映水电资源的价值，生态补偿和环境保护并没有纳入成本考虑，也不能有效控制水电站建设成本。由于各

电厂造价不同，造成了“一厂一价”现象，差别较大。

2、标杆电价。部分水电富集区域参照省内平均水电造价，核定出“水电标杆电价”，如四川、云南等地。但是出现的问题是，新水电的平均造价不断提升，而“标杆电价”并没有进行相应的调整。

2014年1月，国家发改委宣布将完善水电上网价格形成机制。今后新投产水电站，跨省跨区域交易价格由供需双方参照受电地区省级电网企业平均购电价格扣减输电价格协商确定；省内消纳电量上网电价实行标杆电价制度，标杆电价以省级电网企业平均购电价格为基础，统筹考虑电力市场情况和水电开发成本制定。

二、煤电行业

2004年以后燃煤机组上网电价实行标杆电价。发改委根据经营期限，按省级电网内同时期建设的同类型技术先进的发电机组的社会平均成本为基础核定成本，加合理收益和税金的原则核定上网电价。除政府招标确定上网电价的发电企业外，同一地区新建设的发电机组上网电价实行同一的标杆电价；原来已经定价的发电企业上网电价逐步统一。同时，上网电价随燃煤价格波动实行煤电联动。当燃料价格涨落幅度超过5.0％，上网电价在及时反映电力供求关系的前提下，与燃料价格联动（电价承担70.0％，电力企业自身消化30.0％）。

另外，为鼓励节能减排，在逐步提高火电排放标准的同时，公布了脱硫电价、脱硝电价和除尘电价，完成相关改造并达到标准的发电企业可享受以上电价。

三、风电行业

2009年7月之前，风电行业实行的是招标上网电价，5万千瓦以上的国家级项目采用特许权招标定价模式，5万千瓦以下的项目由当地省物价局上报国家发改委价格司审批定价。

2009年7月，国家发改委下发《关于完善风力发电上网电价政策的通知（发改价格〔2009〕1906号）》，按照资源区设立风电标杆上网电价，将全国