电力行业分析研究报告 140页

'电力行业分析研究报告目录上篇：行业分析提要1I行业进入／退出定性趋势预测1II行业进入／退出指标分析3一、行业平均利润率分析3二、行业规模分析3三、行业集中度分析4四、行业效率分析5五、盈利能力分析5六、营运能力分析6七、偿债能力分析6八、发展能力分析7九、成本结构分析8十、贷款建议11III行业风险揭示、政策分析及负面信息13一、风险揭示13二、政策分析13三、负面信息15IV行业动态跟踪分析评价19一、行业运行情况19 二、行业强势、弱势、机会与风险（SWOT）19三、行业经济运行指标20V龙头/重点联系企业分析21一、龙头/重点联系企业财务指标21二、企业在全国各地的分布22VI资本市场及同业动态30一、资本市场30二、同业动态30下篇：行业分析说明31I行业分析31一、行业运行分析31二、行业政策分析38三、新产品、新技术、新工艺40四、上下游行业影响41五、国际市场情况51六、行业发展趋势52II企业分析63一、企业整体情况分析63二、主要企业分析63III市场产品分析67一、主要产品生产情况67二、主要产品价格变动趋势71IV区域分析72一、五省区供电窗口将统一72二、西南水电将成为西部经济发展的重要根源76 三、“西电东送”将要缓解东部电荒78四、西北电网有限公司成立81V电价政策分析83一、《电价改革方案》出台83二、合理电价机制是蓄能电站的发展关键87三、发改委通知调整电价91VI银行同业信息分析93一、建行投入西电东送信贷100亿93二、亚行和电监会投入70万美元制定中国电力定价战略93三、农业银行电力投资情况94四、长江电力获33.5亿银团贷款并获国开行50亿元借款96五、工行与中电投集团签30亿企业债券担保协议96VII四季度电力行业情况分析98一、龙滩电站建设情况分析98二、秦山核电站全面建成103VIII四季度电力企业情况分析106一、中电投集团公司正式加入亚太电协106二、中国大唐集团投资情况分析106三、华能集团巨资收购澳大利亚发电公司半数股权107IX四季度电力市场建设情况分析110一、电力市场建立的必要条件110二、电力弹性系数：经济发展的警示标114三、河南电力公司前三季度经营出现亏损118四、200亿电费“债务链”125四、南方区域电力市场将适时启动128 X我国火电发电机组未来需求预测130一、我国未来对火电发电机组的需求130二、我国目前电站的发电机组状况131三、国际发电设备市场气氛乐观132XI四季度电力项目情况分析133一、我国首批750千伏输电设备采购合同在北京签字133二、西北电网首次黑起动试验成功134三、中国将在广东及浙江新建核电厂135四、福建省将投资200亿建大型火力发电厂135 上篇：行业分析提要本报告如无特殊说明数据均根据统计局2003年1～11月份数据整理计算而得，单位如无特殊说明均为万元人民币，数据来源均为统计局。I行业进入／退出定性趋势预测指标数量同比增减供给发电量15121.27千瓦时15.42%需求用电量15338.44千瓦时15.33%趋势预测本期市场供求特点分析【主要影响因素】确保电煤供应；加强跨区跨省电力优化调度；同时加大需求方的管理力度，制定政策拉大峰谷价差；要重视电网规划和建设，切实扭转“重发、轻输、不管用”的现象；在缺电情况下要调整价格政策，限制高耗能企业用电。【结论】进入12月以来，全国电力需求继续保持快速增长，共有13个电网出现拉闸限电。下期市场供求趋势分析【主要影响因素】2004年全国用电量将达到20910亿千瓦时，增速预计在11%左右，净增约2070亿千瓦时。-135- 【结论】由于电力需求继续高速增长，同期电源投产容量相对不足，预计2004年全国总体电力供需形势将比2003年更为严峻。简要结论很多省区还出现拉闸限电的现象，说明电力供应严重不足，需要进一步的投入和建设。企业指标参考该项指标根据统计局2002年末全国18万家工业企业统计数据计算整理而的，仅供参考。自然排序法三个值分别为序列中分别处1/4、2/4、3/4位置企业数值；算术平均法分别为所有企业平均水平、平均线上所有企业平均水平、平均线下所有企业水平。（一）电力生产行业净资产利润自然排序法较好值62339.002564.00中间值14327.0061.00较差值2168.00-115.00算术平均法较好值899221.74126144.08中间值144130.4314323.76较差值19317.06-1362.80（二）电力供应行业净资产利润自然排序法较好值53320.001749.00中间值20749.00200.00较差值6217.000.00-135- 算术平均法较好值3035348.50105497.86中间值240186.038786.84较差值30817.26-1049.26-135- I行业进入／退出指标分析一、行业平均利润率分析（一）电力生产行业平均利润率与全行业比较与TOP10比较与全部工业行业比较行业3.87100.00%116.21%87.95%top103.3386.05%100.00%75.68%全部工业行业4.40113.70%132.13%100.00（二）电力供应行业平均利润率与全行业比较与TOP10比较与全部工业行业比较行业0.87100.00%104.82%19.77%top100.8395.40%100.00%18.86%全部工业行业4.40505.75%530.12%100.00%二、行业规模分析（一）本行业与整个工业之间的规模总量比较1.电力生产行业规模指标本行业A全部工业行业B与全部工业行业相比A/B（%）总资产141914485.201648013687.608.61利润5497252.5072516479.807.58销售收入44868586.601245785800.803.60从业人数1183063.0056524091.002.09-135- 2.电力供应行业规模指标本行业A全部工业行业B与全部工业行业相比A/B（%）总资产94789043.801648013687.605.75利润820542.1072516479.801.13销售收入48581704.701245785800.803.90从业人数1016536.0056524091.001.80（二）本行业不同规模企业与整个行业之间的规模总量比较1.电力生产行业规模指标总资产利润销售收入从业人数全行业141914485.25497253448685871183063Top1023703699788305.698419781764952.电力供应行业规模指标总资产利润销售收入从业人数全行业94789043.8820542.1485817051016536Top1043223902.7360190.221564087260448三、行业集中度分析（一）电力生产行业TOP10（%）销售集中度21.94资产集中度16.70利润集中度14.34（二）电力生产行业TOP10（%）-135- 销售集中度44.39资产集中度45.60利润集中度43.90四、行业效率分析（一）电力生产行业单位：元本行业A全部工业行业B与全部工业行业相比A/B（%）每万元资产利润387.36440.0288.03每万元固定资产利润575.051126.7751.03人均利润46466.2712829.30362.19（二）电力供应行业单位：元本行业A全部工业行业B与全部工业行业相比A/B（%）每万元资产利润86.57440.0219.67每万元固定资产利润158.001126.7714.02人均利润8071.9412829.3062.92五、盈利能力分析（一）电力生产行业本行业A全部工业行业B与全部工业行业相比A/B（%）净资产收益率（%）6.737.2493.03-135- 总资产报酬率（%）5.875.55105.66销售利润率（%）0.237.053.22成本费用利润率（%）14.136.28224.98（二）电力供应行业本行业A全部工业行业B与全部工业行业相比A/B（%）净资产收益率（%）1.527.2421.02总资产报酬率（%）2.035.5536.59销售利润率（%）0.077.051.01成本费用利润率（%）1.746.2827.62六、营运能力分析（一）电力生产行业本行业A全部工业行业B与全部工业行业相比A/B（%）总资产周转率（次）0.320.7641.82流动资产周转率（次）1.541.7488.50应收账款周转率（次）5.306.5780.56（二）电力供应行业本行业A全部工业行业B与全部工业行业相比A/B（%）总资产周转率（次）0.510.7667.80流动资产周转率（次）1.861.74106.59应收账款周转率（次）8.916.57135.47七、偿债能力分析（一）电力生产行业本行业A-135- 全部工业行业B与全部工业行业相比A/B（%）资产负债率（%）61.4459.25103.70已获利息倍数2.944.8161.11（二）电力供应行业本行业A全部工业行业B与全部工业行业相比A/B（%）资产负债率（%）61.8659.25104.40已获利息倍数1.744.8136.18八、发展能力分析（一）电力生产行业本行业A全部工业行业B与全部工业行业相比A/B（%）资本积累率9.0713.4967.22销售增长率15.0227.6954.25总资产增长率6.8814.6047.13（二）电力供应行业本行业A全部工业行业B与全部工业行业相比A/B（%）资本积累率9.3513.4969.29销售增长率19.3527.6969.89总资产增长率8.6214.6059.05-135- 九、成本结构分析（一）成本费用结构比例1.电力生产行业2.电力供应行业-135- （二）去年同期成本费用结构比例1.电力生产行业2.电力供应行业（三）成本费用变动情况1.电力生产行业销售成本销售费用管理费用财务费用成本费用今年1～11月34398225.00114568.101560227.002830825.0038903845.10去年同期30435520.2697754.351413249.092793393.5334739917.23同比增长（%）13.0217.2010.401.3411.99-135- 2.电力供应行业销售成本销售费用管理费用财务费用成本费用今年1～11月44895969.20390151.10900690.001105921.5047292731.80去年同期37784858.78152165.02766023.13900660.8839603707.81同比增长（%）18.82156.4017.5822.7919.41（四）本期成本——销售收入——利润比例关系分析企业的经营目标是实现利润，目标利润的实现是由成本费用（包括销售成本、销售费用、财务费用、管理费用）、销售收入等指标来保证的。通过对以上因素的变动分析，可以发掘出该行业有哪些潜力可以挖掘，明了该行业的市场竞争、抵御风险能力，据以拟定出下阶段的目标方案。1.成本——销售收入——利润比较（1）电力生产行业今年1～11月去年同期同比增减（%）成本费用38903845.1034739917.2311.99其中：销售成本34398225.0030435520.2613.02销售费用114568.1097754.3517.20管理费用1560227.001413249.0910.40财务费用2830825.002793393.531.34销售收入44868586.6039009378.0215.02利润5497252.504186667.0031.30（2）电力供应行业今年1～11月去年同期同比增减（%）成本费用47292731.8039603707.8119.41其中：销售成本44895969.2037784858.7818.82销售费用390151.10152165.02156.40管理费用900690.00766023.1317.58财务费用1105921.50900660.8822.79销售收入48581704.7040705240.6419.35-135- 利润820542.10802141.302.292.成本——销售收入——利润比例关系（1）电力生产行业本行业A全部工业企业B与全部工业企业比较A/B（%）成本费用/利润7.0815.9244.45成本费用/销售收入0.870.9393.55利润/销售收入0.120.06210.48（2）电力供应行业本行业A全部工业企业B与全部工业企业比较A/B（%）成本费用/利润57.6415.92361.99成本费用/销售收入0.970.93105.04利润/销售收入0.020.0629.02十、贷款建议行业资金流向流入利润水平可接受度较高建议开发热点区域基本上没有出现电力饱和的现象产品用于火力发电的发电机组设备企业除了个别出现亏损的企业主要风险政策风险无市场风险电煤价格高涨，电力煤炭的供需矛盾经营风险-135- 电力公司资金调用问题以及电力行业的电费收缴的问题技术风险投资低污染的煤气化发电站。-135- I行业风险揭示、政策分析及负面信息一、风险揭示西北电网首次黑起动试验成功为确保西北电网安全稳定运行，在电网出现故障时及时恢复生产，9月22日，西北电网调度通信中心组织的黑起动试验取得圆满成功，标志看西北电网安全可靠性进一步增强，为建立西北电网的紧急事故应急机制打下了坚实的基础。但是，由于黑起动试验在西北电网历史上尚属首次，这是一项复杂的系统工程，还需要多方资金和技术的密切配合。9月中旬，在大量研究和反复论证的基础上，西北网调决定选择龙羊峡水电厂作为黑起动试验的电源，试验路径为龙羊峡水电厂4号发变组——龙羊峡水电站330千伏Ⅲ母线——330千伏龙羊峡至花园Ⅱ线——330千伏花园1号主变及其110千伏部分负荷。黑起动试验分为准备阶段、黑起动阶段和系统恢复阶段。在这个准备、启动和恢复阶段，可能存在一些意料之外的问题，所以在试验过后，实际的实施过程中还存在一定的风险性。二、政策分析（一）国家煤矿安全监察局解决电煤问题有建议为解决电煤供应问题，国家煤矿安全监察局日前向有关部门提出了建议。-135- 一是建议加强电煤价格协调，从根本上：解决电煤供应问题；二是建议积极调整煤炭运量。铁路交通部门要加强运输管理，优化运输结构。妥善处理客运、煤炭运输和其他物资运输的关系。三是建议大力整顿煤炭市场经营秩序。要强化合同管理，鼓励平等竞争行为，努力推进电煤价格市场化进程。四是加大煤矿建设投资。要继续加大对现有矿井的安全资金投入，继续改善煤矿安全生产条件，为煤矿安全生产创造必要条件，稳定煤矿现有生产能力。煤矿企业要调整生产作业计划，合理安排矿井检修，矿井节假日常规检修要错开冬季用煤高峰，保证“两节”期间的煤炭供应。（二）政府插手管理并不能维持几年国家发展与改革委员会向山西省和五大电力集团公司发出电煤价格通知，建议发电用煤在2002年合同价格的基础上，贫瘦煤和无烟煤每吨提高8元，大同优混煤每吨涨价2元。发改委强调，煤电双方企业要按照协调价格，在今年6月底以前把电煤订货合同补签完毕，不签的企业后果自负。这一明确而又较为强硬的态度，为沸沸扬扬的煤电之争强行划上了一个句号。煤电之争今年勉强有个说法，明年是否还会出现乃至升级，而这种政府出面干涉解决问题的方式，还能奏效到何时。-135- 煤和电本是唇齿相依的关系。我国目前的电力结构中，火电是绝对主导，占总装机容量的70%以上。因此，很大程度上可以说，没有煤就没有电。同时，电是煤的最大用户，电煤占全国煤炭销量的60%以上，如果电厂不用煤，一半以上煤矿就得关门。那么二者之间应建立怎样的理想模式，如何才能从根本上消除煤电之争呢？1.是政府不当的管制行为导致了煤电价格之争的频繁出现，也是体制性因素阻碍了问题的解决。2.将煤炭企业与电力企业形成建立在资本结合基础上的煤电合营企业，或者结成战略联盟关系。3.在市场经济条件下，出现上下游行业利润悬殊要靠资源重组来解决。三、负面信息（一）河南电力公司前三季度出现亏损今年前三季度，河南省电力公司售电量、发电量等主要经济技术指标继续保持快速增长。然而，在售电量、发电量同比实现大幅度增长的同时，河南省电力公司仍然亏损1.96亿元，全年预计亏损3亿元，占国家电网公司系统全部亏损额的近40%。2003年，河南省电力公司预计亏损3亿元，占国家电网公司全部亏损额的近40%，成为国网公司系统第一亏损大户。前三季度，河南省电力公司所属电厂发电量完成38.76亿千瓦时，同比增长12.42%；售电量完成469.69亿千瓦时，同比增长8.92%。尽管如此，仍然亏损1.96亿元。（二）200亿电费“债务链”地方用电企业的长期拖欠和“条子”-135- 问题，关键恐怕是电力公司已经划归5大国家电网公司，不再是地方的。成长是如此的烦恼。当电力公司离开电厂，去自立门户时，发现自己双肩要挑着安全供电的重担，但兜里揣着的更多是似乎永远也兑付不了的老账单。1.电荒才刚刚挺过去，拖欠电费的难题又来了华中和华南是目前全国电费拖欠的重灾区。而至于全国电费拖欠到底是个什么数，一方面由于因为统计口径不一，用电方和供电方对电费标准还有争议，另一方面，电费拖欠的变化很快，只可能是某个点上的数据，要大面积的统计很难。来自电网公司的材料，全国的电费拖欠不会少于200亿。2.200亿拖跨谁虽然电费拖欠是已是公开的秘密，电力公司一般不太愿意公开企业拖欠电费的情况，主要原因是怕其他企业效仿，大家一看拖欠电费如此正常，都来拖欠，电力部门就惨了。一些地方已经难再负重，才将电费拖欠公开。前几年进行的城网、农网两网改造的资金，都是以电力公司的名义贷款的，熊威说，现在，光此项贷款，各省电力公司平均偿还2－3亿的利息。以河北为例，预计截至2003年底，河北农网两网改造总投资近150亿元，尽管一期农网工程出台了2分钱还本付息电价———-135- 即在基础电价上加价2分钱，但今年收支缺口仍达3亿元。农网二期及城网、县城网改造，因未出台还本付息电价，预计今年收支缺口将达9亿元。河北省电力公司的资产负债率将由去年的58％上升到今年的70％。负担日重，收入却在减少。而国家取消了城网改造建设贴费（每度电补贴给电力公司1－2分钱），让电力公司从去年年底开始又遭割肉。电力公司成为电网企业之后，收入却越来越单一，主要以购售两端的差价和输配差价为主，所以，在这种环境下，各省电力公司今年的日子都步履艰难。甚至部分省的电力公司已经出现了亏损。据业内人士透露，全国来看，亏损在几千万左右的电力公司有好几家，河南省电力公司今年亏损预计在1亿左右。巨额的电费拖欠是长期形成的，然而在电力体制改革时，电力公司的电网和电厂分离，却并没有确定拖欠的电费在电网企业和发电企业之间的分担比例，目前还是记在电网的账上。3.清缴之路电力部门表示今后会加强宣传，目前很多用电企业在意识上没有把电当作一种商品，特别是一些国有企业。一些电力公司目前也正在和一些欠费大户陆续签订新的供电协议和还款协议。熊威希望，在今后的企业宣布破产时，是不是在企业现有的资金和资产里面，通过抵押的方式优先偿还电费，否则一破产就一跑了之，很容易成为呆帐坏帐。湖南省电力公司的一位人士直言，在电费清缴中，最关键的是地方政府要扮演好自己的角色，“地方政府要一碗水端平，”否则，电费拖欠只会愈演愈烈，用电企业也发出了自己的疑问，“-135- 面对如此巨额和广泛的电费拖欠，难道不也意味着目前我国的电价水平和定价机制有不尽合理的地方吗？”。我国当前的电力资费结构比较复杂，没有充分反映出电力供给的成本结构，也不能促使用电方节约用电。湖北省一位企业举例说，“在非用电高峰时段，消费者支付的电价比供电成本高，而在高峰时段，电价却比供电成本低”。这种一刀切的电价不能够提供有效的刺激，让消费者避免在高峰时段用电。亚洲开发银行近日批准了一项50万美元的技术援助赠款，用以支持中国制订电力定价战略，研究同电力资费安排和法规相关的关键问题，包括电价支付能力和对环境的影响。同时研究制订一个政策和法规框架，来消除电价改革的障碍，并分析补贴和交叉补贴的问题。但是，地方用电企业的长期拖欠和“条子”问题，关键是电力公司已经划归5大国家电网公司，不再是地方的，恐怕只有理顺两者的利益关系才能从源头上解决。-135- I行业动态跟踪分析评价一、行业运行情况运行特点从用电市场情况看，第二产业仍然是带动全社会用电量增长的主导因素。主要产品变动市场依然以火力发电为主存在问题进入12月以来，全国电力需求继续保持快速增长，共有13个电网出现拉闸限电。上下游变动电煤价格涨高，提高发电成本技术进步变动煤气化电站的开拓行业前景预测由于电力需求继续高速增长，同期电源投产容量相对不足，预计2004年全国总体电力供需形势将比2003年更为严峻。2004年全国用电量将达到20910亿千瓦时，增速预计在11%左右，净增约2070亿千瓦时。业内对策建议还应该改善发电机组设备，加大资金投入，建设水电项目。二、行业强势、弱势、机会与风险（SWOT）强势从用电市场情况看，第二产业仍然是带动全社会用电量增长的主导因素。弱势进入12月以来，全国电力需求继续保持快速增长，共有13个电网出现拉闸限电。机会龙滩电站的开发。风险市场风险，二产的用电情况，是否会导致新一轮的亏损；经营风险，电力公司资金匮乏，对二产的售电是否会导致新一轮的亏损；技术风险，投资低污染的煤气化发电站。-135- 三、行业经济运行指标说明：带*数据为根据协会数据计算整理而得。（一）电力生产行业本行业A同比增长全部工业企业BA/B总产值（变价）39748775.116.0312532601783.17总产值（不变价）17210715.417.8911391181361.51产品销售收入44868586.615.0212457858013.60利润总额5497252.531.3072516479.87.58税金总额4201396.916.0064904114.56.47应收账款8472025.17.89189500531.64.47产成品239847.917.9584078455.60.29（二）电力供应行业本行业A同比增长全部工业企业BA/B总产值（变价）13024142.620.9412532601781.04总产值（不变价）5119355.617.1811391181360.45产品销售收入48581704.719.3512457858013.90利润总额820542.12.2972516479.81.13税金总额2865466.516.5164904114.54.41应收账款5454984.9-5.77189500531.62.88产成品53733.836.9084078455.60.06-135- I龙头/重点联系企业分析一、龙头/重点联系企业财务指标（一）电力生产行业业内按销售收入排名前十位企业主要财务指标序号产品销售收入（千元）资产总计（千元）利润总额（千元）全总从业人数（人）1237094205424621018453042375212307470341678109345033276311540716310887683040015247241020386024763110150280215045968807561344092674092401696254801120985024760016250770087312077499532683941000856279391567288514069416242947846873217253611811563031039234036806417779295672（二）电力供应行业业内按销售收入排名前十位企业主要财务指标序号产品销售收入（千元）资产总计（千元）利润总额（千元）全总从业人数（人）14523921998319955334873650512338254166222566243259949673323617970636443602919101442542053635042793630-27082036935516222930366268802678037111616024954296095581443419760715470178106092591581256972-135- 815338910407864001238402285491498776029814580122020193511014377178178087438151034316二、企业在全国各地的分布（一）电力生产企业1.大型企业地区类型本月止累计企业单位数本月止累计亏损企业单位数本月止亏损企业亏损总额（千元）同比（%）全国大型268292096518-6.77北京市大型311204639.39天津市大型6130145236.06河北省大型11000.00山西省大型11269767685.66内蒙大型111233087-15.71辽宁省大型12114744-89.56吉林省大型1154422682.85黑龙江省大型14225878170.87上海市大型92284445323.42江苏省大型1612240-73.17浙江省大型3000.00安徽省大型9000.00福建省大型6000.00江西省大型400-100.00山东省大型251123280-26.87河南省大型16386521164.91湖北省大型13266302-51.07湖南省大型8114990-75.02广东省大型22120409234.96广西大型5000.00海南省大型1000.00重庆市大型2000.00四川省大型1616800-96.38-135- 贵州省大型11000.00云南省大型700-100.00陕西省大型600-100.00甘肃省大型4268928-27.51青海省大型21177580-0.34宁夏大型31502-4.56新疆大型1000.002.中型企业地区类型本月止累计企业单位数本月止累计亏损企业单位数本月止亏损企业亏损总额（千元）同比（%）全国中型3429117385536.44北京市中型3000.00天津市中型2000.00河北省中型1213685-19.89山西省中型5342153-26.31内蒙中型1038747530.88辽宁省中型7434766157.77吉林省中型331692650.32黑龙江省中型1261355379.27上海市中型2000.00江苏省中型2148360-14.30浙江省中型6000.00安徽省中型537795-61.03福建省中型12318947-68.47江西省中型421014-94.49山东省中型31420576-32.72河南省中型26625483152.56湖北省中型1734653118.02湖南省中型13523206502.75广东省中型58183143623.71广西中型13117604-51.64海南省中型3000.00重庆市中型1011822-72.32四川省中型25417404-67.54-135- 贵州省中型2000.00云南省中型13424698714.34陕西省中型1242467089.04甘肃省中型6318575344.43宁夏中型1000.00新疆中型8620510434.803.小型企业地区类型本月止累计企业单位数本月止累计亏损企业单位数本月止亏损企业亏损总额（千元）同比（%）全国小型21647822025690-1.79北京市小型511380211.51天津市小型2000.00河北省小型691627568-69.26山西省小型671573060-25.10内蒙小型2141159-67.85辽宁省小型421236524-38.64吉林省小型29983847-35.17黑龙江省小型372244171244.71上海市小型21169-98.20江苏省小型6557418-73.46浙江省小型1394910812754.47安徽省小型191153165-18.38福建省小型1725988239100.32江西省小型91483527233.79山东省小型561041520-16.32河南省小型541045027-74.41湖北省小型1002141153-58.61湖南省小型156725307363.64广东省小型32314653193734.63广西小型13246348873.64海南省小型1966091-7.45重庆市小型27124268625.16四川省小型145428157311.17贵州省小型73271403076.99-135- 云南省小型864813207081.05西藏小型63297254824.12陕西省小型842098033-16.72甘肃省小型35113453-17.21青海省小型31800.00宁夏小型48292674300.77新疆小型21647822025690-1.794.亏损企业占所有企业的比例地区类型本月止累计企业单位数本月止累计亏损企业单位数本月止累计亏损企业亏损总额（千元）同比（%）全国全部27749025860761-1.42全国大型268292096518-6.77全国中型3429117385536.44全国小型21647822025690-1.79全国国有企业15026063447513-0.53全国国有企业大型131181360616-0.38全国国有企业中型1554611407029.12全国国有企业小型1216542946195-10.28全国集体企业1372853968-15.97全国集体企业大型1000.00全国集体企业中型512007414.62全国集体企业小型1312751961-18.60全国股份合作企业66810365-39.82全国股份制企业1863740627213.55全国私营企业98264131438.48全国外商和港澳台投资企业2867376892028.75全国其他4991241132409-19.85-135- （二）电力供应业1.大中小型企业分布地区类型本月止累计企业单位数本月止累计亏损企业单位数本月止累计亏损企业亏损总额（千元）同比（%）全国大型115202032342121.81北京市大型1000.00天津市大型3239121165.97河北省大型10000.00山西省大型1000-100.00内蒙大型3000.00吉林省大型53154659-15.33黑龙江省大型6000.00上海市大型1000.00江苏省大型2000.00安徽省大型1000.00福建省大型1000.00江西省大型1000.00山东省大型14000.00河南省大型212708200.00湖北省大型102438624247.08湖南省大型1000.00广东省大型1261314054114.98广西大型33782380.00重庆市大型1000.00四川省大型9000.00贵州省大型3000.00云南省大型3153020-25.21陕西省大型7000.00甘肃省大型1000.00青海省大型11775590.00宁夏大型2000.00新疆大型2110090.00全国中型284461881445177.52天津市中型21331-98.17-135- 河北省中型8296915-44.56山西省中型2000.00内蒙中型6000.00吉林省中型3392285-48.90黑龙江省中型3000.00江苏省中型1000.00浙江省中型4000.00福建省中型4000.00山东省中型822670-90.12河南省中型26139830.00湖北省中型5000.00湖南省中型3000.00广东省中型11101384102625.81广西中型65265800.00重庆市中型6111500.00四川省中型111162485682.21贵州省中型4000.00云南省中型12924978730.31陕西省中型2000.00宁夏中型1000.00新疆中型849939428.49全国小型115239497842132.53天津市小型9518846-3.24河北省小型26184-70.11山西省小型1241187154.33内蒙小型76161719043.12辽宁省小型4695185-53.75吉林省小型3773580360.75黑龙江省小型773535980-0.70上海市小型1000.00江苏省小型1000.00浙江省小型3500-100.00安徽省小型5341110006-9.16福建省小型58194683614.59江西省小型78455194657.50山东省小型1311-99.68河南省小型822425019398.39-135- 湖北省小型261021284-23.26湖南省小型48101268663.63广东省小型732524165644.04广西小型763048929-6.68海南省小型92185773142.06重庆市小型1541309717.34四川省小型81221674629.13贵州省小型58222264747.94云南省小型542417497745.64西藏小型36101027018.40陕西省小型42940790.64甘肃省小型700-100.00青海省小型1000.00宁夏小型221966929321.31新疆小型115239497842132.532.亏损企业占所有企业比重地区类型本月止累计企业单位数本月止累计亏损企业单位数本月止累计亏损企业亏损总额（千元）同比（%）全国全部15514604892208109.74全国大型115202032342121.81全国中型284461881445177.52全国小型115239497842132.53全国国有企业13624024702663106.39全国国有企业大型111192006686119.01全国国有企业中型264421836190170.96全国国有企业小型98734185978725.59全国集体企业28342901850.00全国集体企业小型28342901850.00全国股份合作企业1023131-35.46全国股份制企业379190988.98全国私营企业2112240.00全国外商和港澳台投资企业924190414812.46-135- 全国其他10341119898286.05-135- I资本市场及同业动态一、资本市场长江电力获33.5亿银团贷款并获国开行50亿元借款中国长江电力股份有限公司15日正式获得由我国跨地区10家金融机构共同提供的银团贷款，贷款总额达33.5亿元。这些资金将主要用于收购三峡首批投产的发电机组。本次银团贷款由中国建设银行作为牵头行，银团成员贷款份额分别为中国建设银行20亿元、三峡财务有限责任公司3亿元、中国工商银行3亿元、中国民生银行2亿元、中国农业银行1亿元、中国银行1亿元、交通银行1亿元、中信实业银行1亿元、招商银行1亿元、广东发展银行5000万元。中国长江电力股份有限公司15日还和国家开发银行在武汉签署了50亿元借款合同，也用于收购今年投产的三峡机组。二、同业动态1.建行投入西电东送信贷100亿2.亚行和电监会投入70万美元制定中国电力定价战略3.农业银行电力投资情况（1）农行提供200亿贷款支持贵州西电东送项目建设（2）农行百亿资金投向民营水电项目4.工行与中电投集团签30亿企业债券担保协议-135- 下篇：行业分析说明I行业分析一、行业运行分析（一）1～11月份电力运行情况中电联统计信息部发布的统计数据显示，今年1～11月份，全社会用电量15338.44亿千瓦时，比去年同期增长15.33%；全国发电量15121.27亿千瓦时，比去年同期增长15.42%。从用电市场情况看，第二产业仍然是带动全社会用电量增长的主导因素。1～11月份，第二产业用电量11268.56亿千瓦时，占全社会用电量的73.47%，同比增长16.21%。第一产业用电量同比增长1.20%；第三产业用电量同比增长15.44%；城乡居民生活用电累计为1844.28亿千瓦时，同比增长14.26%。分地区来看，全国31个省（直辖市、自治区）中，除贵州、重庆、北京和黑龙江外，其他省份全社会用电量的同比增长速度均超过10%。华东地区和中南地区的用电量增长高于平均水平，分别为17.92%和16.53%。用电量同比增长超过全国平均水平的省市依次为：内蒙古（26.84%）、浙江（23.12%）、江西（22.65%）、宁夏（20.69%）、江苏（20.65%）、青海（20.09%）、广东（19.69%）、广西（18.58%）、福建（18.27%）、甘肃（17.05%）、山西（16.89%）、湖南（16.73%）、上海（16.32%）和海南（15.36%）。-135- 全国电力生产继续保持较快增长。1～11月份，全国发电量15121.27亿千瓦时。其中，火电12558.60亿千瓦时，同比增长16.51%；水电2193.83亿千瓦时，同比增长3.56%；核电357.62亿千瓦时，同比增长84.62%。全国绝大部分省份（除青海外）发电量均为正增长，24个省份同比增长速度超过10%。其中发电量同比增长率前10位的省份依次是：江西（33.18%）、宁夏（32.74%）、浙江（25.54%）、湖南（23.70%）、陕西（22.44%）、湖北（22.05%）、天津（22.04%）、西藏（21.77%）、内蒙古（21.58%）和安徽（18.76%）。电力销售情况：1～11月份，全国共完成供电量13421.11亿千瓦时，售电量12386.11亿千瓦时，分别比去年同期增长17.10%和16.92%。售电量增幅超过20%的省市依次为：浙江（25.57%）、广东（25.25%）、内蒙古（24.47%）、宁夏（23.22%）、江苏省（22.64%）和云南（21.96%）。技术经济指标情况：1～11月份，全国发电设备累计平均利用小时为4347小时，同比增加335小时，其中火电4758小时，同比增加429小时。全国供电煤耗率为379克/千瓦时，比去年同期下降4克/千瓦时。线损率7.71%，同比增加0.14个百分点。电网生产情况：1～11月份，各大电网最高发电负荷与去年同期相比均有不同程度的提高。其中，南方（25.46%）、福建（21.75%）、西北（14.75%）、新疆（14.61%）及华中（14.31%）五个电网增长高于全国主要电网平均增幅。网省间电量交换情况：1～11-135- 月份，大网间，华中净送华东电量103.36亿千瓦时，比去年同期增加71.07亿千瓦时。东北净送华北电量34.91亿千瓦时，比去年同期增长12.19亿千瓦时。福建净送华东电量31.03亿千瓦时，比去年同期减少0.69亿千瓦时。南方电网西电送广东177.95亿千瓦时，送广西42.53亿千瓦时；广东在送香港和澳门共88.92亿千瓦时的同时，也从香港购进电量23.87亿千瓦时。（二）电力需求增长全国13个电网冬季拉闸限电进入12月以来，全国电力需求继续保持快速增长，共有13个电网出现拉闸限电。这13个电网分别是浙江、山西、湖南、内蒙古西部、河北南部、福建、四川、江苏、安徽、江西、云南、贵州、广西等地。拉限电力在100万千瓦以上的电网有：浙江、湖南、福建、山西、河北南部、云南、安徽。针对目前限电形势，电监会建议有关部门采取有力措施，确保电煤供应；加强跨区跨省电力优化调度；同时加大需求方的管理力度，制定政策拉大峰谷价差；要重视电网规划和建设，切实扭转“重发、轻输、不管用”的现象；在缺电情况下要调整价格政策，限制高耗能企业用电。（三）电力行业在缺电和改革中走过2003新一轮电力体制改革走过了2003年的历程。在这一年里，“缺电”和“改革”成为电力行业的两个关键词。最新汇总显示：12月份中国已有13个省拉闸限电。全年合计出现拉闸限电的电网就达到21个。缺电给中国“厂网分开”的改革第一年平添了难度，同时也给改革增加了动力。正因为缺电，才更需要改革。长期以来，中国发电、输电、配电各环节实行着一体化垄断经营，尤其是对发电的垄断经营，出现了典型的不能按市场需求配置资源的情况，当需求变化时，供给无法进行基于市场的灵活调节。改革，势在必行。-135- 正因如此，中国电力体制改革方案把总体目标定位为：打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。在这个框架下，2003年的中国电力体制改革不断取得进展：原国家电力公司拆分为华能、华电、大唐、国电、中电投等5家发电企业和国家电网、南方电网及4家辅业集团。厂网一家垄断经营体制被打破。发电领域的投资激励机制开始形成。电力建设市场中除了5大发电集团担当“领头羊”外，香港华润、国华电力、国家开发投资公司、浙江能源开发公司等地方电力投资主体也尤为活跃。越来越多的民营资本开始加入到电源竞争中来。2003年进入电源建设市场的资金已超过2000亿元，接近2001、2002两年的投资总和。国家电网公司先后在中国的东北、华东、华中、西北及华北成立区域电网公司。区域电网公司开始逐步担负起经营管理电网、培育区域电力市场的职责。新成立的国家电力监管委员会也首次在全国开展电价大检查，以规范电力市场交易行为。但在缺电和改革的双重背景下，发电与电网企业、中央企业与地方企业、地方与地方间的利益冲突加剧。在电源建设上，签约急、立项急、开工急会给未来留下重复建设和布局不合理的后患；电网安全存在较大隐患；电力交易过程中的不规范行为增多，政府监管急需加强，这一切，都需要在今后的改革中加以解决和完善。-135- 应该说，2003年新一轮电力体制改革刚刚开始，成绩来之不易。但在2004年里，尚有许多坚冰待破：处理好电力当前供应与长远发展的关系，加快发展与提高效率的关系，开放市场与加强监管的关系，展望明年，中国的电力改革将继续向纵深推进。（四）18个缺电省区中半数为硬缺电我国电力供需形势已从去年的总体供需平衡、局部供应紧张，转变为今年的总体供需偏紧、局部地区在尖峰期严重缺电，电监会供电监管郎在近期发布的电力供需尖峰期分析报告中详细解析了这”一形势变化的原因，并首次引用“尖峰期”概念分析电力紧张地区的具体缺电性质。年持续负荷曲线中超过90%最大负荷的持续时期称为尖蜂期。尖峰期通常由一些连续或不连续的时点构成，根据气候特点和近年来空调负荷比重的增加，大部分地区尖峰期集中出现在夏季7、8月，东北、西北等少部分地区在冬季也会出现尖峰时段。如果电网仅在尖峰期出现拉闸限电，那么这种缺电的性质为季节性、时段性缺电，根据情况又可分为缺电力和缺电量两种情况。如果电网在尖峰期和非尖峰期都出现拉闸限电，那么这种缺电属“硬缺电”。通过对去年夏季以来特别是今年夏季各省区拉闸限电情况所做的统计分析，认为我国电力紧缺的省份为18个省份，其中9个省区已不仅是尖峰期季节性、时段性缺电，而是电力电量并缺的“硬缺电”。从缺电的性质看。山西、蒙西、浙江、贵州、河北南网、江苏、广东、云南、宁夏属于“硬缺电”；上海、安徽、福建、河南、湖北、湖南、四川、重庆、青海属于季节性、时段性缺电，主要是尖峰期缺电。-135- 结合今军夏季全国电力供需情况，总结出尖峰期的五个特点；l一是受气候影响，全国电力供需形势总体呈现“南紧北松”。l二是缺电范围进一步扩大，局部地区缺电比较严重，造成一定的社会影响。l三是部分地区缺电性质已发生变化，不仅主要表现为高峰时段缺电力，而基本是电力电量的短缺。l四是拉电条次减少，限电负荷增多。l五是高耗电行业发展较快的地区电力供应普遍比较紧张。部分地区电力供应紧张的根本原因及今后两竿缓解电力供需矛盾的对策，在扩大电力建设投资规模的同时，要重点抓好以下几项措施：l一是加强电力规划工作，保证电网和电源建设协调发展。l二是切实加强电力系统安全管理，确保电网安全稳定运行。l三是进一步加强需求侧管理，重视节能工作，引导社会合理用电。l四是运用灵活合理的电价政策，缓解电力紧缺状况。l五是研究电力需求尤其是尖峰期负荷和国民经济指标以及气候等因素的内在关系。自今年起，电监会供电血管部每年都将对尖峰期的电力供需情况进行监测和分析，为准确分析电力市场供需形势、做好电力监管提供科学依据。（五）四季度用电形势依然不乐观-135- 前三季度我国经济运行情况良好，与经济快速发展相适应，电力需求迅速上升，电力供求形势偏紧，预计四季度全国用电形势依然不容乐观。前三季度，国内生产总值达到79114元，比去年同期增长8.5%。与经济快速发展相适应，发电量保持了快速增长，完成发电量1.35万亿千瓦时，增长15.6%。由于电力供应形势偏紧，各大电网最高发电负荷都高于去年同期水平，设备利用率普遍提高。展望四季度经济运行走势，从当前经济运行态势和国际国内环境看，四季度我国经济将继续保持良好的发展态势。但是能源、原料及运输等资源供给相对不足的矛盾仍较突出。尽管今夏全国部分地区电力供应紧张局面目前已有所缓解，但随着冬季用电高峰期的到来，水电进入枯水期而较少出力，部分长周期大负荷运行的火电机组将进行检修，加上冬季取暖，电力供应仍呈总体平衡、局部偏紧趋势，部分地区电力供应形势仍不容乐观。发改委要求各地有关部门要积极做好今冬明春煤、电、油、运产销衔接工作，切实保证国民经济发展和人民生活的需要。针对电力供应紧张的形势，有关部门要认真制定用电应急预案并视情况组织实施。各发电公司和地方有关部门要及早摸清所辖电厂用煤的合同执行、厂存以及可能，出现的缺口情况，提前安排落实货源，及时与交通运输部门进行衔接，避免供煤不足制约发电生产。（六）2004电力供需形势预计比今年更严峻根据国家电网公司电力市场分析预测课题工作组分析和预测，全年用电量增长15%左右，达到18844亿千瓦时，净增2460亿千瓦时左右；2004年全国用电量将达到20910亿千瓦时，增速预计在11%左右，净增约2070亿千瓦时。-135- 由于电力需求继续高速增长，同期电源投产容量相对不足，预计2004年全国总体电力供需形势将比2003年更为严峻。2004年持续拉闸限电的地区预计有所增加，包括：l华北电网中的河北南网电力缺额较大；l华东电网统调最高用电负荷预计将达6542万千瓦，供需形势更加严峻，其中夏季按8%备用率计算缺电力933万千瓦，上海、江苏、浙江电网分别缺电109万千瓦、477万千瓦和524万千瓦；l华中电网预计统调最高用电负荷将达3842万千瓦，用电高峰期供需较为紧张，电网实际备用率6.0%，其中湖北电网电力缺额较大；l四川电网统调最大用电负荷将达1098万千瓦，供需紧张，如夏季高峰期确保外送175万千瓦，电网实际备用率仅0.3%；l重庆电网统调最大用电负荷将达478万千瓦，夏季电力短缺119万千瓦左右；l西北电网预计统调最大用电负荷1710万千瓦，电力平衡宽松，电量略有短缺，如来水情况不好，青海、宁夏电网仍会缺电。2005年全国电力供需开始由紧张走向缓和，拉闸限电的负荷和电量都将有所减少；2006年全国电力供需基本平衡，局部地区仍然紧张。还提出缓解当前电力供需紧张局面的七条对策和建议。二、行业政策分析（一）国家煤矿安全监察局解决电煤问题有建议-135- 为解决电煤供应问题，国家煤矿安全监察局日前向有关部门提出了建议。一是建议加强电煤价格协调，从根本上：解决电煤供应问题；二是建议积极调整煤炭运量。铁路交通部门要加强运输管理，优化运输结构。妥善处理客运、煤炭运输和其他物资运输的关系。三是建议大力整顿煤炭市场经营秩序。要强化合同管理，鼓励平等竞争行为，努力推进电煤价格市场化进程。四是加大煤矿建设投资。要继续加大对现有矿井的安全资金投入，继续改善煤矿安全生产条件，为煤矿安全生产创造必要条件，稳定煤矿现有生产能力。煤矿企业要调整生产作业计划，合理安排矿井检修，矿井节假日常规检修要错开冬季用煤高峰，保证“两节”期间的煤炭供应。（二）政府插手管理并不能维持几年国家发展与改革委员会向山西省和五大电力集团公司发出电煤价格通知，建议发电用煤在2002年合同价格的基础上，贫瘦煤和无烟煤每吨提高8元，大同优混煤每吨涨价2元。发改委强调，煤电双方企业要按照协调价格，在今年6月底以前把电煤订货合同补签完毕，不签的企业后果自负。这一明确而又较为强硬的态度，为沸沸扬扬的煤电之争强行划上了一个句号。煤电之争今年勉强有个说法，明年是否还会出现乃至升级，而这种政府出面干涉解决问题的方式，还能奏效到何时。-135- 煤和电本是唇齿相依的关系。我国目前的电力结构中，火电是绝对主导，占总装机容量的70%以上。因此，很大程度上可以说，没有煤就没有电。同时，电是煤的最大用户，电煤占全国煤炭销量的60%以上，如果电厂不用煤，一半以上煤矿就得关门。那么二者之间应建立怎样的理想模式，如何才能从根本上消除煤电之争呢？1.是政府不当的管制行为导致了煤电价格之争的频繁出现，也是体制性因素阻碍了问题的解决。2.将煤炭企业与电力企业形成建立在资本结合基础上的煤电合营企业，或者结成战略联盟关系。3.在市场经济条件下，出现上下游行业利润悬殊要靠资源重组来解决。三、新产品、新技术、新工艺（一）各国竞相开发的不排放二氧化碳的煤气化电站当今，燃煤火电站是排污最严重的发电站。传统的煤气化发电站（使用大型增压锅炉将煤转化成超热混合气体后再燃烧，以驱动汽轮机发电）虽然比燃煤火电站排放污染物少，但仍会排放大量二氧化碳，从而导致全球变暖。由于全世界煤炭储量极为丰富，因此，不排放或少排放二氧化碳的改良型煤气化发电站便成为当前的热门开发项目。在该种新技术研发方面，美国目前处于领先地位。-135- 由美国能源部资助、包括英国石油公司和皇家壳牌石油公司等多家公司参与的一项计划，是目前最大的不排放二氧化碳的煤气化电站计划。该计划使用只允许氢通过、可有效截取二氧化碳的金属陶瓷薄膜，将所获取的二氧化碳再进行压缩，而后利用管道将其运送到地下储存所（如抽取原油后的地层）或其他永久储藏地点。研发该薄膜技术的Eltron研究公司总裁萨默尔斯说：“这种新型金属陶瓷薄膜比其他正在实验的薄膜效率高10倍，这表明，该薄膜已接近实用化。Eltron研究公司希望，到明年9月能使其薄膜试验从实验室阶段过渡到中试阶段。如果试验成功，煤气化电站将成为最便宜、超低排放污染物的发电站，从而淘汰使用落后高压装置的烧油和烧天然气的发电站。这将使煤气化成为利用燃煤发电的重要技术抉择，在未来几十年使煤炭脱掉污染大户的帽子，成为清洁的能源。（二）全世界有五大新型煤气化研发计划l美国能源部拟用10亿美元和10年时间，建立FutureGen电站，是近于污染物零排放的煤气化发电站；l美国橡树岭国家实验室正开发低成本纳米微孔薄膜，将煤气化过程中产生的氢同二氧化碳分离；l日本东京“清洁煤电力研发公司”正建造低成本、露天煤气化示范工厂，计划于2004年建成；l美国洛斯阿拉莫斯国家实验室等单位，到2005年将建成中试工厂，从煤气化过程中，以固体形式捕获高压二氧化碳；l加拿大EnCana公司和美国达科他煤气化公司，利用抽取原油后的地层来存储煤气化后产生的二氧化碳。四、上下游行业影响煤炭一涨价电业就拉闸价格之争诱发电力告急-135- （一）五大电网在拉闸，16个省在缺电国家电网公司发布的消息——我国缺电省份队伍继续扩大，16个省首季便出现了拉闸限电的情况，而五大电网拉限电也在所难免，供电紧张形势仍将持续，更是让人们首先发愁这个缺电的夏天怎么熬。与此同时，引发了电与煤的电煤的价格争战。不少电厂反映，由于电煤供应短缺，发电机组无米下锅，只好饥一顿饱一顿，发电能力大大受限。（二）电厂无煤发电的原因今年全国煤炭产量增幅达到13%，比去年同期超产2500多万吨。发电用煤供应紧张并不是因为煤炭产量不足。拉闸限电，缺煤不是理由。作为煤炭市场晴雨表的秦皇岛港，港存320万吨以上就暴满。即使在合同未定之时，煤企也从来没有停止过向电厂供煤，而且国家计划电煤这一块也仅占电厂需用煤的一部分，每年电厂还是有一大部分电煤要靠从市场上买。不是电煤供应不足而造成电力供应紧张。从电厂每月报表上的煤炭库存量看，电力直供电网的煤炭库存量保持合理稳定的增长。从库存可用天数看，电力直供电网电煤也不存在等煤发电的问题。从合同到货率看，煤炭企业供货量在去年的基础上不降反增。今年电厂煤炭供应良好情况表明，根本不是煤矿停止供应煤炭导致电厂拉闸限电。-135- （三）电煤存在半计划半市场的冲突煤电之争其实又是一场计划与市场的冲突。电煤市场长期存在的半计划半市场机制，就是争端的源起。早在1993年煤炭价格放开，但在电煤这一块却留了个尾巴。在将近11年的时间里，电煤市场一直存在着市场电煤合同和国家重点电煤合同两种形式，用煤企业按照国家计划与煤炭企业签订合同。在煤炭行业每年为电力行业提供的6.5亿吨电煤中，有2.5亿吨属于“国家指导计划”，其余为市场采购。但是，从2001年开始，国家取消了发电用煤指导价，但又保留了国家指导计划。双方的争执正是集中在国家计划内的价格上，而市场采购部分则基本随行就市。电煤半计划半市场，而电价却是国家定价，始终是计划。钢铁行业随着煤炭价格的上涨，产品价格也可以上涨，但是作为电力行业，电价是国家恒定的，是死的。煤炭价格上涨，电价却不能浮动。按理论上说，煤和电价格应该是联系的，煤价格放开，电价格也应该放开，如果电价不放开，那么发电企业就没办法进行竞争，所以在市场经济条件下，价格都应该放开。电力价格没有市场化其实已经成了其行业自保的一个有力的筹码。当煤炭市场疲软时，电力部门会说，国家放开了煤炭采购市场，谁的便宜当然就买谁的；当煤炭市场价格走强时，电力部门又会说，煤炭市场放开了，而电力市场没有放开，拉闸限电是由于煤炭货源不足，煤炭涨价所致，并且以此要挟政府予以调停。-135- 与电价相比，现在煤价的上涨只不过是一种恢复性上升。2000年以来，非电煤的煤炭市场价格稳步增长，尤其是冶金、化工等行业的煤炭供给价格变化比较明显，但计划内电煤价格却仍因循着计划经济的轨道。从1997年到2003年，煤炭企业销售成本从111.28元／吨至139.27元／吨变化不等，而此间电煤销售单价在120.93元／吨到137元／吨之间。7年间，销售一吨电煤的平均销售毛利只有6元／吨。其中1998年还是亏本销售，每销售一吨电煤亏损6元。我国煤炭价格与电力价格相比偏低还可以从电煤在电力价格中的比例关系中得到印证，2002年，美国的终端售电单价为7.02美分／kWh，而电煤的平均到厂成本是3.57美分／kWh，售电单价是电煤单价的1.97倍。而同期，我国的终端售电单价是59分／kwh，电煤平均到厂成本约为12分／kwh，售电单价是电煤单价的4.9倍，远高于美国的1.97倍水平。电力行业在煤炭采购上存在着垄断行为，违背了市场交易原则。自1998年撤消煤炭部后，煤炭企业全部下放到地方，进入市场3万多个煤炭企业自行销售，形成了高度分散的行业内竞争局面。电力行业方面，虽然组建了5个发电集团，但这些集团的电煤采购合同都得由中能电力工业燃料公司统一审核、协调价格、统一盖章。（四）煤涨价电价的涨跌趋势分析电煤可以涨，电价却难涨，近四五年来，煤炭一直在涨价。煤炭行业有困难，包袱重，是事实。但如果一味向下游转嫁压力，电力也吃不消。这些年，电力企业已经消化煤炭提价带来的成本上升达到数百亿元，潜力已经有限，如果继续涨下去电厂也会亏损。-135- 而煤长期以来始终扮演着一个奉献者的角色。在相当一个时期内，国家实行“资源无价、矿产品低价、加工产品高价”的政策，把效益尽量挤到下游产业，以便形成原始积累。煤炭产业却因此而面临双向的价值流失，以畸低的价格供应能源，而以畸高的价格购入生产资料和消费品。而人们也逐渐习惯于让煤炭产业做出牺牲，低价拿煤，拿了煤不给钱，拖延付款更是成了常事。据说前几年三角债的发源地就出在煤炭行业。而在步入市场经济之后，煤炭与电力、铁路、冶金等其他相关行业相比，剪刀差不降反增，更沦为弱势行业。煤炭价格持续在低位徘徊。1997年后，买方市场在全国范围内形成，煤炭经济形势日益严峻。除此之外，煤炭近几年通过提高售价所带来的收益，有相当大的部分被中间环节盘剥，煤炭企业不堪重负。有些中间环节特别是运输部门，利用其垄断地位，强加给煤炭企业许多不合理收费，如自备车费、特线特价费、代理费、点装费等，其中仅自备车收费一项，山西煤炭行业一年就要多支付15.8亿元。近两年来，虽然煤款拖欠有所减少，但数额仍巨大。据统计，全省目前尚有55亿元煤款被拖欠。有些用户恶意拖欠长达五六年以上，实际已成为呆死账。煤炭企业税赋加重，在市场竞争中处于不利地位。2001年，煤炭采选业税率增加了6.27个百分点，增幅达169.23%，全国国有重点煤炭企业比税制改革前的1993年多缴增值税40.87亿元，而电力、化工等相关行业增值税负担却在下降。此次煤价上涨政府给电力企业的允诺是可以考虑上调电价，但对此，近年来，电力需求增长较快，电力供求关系有所改变。发挥市场作用，通过价格调整电力供求关系，解决供需矛盾是有效的措施，但现在电力供给还不是特别紧张，因此估计电价即使上调，幅度也不会太大。-135- （五）政府插手管理并不能维持几年国家发展与改革委员会向山西省和五大电力集团公司发出电煤价格通知，建议发电用煤在2002年合同价格的基础上，贫瘦煤和无烟煤每吨提高8元，大同优混煤每吨涨价2元。发改委强调，煤电双方企业要按照协调价格，在今年6月底以前把电煤订货合同补签完毕，不签的企业后果自负。这一明确而又较为强硬的态度，为沸沸扬扬的煤电之争强行划上了一个句号。煤电之争今年勉强有个说法，明年是否还会出现乃至升级，而这种政府出面干涉解决问题的方式，还能奏效到何时。煤和电本是唇齿相依的关系。我国目前的电力结构中，火电是绝对主导，占总装机容量的70%以上。因此，很大程度上可以说，没有煤就没有电。同时，电是煤的最大用户，电煤占全国煤炭销量的60%以上，如果电厂不用煤，一半以上煤矿就得关门。那么二者之间应建立怎样的理想模式，如何才能从根本上消除煤电之争呢？1.是政府不当的管制行为导致了煤电价格之争的频繁出现，也是体制性因素阻碍了问题的解决。因此首先要杜绝政府对市场的不当干预，真正由市场机制来决定供求关系，在煤炭和电力两个行业建立规范、通畅的进入和退出机制，鼓励各类资本在符合产业政策、安全标准的前提下进入煤炭、电力市场。2.将煤炭企业与电力企业形成建立在资本结合基础上的煤电合营企业，或者结成战略联盟关系。-135- 目前在这一问题上，尽管煤炭和电力企业目前都意识到了其重要性，但同样遇到了体制性的障碍。煤炭和电力行业是各有各的主管部门、从来不发生“亲缘”关系的行业，即使煤炭企业下放到地方政府，两者的关系也未改变。也就是说，条块分割的政府管理体制导致煤炭与电力牢固的行业界限，煤炭企业无法将产业链延伸到电力行业，电力企业也不能涉足煤炭行业。国外煤电合营的成熟模式未能在我国大规模出现的原因就在于此。3.在市场经济条件下，出现上下游行业利润悬殊要靠资源重组来解决。而由于煤电两个行业的特殊性，市场的这种调节作用一时很难显现。在国外，对一些特殊行业，政府并非一味地允许提价，而是从税收等多方面给以倾斜扶持煤炭系统包袱重，而上缴的税金是利润的20倍，确实需要国家调整有关政策，加以扶持。否则如果企业在内部挖潜的基础上依然无法摆脱困境，提价就势必成为惟一选择。经过几年煤价放开的实践，煤电双方对市场渐渐有了进一步的认识，双方都有让煤价向市场和价值回归的愿望。从这两年的具体运行来看，有关部门的协调所发挥的作用也越来越有限。因此，煤价应由国家定一个指导价，或参考价，不应敲定一个价格。具体价格应由煤电双方自己商定，甚至可以随行就市。-135- 过去，煤电两个行业都有垄断色彩，但目前煤炭行业已经基本市场化，而电力行业也正在向市场化转型。去年电力改革以后，国内形成五大发电集团并存的竞争关系。电力企业认为，这有利于煤电双方以完全市场化的方式建立供求关系。相反，如果供方搞价格联盟，需方也联合起来应对，等于退回到垄断。其结果只能靠政府协调，即以计划的手段解决市场问题。而对于政府，手心手背都是肉，其协调效果也就可想而知。解决电煤价格之争的根本出路是消除制度障碍，转变政府职能和改革投融资管理体制。尽管这一过程较长，但是如果这些体制性障碍不消除，煤电之争的问题还会不断出现，依靠政府协调和干预维系两个行业关系的做法，不仅难度越来越大，甚至有瓦解的危险。（六）电煤供需：总体稳定价格微妙1.虽然电力等重点耗煤行业仍将处于快速增长中，会拉动煤炭需求，但眼下的动力煤市场除个别地区外仍供大于求。从煤炭产能分析，煤炭月产量仍有增长空间。因此，价格难有很大的突破??每年冬储煤时期的煤市总让人浮想联翩，因为此时传递出的市场信号会直接左右来年的煤炭订货以及电煤价格的走势。今年的冬储煤形势微妙。主要用煤大户的电煤储量贫富不均，华东等形势稍好的省份，最多也就是十几天的储量，情况严重的省份诸如华北地区，其电煤储量最紧时只够用三天。冬储煤的不足，直接影响著冬季用煤高峰的生产稳定，也为来年的订货增加了难度。由于电煤主要以贫瘦煤、无烟煤为主，而市场上这两种煤又最为抢手，价格一路走高。据有关方面分析，前三个季度煤炭市场，贫瘦煤、无烟煤略显紧张，电煤市场采购平均价格高于合同计划内价格最高时达到16元/吨以上，部分煤种订货价格出现矛盾，部分地区运力紧张，电煤质量普遍降低。-135- 供应紧张的问题集中表现在一季度的2～3月，陕西、甘肃、河南、湖北等地相继出现电煤供应告急，煤炭库存下降过快，部分电厂出现缺煤限减负荷甚至停机，个别地区电煤紧张持续到二季度。2.推动市场煤炭价格上涨的主要因素是电力、冶金和能源建设等行业的快速发展。今明两年电力新增装机将持续增加，今年投产容量为2800万千瓦，明年将增加1000万千瓦，达到3800万千瓦，2005年达到4000万千瓦，如此快的扩张速度，必然要有煤炭的增长与之呼应。截至9月底，全国原煤产量115779.4万吨，与去年同期相比增加22787.6万吨，增长24.5%。预计全年煤炭产量将达15.5亿～16亿吨。煤炭的产量增幅可观，电煤的需求更是与日俱增。据统计，今年前三季度，电煤的用量为6.15亿吨，同比增加了8315万吨，2004年电煤需求增长将达到7500万吨，到2005年，全社会用电量将达到20000亿千瓦时左右，装机4.3亿千瓦左右，用煤8亿吨以上，预计今后电煤的新增需求还要递增。现有煤炭生产能力若没有大幅度提高，从明年下半年开始，资源紧张的状况有可能逐渐显现。虽然电力等重点耗煤行业仍将处于快速增长中，会拉动煤炭需求，但眼下的动力煤市场除个别地区外仍供大于求。从煤炭产能分析，煤炭月产量仍有增长空间，目前煤炭月产量为1亿吨左右，未达到月产1.3亿～1.4亿吨的预计水平，因此，价格难有很大的突破。具体到电煤，这种市场形态其影响在于对电煤价格的作用相对减弱。国家电网公司今后将逐步加大跨区送电规模，火电的增加对煤炭需求的拉动作用将不如去年冬季和今年夏季强烈。-135- 电煤市场这种变化，其实是煤炭资源与需求平衡的结果，业内专家在阐述今年电煤供应时，认为特点明显：l一是电力需求增加幅度较大，电煤耗用量持续增长，电力和煤炭行业出现产销两旺的态势。l二是煤炭市场在国家政策调控下总量保持平衡，国家订货合同价格基本稳定，但市场价格起伏变化，出现几次上下较大的波动，电煤市场采购价格波动幅度最高的地区达到了每吨40～50元。l三是煤矿频发事故一定程度上加大了地方煤矿的关井限产力度，导致煤炭资源阶段性、地区性短缺，影响了电煤供应的稳定。l四是"西电东送"在资源配置上发挥一定作用。跨区送电规模的提高和三峡一期正式发电，缓解了西部煤炭资源调出的压力，缓解了部分供煤紧张状况。l五是国有重点煤矿合同到货率保持较高水平，但大量不合格地方乡镇煤矿关闭或延缓复产，使其合同到货率普遍下降，据统计地方矿到货率78.44%，个别地区如大同市运输公司到货率不足50%。廉价的乡镇矿煤、小矿汽车运煤大幅度减少，靠合同计划外的大矿补充，导致电煤资源结构的调整，电煤价格整体水平进一步提高。l六是电煤供应已连续第三年出现"质降价升"的情况。继2001年、2002年后，2003年1～9月电煤质量较去年同期降低0.33兆焦/千克。受原煤单价升高和质量下降因素影响，电煤标煤单价上升幅度较大，发电成本控制和电力企业效益受到进一步的影响。-135- 今年电煤供应的上述现象，一定程度上预示出未来一个较长时段的电煤走势。冬季转眼即至，这意味著用煤高峰的来临。综合前三季度的电煤走势分析，虽然近期煤炭市场价格涨幅已有所减小，但四季度煤炭价格特别是个别短缺煤种仍将稳定在目前相对较高的价位上。尤其是贫瘦煤等资源偏紧的煤种市场价格更高，这将对冬季用煤高峰期的电煤供应构成一定影响。3.虽然国民经济、耗煤行业以及电力生产对煤炭需求将继续增加，煤炭市场消费和需求有望保持平稳增加，但抑制煤炭价格上涨的因素将比上半年更加明显。目前电煤价格已超过1997年的水平，大部分发电公司已没有承受电煤价格上涨的能力，特别是随著电力改革的实施，五家发电集团公司成本控制压力进一步加大，对部分不盈利的火电厂已有少发少亏的要求，同时诸如排污收费等等新的环保政策对电力企业提出了更高的要求，水电、核电、燃气电站、风力发电、洁净煤发电等新能源新技术的开发利用，都对煤炭价格有一定的抑制作用，因此，明年电煤合同价格保持稳定的可能性很大。五、国际市场情况（一）美在埃及电力行业投资达17亿美元埃及电力和能源部长哈桑.尤尼斯博士近日说，自1975年至今，美国已经在埃及的电力和能源项目上投资达17亿美元。其中美国国际发展机构对埃及的4个大型发电站的监控测试系统改进项目的投资达6200万美元。目前正在进行改造的赛德.阿里发电站位于阿斯旺，此次改造项目将花费1800万美元，改进计划包括将发电站原来的旧系统改为新的数据系统，以保证发电的持续性，并通过技术水平的提高改善发电站的管理等。-135- （二）今年前三个季度德国电力消费量增长2%德国电力企业联合会最近在柏林宣布，今年前三个季度德国电力消耗量达3600亿千瓦时，比去年同期多用电80亿千瓦时，增幅为2%。该协会表示，今年年初德国各地平均温度偏低以及夏季酷暑难当是导致今年前9个月用电量增加的主要原因。但与去年同期相比，今年前三个季度德国全国电力消耗情况有相当的起伏。其中，第一季度比去年同期增长了4%，第二季度与去年持平，第三季度则又增长了3%。（三）俄核电站今年前三季度发电量增长8.71%今年前三季度俄罗斯核电站发电量同比增长8.71%，共发电1090.162亿千瓦小时（2002年同期为1002.864亿千瓦小时）。与此同时水电站的发电量同比却减少了8.14%，发电量为1178.816亿千瓦小时（2002年同期为1283.273亿千瓦小时）。据悉，核电站发电量迅速增长主要是因为其电价便宜并将逐步取代电价昂贵的火力发电站。六、行业发展趋势（一）国家电网公司制定新的电网发展战略根据我国电网的特点和发展趋势，国家电网公司制定了“西电东送、南北互供、全国联网”的发展战略，跨区联网、跨区输电的进程大大加快，其目标是为了促进电力资源在更大范围内的优化配置。近期将以三峡工程为中心，以华中电网为依托，向东西南北四个方向辐射，建设东西南北四个方向的联网和输电线路。同时，不断扩大北中南三个主要西电东送通道规模。从中长期规划上，将结合西南水电基地和“三西”-135- 煤电基地大规模开发外送，形成以北中南三大西电东送输电通道为主体、南北网间多点互联、纵向通道联系较为紧密的全国互联电网结构。西电东送以输送能源为主、兼顾发挥联网效益；南北互联互供以输送能源和发挥联网效益并重。届时将形成坚强可靠的全国互联电网，为国家级电力市场的发育和完善奠定良好的物质基础，为进一步提高电力资源的配置效率、降低电力成本，构筑统一开放、安全灵活的平台。（二）在西电东送三个通道建设方面北通道主要包括两部分：一是开发华北电网内部蒙西、山西煤电，分别建设相应的交流输电通道向京津冀鲁送电，输电方式采用交流500千伏，“十一五”期间蒙西将形成8回、山西将形成7回500千伏交流输电通道到京津冀电网；二是开发陕北煤电、甘青宁水火电，“十一五”期间将建成2回交流500千伏、一回直流送电京津冀。中通道规划是，金沙江下游溪洛渡、向家坝水电站计划在2005～2006年开工，2012～2017年机组陆续投产，目前推荐采用5～6回直流向华东、华中送电。雅砻江上锦屏一二级水电站向华东送电也推荐采用直流，四川采用交流500千伏向重庆送电，华中四省电网与川渝电网维持两回交流500千伏联系，丰水期接受四川水电150万～200万千瓦。南通道将主要采用500千伏交直流混合方式向广东、广西送电。在南北互供、跨区电网互联方面，“十一五”期间，除实施已明确的三峡右岸至上海直流工程外，规划建设的主要工程有西北至华北直流输电工程、西北与川渝联网工程、华中与华北背靠背联网工程，同时加大山西阳城送电华东的力度并实现华北与华东联网。“十一五”-135- 末期，配合三峡地下电站开发，建设向华北量送电的直流输电工程，南北之间将形成以三峡为支撑的主干通道。（三）2005年前后中国将基本形成全国电力联网的格局中国将加强全国电力联网工作，2005年前后，以三峡工程为中心，以华中电网为依托，建设向东西南北四个方向辐射的联网和输电线路。届时，不断扩大的北中南三个主要西电东送通道规模，将使全国电力联网格局基本形成。国家电网公司针对中国电网的特点和发展趋势确定了“西电东送，南北互供，全国联网”的发展战略。西电东送以输送能源为主，兼顾发挥联网效益；南北互联互供以输送能源和发挥联网效益并重为主。国家电网公司有关专家预计，到2005年中国的用电量将达到2万亿千瓦时，发电装机容量将达4.3亿千瓦。为满足电力负荷的需求，中国电网将有较快的发展。西电东送北部通道送电规模在2005年约为700万千瓦，2010年将增加到1800万千瓦，届时，新疆电网将实现与西北主网的紧密联系；中部通道通过开发金沙江下游的向家坝、溪洛渡和四川雅砻江、大渡河上的一些大型水电站，向华东、华中、南方地区送电，送电规模在2005年约为700万千瓦，2010年将增加到2180万千瓦；南部通道的规模在2005年将达到约1088万千瓦，2010处将增加到1500万千瓦。（四）电力大区联网将带来巨大的经济效益今年三季度，华北、华中两大电网实现联网，我国电压等级最高的西北750千伏输变电示范工程开工建设，这两件事表明，我国电网建设步伐正在逐步加快，“西电东送、南北互供、全国联网”-135- 战略正在顺利推进。1.更大范围地优化配置，资源需要大区联网电力作为特殊商品，从资源优化配置及安全性来说，大区联网有迫切性，大区与大区之间更大范围的电力交易将使资源在更大范围内得以优化配置。联网有送电效益、备用效益、错峰效益、水火调剂效益、事故支持效益等等。大区联网与以前省与省之间联网的情况从物理上说是一致的，从电力特殊商品的技术规律上说也是一样的，经济效益上也有相同规律。所以，可以根据过去省与省之间联网已经取得的经济效益和安全效益，来推测我们现在正在实施还没完全实现的大区联网的未来的经济效益和安全效益。仅以备用效益来看就有可观的经济利益。例如，原华东电网（三省一市，即浙、苏、皖、沪）联网后，如排除其他外部的管理体制、电价等因素，在有电网支持的理想情况下，全网的备用容量可减少1/4。以全网装机容量3000万千瓦、20%的备用容量计算，原来需要600万千瓦的备用，现在可以减少1/4即150万千瓦的备用容量。意味着在电网保证同样供电能力和安全水平的情况下可以少装机150万千瓦；以每千瓦装机造价5000元计算，就可以减少投资75亿元。同样的，如果保留这150万千瓦的装机，就会使电网的安全水平上—个大台阶。电网是电力市场的载体，也是电力交易的工具。大区联网使得交易工具升级换代，对交易双方都有好处。-135- 对电源来说，大区联网使其市场扩大，自主性增强，有利于将来实行直供电。而电网定位是自然垄断，大区联网后电网可控制的资源增加，能收更多的过网费，促进电网的发展和扩张。对于大区联网的总体经济效益，由于在实际运行中会受到各种因素的影响，具体的综合经济效益难以给出数据，现在大区联网刚刚开始实施，一些数据还难以测算。但根据一些西电东送工程的概预算和可行性研究来看，一般效益可以提高10%～20%，当然这也需要输电线路及各种外部条件的配合。今年有19个省、市缺电，缓解用电紧张有两种方法，一是就地解决，在当地就地建电源，二是通过大区联网。一般来说，大区联网比各地就地建电源在整体优化配置资源上要好。2.大区联网有利于，打破省间壁垒地方政府有地方的社会利益和经济利益要考虑，任何一个地方政府作为父母官都要维护当地的GDP和老百姓的就业。以前以省为实体就是要调动地方积极性，解决长期缺电的问题。省为实体在当时的历史条件下没有什么错，在较短时间内就解决了缺电问题，为我国经济发展作出了贡献。但是，随着市场经济的到来，特别是加入WTO之后，省为实体对电力这个特殊资源的优化配置就产生了一定的阻碍作用。打破区域间的市场壁垒可以促进公平竞争，避免电力行业内部浪费，这也是大区联网的效益所在。同时，这出符合十六届三中全会提出的加快建设全国统一市场的要求。打破省间壁垒有两种方法：-135- l一是中央政府通过宏观调控，为在更大范围优化配置资源、获得更高的国家利益而凋整政策，改善管理体制。l另一个就是用市场的方法，关键是电价的价格信号。互供电价应该朝向区域电力市场。但在现阶段要有过渡，由于相临各省经济差异比较大，不宜一步到位建立区域电力市场，要考虑特殊情况。因此，不能一股脑儿地说省为实体是错的。西电东送的实施出要求实现大区联网。西电东送是国家的政策，其经济效益和社会效益有目共睹。西电东送有两种方式：一种是在西部建电源直接建专线输到东部；另一种是采用大区联网的方式。建专线的方式会使东部接受西电的省份只能接受西电，而不能选择其他的发电商，并且东部电不一定永远需要西电，当不需要西电时，已架设的西电专线就会浪费掉。因此，西电东送应该是两种方式相互结合，互相补充，既有专线，又有大区联网。例如，广东既接受云南、贵州、广西的专线供电，又通过与华中电网连接，接受三峡电力。3.大区联网任重道远随着三峡送出、西电东送和全国联网工程的实施，我国跨区电网的建设已初具规模，但是，要使大区联网的效益充分发挥，还需要国家宏观政策、管理体制、价格机制等外部条件的配合。-135- 大区联网的技术要求高，运行存在较大风险，需要电源和电网的建设协调规划。虽然电力体制改革之后已经出现多个利益主体，但仍然要统一规划。电力市场的建立，研究工作的重点要从电力市场建成后如何运行转移到电力市场的前期构造上来。电源的规划出要由国家统一来做，要按既定的程序来做。大区联网要吸取美加大停电的教训。不仅要吸取国际上的教训，还需要加快电力市场的改革进程，但是出台的政策要有利于各区之间自主的经济行为，增强交易双方的交易动力，避免拉郎配。现在已经实现厂网分开，以后还要输配分开、竞价上网。在电力市场建立以后，实施大区联网，过去在计划经济下不曾有过的挑战会出现，但不曾有过的机遇也会出现，大区联网“钱”景光明。（五）明年我国要着力缓解电力供应瓶颈制约面对全国电力供需总体趋紧的形势，2004年，国家有关部门将进一步搞好电力生产调度，加强电源电网建设，理顺电价机制，努力满足经济社会发展对电力的需求。国家电网公司副总经理陈进行近日表示，由于电力需求继续高速增长，同期电源投产容量相对不足，2004年全国总体电力供需形势将比2003年更为严峻。2002年6月以来，随着我国经济的快速发展和部分地区水情、气候的异常变化，全国用电量超常增长，连续17个月平均增速超过15%。2003年，我国电、煤、钢材等主要能源和原材料消费增长加快，部分地区电力供应紧张，21个省份先后出现不同程度的限电情况，对人民生活和经济发展带来一定影响。-135- 有关专家指出，目前我国已成为煤炭、钢铁、铜等世界第一消费大国，是世界第二石油和电力消费大国。随着经济快速发展，我国主要能源和初级产品的供求格局发生了较大变化，资源对经济发展的制约作用越来越大。为了缓解电力供应瓶颈制约，国务院最近召开会议提出搞好电力生产调度、加强电源电网建设等六项措施。国家把“先生活后生产”作为明年用电供应原则，明确提出重点保证居民生活用电，尽量避免小学生点着蜡烛做作业的现象出现。明年的电力供应量将比今年多。发电厂将开足马力，力争多发电。一方面将充分发掘现有生产能力。同时，在保证质量的前提下，在建电力项目要争取早日投产。在日前召开的电源、电网企业有关电力调度的协调会上，电源企业均表示新一年要多发电。在开源的同时，国家鼓励用电大户节约用电。对于用电大户，广东等省实行的“用电越多越便宜”的做法将一去不复返。国家调整电力供大于求时对于发电的一些限制性政策，取消各地擅自出台的优惠电价；严格控制高耗能产业的发展，合理引导消费；尽快研究并完善峰谷电价和丰枯分季电价政策，促进电网“移峰填谷”。不断改进电价管理办法。煤炭行业将和电力联手，保障电力供应。国家将加强对煤、电、油、运的供需衔接和运行调节。主要是加快13个大型煤炭基地的规划建设，在保证生产安全的前提下，努力增加煤炭供应，加大力量做好煤炭和运力、煤电价格的协调工作。同时，电网公司将加强管理，优化网内调度，搞好区域电网间的协调，保障电力安全。-135- （六）发展电力工业是第一位的1.我国电力现状分析继去年全国12个省级电网拉闸限电后，今年前三季度已经出现了21个电网拉闸限电的新纪录。电力供应紧张再次被提上日程。缺电的主要原因既有其必然性原因，如电力投资不足，新增电力投产速度明显与电力需求增长不相匹配，工业和高耗电产业高速增长，电网输配能力不足，空调负荷快速增长，电煤价格纠纷造成局部电煤供应紧张；也有一些偶然性原因，如高温干旱少雨造成水电出力不足，电网突发事故。但究其根源，在于对电力市场缺乏科学的研究。1997年由于亚洲金融危机和国家产业结构调整、国有企业改革等国际、国内环境的影响，能源需求增长缓慢，1997—1999年全国能源消费呈现递减的势头。“十五能源发展重点专项规划”提出：长期困扰国民经济和社会发展的能源“瓶颈”制约大大缓解。国家电力工业“十五”规划也提出“九五”期间电力生产能力持续增长，消除了电力瓶颈的制约。基于这样的判断，培育市场，调整结构成为“十五”计划能源工业发展的重点。电力部门出台一些鼓励消费的政策，提出“三年不建常规火电项目”。电力基建投资连续几年滞后于全国基建投资，使得近年来投产容量严重不足，电力供应总量不足。“八五”期间电力基建投资占全国基建投资比例为12.09%，“九五”期间这一比例下降为10.40%，2000年为7.22%，2001年为6.94%，2002年略有回升，也仅为7.17%。-135- 事实上，与发达国家相比，我国人均拥有发电装机容量和电力消费占能源消费的比重还很低。我国人均拥有发电装机只有0.27千瓦，人均发电量只有1278千瓦时，均不到世界平均水平的一半，仅为发达国家的1／6至1／10。2.为了防止再次出现全国性的电力短缺，建议采取以下措施（1）加强宏观经济调控，防止出现投资过热和经济过热。从我国过去的两次经济过热情况看，都是经历2到3年电力消费增长快于经济增长速度后出现的。目前有些行业比如汽车、钢铁、建筑、房地产和化学行业，发展过热的迹象比较明显，而这些行业大都属于高耗电部门。（2）兼顾电力发展和结构调整。从总体看我国电力工业还需要大力发展，发展还是第一位的；我国电力工业结构不够合理，社会主义市场经济体系刚刚建立，市场和供求关系难以主导所有经济活动，应避免生产能力过剩和生产能力重复建设。（3）客观、科学地研究未来我国的电力市场。世界各国的电力发展历史表明，处在工业化加速阶段的国家和地区，电力消费增长率超过经济增长率是比较普遍的现象。我国今后的电力消费弹性系数需要保持较高水平。对电力消费出现高速增长期做好必要准备。（4）准备部分建设周期短的电力项目，以应对经济的超速发展；同时，保持对需求变化的持续预测和跟踪，及时对建设规模进行有效调整，建立及时、有效的电力预报、预警机制。-135- （5）针对电力负荷变化特点，重点注意解决峰荷能力不足问题。分别安排不同负荷类型的电力项目，防止单纯强调基荷能力。尽快采用用户和上网分时电价。（6）加强节电力度。如果在产业产品结构调整方面加强引导，使我国的经济结构尽快向低能源强度方向转变，同时加强节能，全面提高能效，我国可能以低得多的电力消费增长，达到GDP翻两番的经济增长目标，同时带来环保，经济效益，能源安全等一系列的效果。-135- I企业分析一、企业整体情况分析截止到2003年11月，我国电力生产企业总共实现产品销售收入74710361千元，资产达到182790780千元，实现利润总额7698526千元，从业总人数达到134120人。截止到2003年11月，我国电力供应企业总共实现产品销售收入215640865千元，资产达到432239027千元，实现利润总额3601902千元，从业总人数达到260448人。二、主要企业分析（一）国家电网公司国家电网公司成立以来，以优质服务、促进公平竞争和可持续发展为宗旨，以提高经济效益和实现资产保值增值为目标，围绕电网主营业务，积极投资和建设电网，大力推进西电东送、南北互供和全国联网。同时加强市场营销，积极开拓市场，努力提高公司系统盈利能力，改善资产质量，公司生产经营状况良好。国家电网公司将继续严格履行相关责任和义务，以诚信为本，依靠良好的资信度，一如既往地在电网建设和经营方面保持与国内外金融企业、机构和组织的密切合作关系，不断拓宽合作领域，加大合作力度。国家电网公司投资的主要领域包括：三峡输变电工程、跨区联网工程、县城电网改造工程和调峰电源等。-135- 据悉，2003年国家电网公司完成售电量10500亿千瓦时，完成跨区互供电量300亿千瓦时，固定资产投资513亿元（未含县城电网改造，其中电网投资442亿元、电源投资36亿元）。2003年全年实现主营业务收入4128亿元，实现利润总额32亿元。国家电网公司将按照现代企业制度的要求，实行规范的公司制改革，完善法人治理结构，全面加强企业经营管理，防范经营风险，不断提高经济效益，实现公司的可持续发展。（二）中国华能集团公司截止到三季度，中国华能集团公司全资、控股电厂完成发电量786.60亿千瓦时，比去年同期增长12.02%；实现销售收入225.08亿元，比去年同期增长10.71%，其中电力产业销售收入200.52亿元，比去年同期增长9.42%，非电产业销售收入24.56亿元，比去年同期增长22.55%；实现利润总额比去年同期增长10.6%，做到时间过半，完成效益过半，为完成全年效益指标打下了坚实的基础。2003年，华能集团在建电力项目规模为795.6万千瓦，其中火电项目294万千瓦，水电项目501.6万千瓦；全年投产114万千瓦。（三）中国南方电网公司经济要发展，电力需先行。今年1～10月，南方五省（区）全社会用电量继续增长，同比增长17.29%。用电量的攀升，折射出五省（区）去年下半年以来的经济持续增长势头，目前仍是丝毫未减。中国南方电网有限责任公司把保证电网安全和电力供应作为重点工作，为满足五省（区）经济发展对电力的需求作出了巨大贡献。公司最新统计表明，1～-135- 10月份南方五省（区）全社会用电量2637.22亿千瓦时，同比增长17.29%。这里有一串引人注目的数字：第一产业、第二产业、第三产业用电量分别为48.18、1882.30、376.08亿千瓦时；其中贡献最大的是工业，用电量为1853.30亿千瓦时，增长速度同比达到17.60%，占南方五省（区）全社会用电增长量的71%；第三产业的贡献率虽不及工业高，但同比增长率不可小视，为25.42%。电量需求增大是国民经济快速增长的信号之一，这从另外一组数据可以得到印证：10月份，南方五省（区）全社会用电量280.12亿千瓦时，同比增长19.82%；而南方五省（区）规模以上工业企业（指全部国有企业和年产品销售收入500万元以上的非国有企业）工业增加值10月份完成649亿元，同比增长20.8%，两者呈明显的正相关关系。而且，今年4～10月，南方五省（区）仅第二产业用电量就已远超过去年同期全社会用电量。种种迹象说明，南方五省（区）电力供应正在保证其经济进入新一轮增长期。（四）中国华电集团公司日前，华电国际公司所属的淄博热电公司4号135MW机组顺利完成“72+24”小时满负荷试运后移交试生产。这标志着华电国际提前近一月圆满完成了840MW的年度新增装机任务。至此，华电国际管理装机容量已达7312MW，比去年增长16%，分别占山东省、华电集团公司总装机容量的24%和26%。今年以来，华电国际抢抓电力体制改革的大好机遇，紧紧依靠华电集团公司和山东省委、省政府的大力支持，坚持以发展为主线，科学决策，规范运作，克服“非典”疫情影响及设备交付滞后等不利因素，积极推行基建“五制”管理经验，保证了工程建设和试运的顺利进行，实现了基建投产“一台机组比一台机组好”的目标。-135- 滕州新源热电公司2×135MW机组分别于3月31日和11月20日顺利移交试生产，这两台机组在安全、工程质量、试运水平、经济指标等方面均达到了国产同类机组较好水平。淄博热电公司2×135MW机组的配套锅炉为目前国内最大容量的循环流化床锅炉，是国际上刚刚兴起的一种新型炉型，具有环保、节能、燃料适应性广等特点。其中3号135MW机组于8月31日移交试生产。试运期间，两台机组的保护、自动、仪表投入率及汽水品质合格率均达到100%，脱硫率、汽机轴振、真空严密性等指标均达到优良标准，实现了锅炉点火、汽机冲转与系统并网的“三个一次成功”。莱城电厂4号300MW机组于5月6日投产发电，比计划提前55天，并且168小时试运后不停机连续安全运行至今，创出了全国同类机组的最高水平，实现了“无缺陷启动、零缺陷交机”的基建管理目标。-135- I市场产品分析一、主要产品生产情况（一）1～11月份全国及各地区发电量单位：万千瓦小时地区产品名称11月份1～11月份累计同比（%）同比（%）全国发电量16236529.00167000000.0015.5015.60北京市发电量129599.001316540.006.50-2.88天津市发电量284595.602908223.0021.1113.14河北省发电量917294.009681371.006.104.77山西省发电量817164.208696703.0014.358.69内蒙发电量618739.305764711.0022.8028.51辽宁省发电量754895.107514320.0012.7011.66吉林省发电量277358.902827593.006.06-2.58黑龙江省发电量469988.504746679.005.703.59上海市发电量529278.106206710.0012.89-2.09江苏省发电量1112639.0011605521.0014.3915.77浙江省发电量826363.908949288.0025.9126.24安徽省发电量474409.904992812.0018.9220.42福建省发电量479300.005636900.0015.349.60江西省发电量284856.502839203.0035.1555.79山东省发电量1228661.0012215936.0012.5315.52河南省发电量890551.608980667.0013.3412.45湖北省发电量712951.006786450.0024.5751.58湖南省发电量426232.404783065.0022.2112.26广东省发电量1570580.0016316271.0018.0721.46广西发电量254328.403098060.0015.811.29海南省发电量50677.51527891.1015.4421.88重庆市发电量165184.301702177.004.9712.57四川省发电量766827.407136062.0014.7428.11-135- 贵州省发电量534200.205812899.0016.3215.06云南省发电量361619.004153132.0014.16-2.40陕西省发电量354021.703691359.0022.0118.03甘肃省发电量364444.403300285.0011.4418.27青海省发电量134853.801178845.00-7.10-17.64宁夏发电量250213.002164928.0036.0768.34新疆发电量194702.001963372.0010.1211.66（二）1～11月份全国及各地区火电发电量全国火电13841586.00139000000.0016.6817.41北京市火电125114.001233383.003.930.03天津市火电284595.602908223.0021.1113.14河北省火电914869.309655178.006.204.82山西省火电793687.008525329.0014.737.55内蒙火电609251.305691379.0023.1527.82辽宁省火电736551.507334900.0012.3710.61吉林省火电246790.202497282.0010.114.78黑龙江省火电458501.504644073.006.802.73上海市火电529278.106206710.0012.89-2.09江苏省火电1110789.0011580756.0014.3216.13浙江省火电653001.606856790.0019.6324.43安徽省火电470609.204877645.0018.8920.55福建省火电419100.003797100.0033.6780.72江西省火电266729.202438699.0047.0289.58山东省火电1228530.0012215042.0012.5315.52河南省火电857789.208805437.0013.4910.06湖北省火电309214.003436659.0020.32-0.76湖南省火电325809.602546851.0049.2966.38广东省火电1231066.0012552213.0013.4227.69广西火电153719.101435213.0031.4315.60海南省火电38792.10418178.2025.2067.89重庆市火电144304.101401206.006.4711.60四川省火电309856.202741745.0021.1327.50贵州省火电404940.103925402.0033.7524.54云南省火电178741.001751153.0023.183.30陕西省火电320589.003285147.0018.119.71-135- 甘肃省火电250336.002446049.0027.7312.25青海省火电58325.50585656.5030.6430.87宁夏火电243420.002098966.0038.1469.98新疆火电167286.201662086.0011.3512.58（三）1～11月份全国及各地区水电发电量全国水电1969613.0023836669.003.240.96北京市水电3078.0060523.0076.30-55.54河北省水电2183.7023296.70-24.03-4.79山西省水电23477.16171374.60-2.0169.51内蒙水电8857.0063262.502.55196.02辽宁省水电16197.00163927.0029.0488.73吉林省水电29918.71323810.90-17.29-38.48黑龙江省水电11487.00102606.00-27.9356.31江苏省水电1850.0024765.0067.89-59.30浙江省水电30699.00769277.30-15.71-49.36安徽省水电3800.70115166.6020.216.29福建省水电59800.001837700.00-10.10-70.84江西省水电18127.25400504.10-9.40-57.00山东省水电26.0088.008.64-7.14河南省水电29154.40150517.005.21178.96湖北省水电403737.003349791.0029.25154.32湖南省水电100420.802236035.001.28-45.38广东省水电68765.921087148.0011.47-33.59广西水电100609.301662847.005.03-14.82海南省水电11791.41108632.90-11.06-35.81重庆市水电20880.23300970.80-1.4619.73四川省水电456760.304392669.0011.1228.54贵州省水电129260.101887498.00-8.49-7.09云南省水电182877.002401979.008.38-7.41陕西省水电33432.78406212.3066.30333.32甘肃省水电113768.40851264.60-18.5233.88青海省水电76528.26593189.00-27.71-35.78宁夏水电6793.0065962.00-7.8525.17新疆水电25332.75285652.804.163.86-135- （四）1～11月份全国及各地区核电发电量浙江省核电142613.901322617.00185.76106.24湖北省核电0.000.000.000.00广东省核电269718.302665915.0050.8120.23四川省核电0.000.000.000.00（五）1～11月份全国及各地区供电量单位：万千瓦小时DZCPMCBYZBYLJZLJZZBYZZ全国供电量16032238.00167000000.0016.0115.39北京市供电量412633.003999066.007.397.73天津市供电量416358.104301752.0020.1016.47河北省供电量1035621.0010640044.0015.0218.53山西省供电量512992.305254715.0014.4617.81内蒙供电量373874.403748137.0026.0525.99辽宁省供电量885736.309174272.0011.163.30吉林省供电量247573.602666104.0010.421.88黑龙江省供电量363147.103750011.008.916.89上海市供电量539523.006194477.0017.4712.57江苏省供电量1081937.0011288045.0022.5323.55浙江省供电量1085262.0011295926.0022.5618.62安徽省供电量398851.804245663.0016.269.24福建省供电量466500.005114000.0018.4317.21江西省供电量232744.002326180.0023.3332.10山东省供电量1188718.0012099719.0010.9114.13河南省供电量882696.909384827.008.9510.61湖北省供电量449454.004936629.0013.338.02湖南省供电量397063.704053678.0017.7430.09广东省供电量1744212.0019347053.0019.5817.86广西供电量384124.504221095.0018.1817.78海南省供电量36579.86370127.9017.5637.92重庆市供电量259580.602715041.0014.2634.63四川省供电量595100.706120102.0013.135.71贵州省供电量401360.204277541.0015.349.66-135- 云南省供电量436331.004878885.0015.846.29陕西省供电量325736.103499562.0017.8617.15甘肃省供电量451360.203421091.0018.5028.70青海省供电量111214.601080257.0014.7416.58宁夏供电量180256.001623455.0018.8041.94新疆供电量135696.001369712.009.5411.88二、主要产品价格变动趋势适当提高燃煤机组上网电价，将全国省级以上电网调度的燃煤机组上网电价一律提高每千瓦时0.7分钱（含税），用以解决2003年、2004年煤炭价格上涨对发电成本增支的影响；规范上网电价管理，国家发改委尚未核定上网电价的新投产机组，上网电价按省级电网上年度平均购电价格执行，已核价机组2004年度及以后发电量超过2003年实际发电量部分，上网电价执行省级电网上年度平均购电价格。以上措施将于明年1月1日起执行。-135- I区域分析一、五省区供电窗口将统一“加强行风建设和优质服务工作是实践‘三个代表’重要思想，对中央负责，为五省（区）服务的具体体现，是巩固和发展电力改革成果的需要，是实现公司自身发展的需要。”近日召开的中国南方电网公司行风建设优质服务电视电话会议提出，要创新服务手段，加强行风建设，发挥窗口作用，把确保电网安全和电力可靠供应作为行风建设和优质服务的关键所在。（一）初步建立大服务的营销体系　　几年来，以服务达标、窗口建设、行风建设、“优质服务年活动”等一系列活动为载体，广东、广西、云南、贵州、海南五省（区）电网企业的优质服务和行风建设取得了良好的效果。各单位不断扩展服务领域，丰富服务内容，客户服务的范围从原来的报装服务，收费服务，扩展到报修服务，咨询信息服务等。近年来，五省（区）电网企业服务手段不断创新，目前，广东、广西、云南和贵州四省区相继开通了统一的“95598”服务电话系统，实现了电力服务由应急型向服务型、多功能的转变，真正架起了客户与供电企业有效沟通的桥梁。“95598”开通一年多来，共受理服务超过400万次，其中广东超过200万次，贵州150多万次。通过实施用电收费“两公开，一监督”，杜绝用户工程“三指定”，农村电费上墙公布等多项措施，五省（区）有效杜绝了“乱收费、乱摊派、乱集资”-135- 的行为。通过清理整顿农村电价，实施城乡用电同网同价等，切实减轻了农民负担。各单位还根据自身的特点和实际，开展了各具特色的服务活动。l广东省广电集团开通客户服务中心信息网站，积极参与110社会救援、开辟大客户绿色服务通道、增设用户设备故障抢修、开辟异地报装等；l广西电力有限公司实施电力光明工程、创三佳劳动竞赛，实行“大客户个性化、中小客户标准化”服务；l云南电力集团有限公司开展“云电彩虹”活动，推行客户代表、首问责任制、零天工程等措施；l贵州省电力公司在重点地区，建立以客户服务为中心的营业新流程，实行大客户个性化服务，调荷避峰，使平均负荷率达90%以上，取得很好效果；l海南省电力有限公司以理顺体制为契机，加强供电营业场所建设，参与110社会救援、设立农村“便民服务箱”等。多样化、个性化的服务满足了客户的不同需求，丰富了电力优质服务的内涵。在近年来的客户服务调查中，各单位满意率均在92%以上，电力服务基本做到了客户满意、政府放心。就在这次电视电话会议召开后，广西电力有限公司旋即举行了“服务广西，诚信广西，政府放心，人民满意”“百千万”优质服务活动启动仪式，推行百支青年服务队进社区、千名共产党员进村屯、满意服务进万家。这正是南方五省（区）行风建设和优质服务已转入常态运行机制、大服务的营销体系初步建立。-135- （二）为用户、为政府、为发电企业服务电网经营企业作为公益性、基础性产业，直接服务于社会各行各业，在当今社会不断进步、经济不断发展、人民生活水平日益提高的情况下，能否让客户用上洁净、价廉、质优、可靠的电力，让客户享受到优质、方便、规范、快捷的服务，是新形势下电力服务的新要求。要高举服务的旗帜，认真贯彻落实国家西部大开发、西电东送战略，使东西部加强融合，互利互惠，协调发展，为五省（区）全面建设小康社会当好“先行官”。厂网分开后，电网企业担负着电网调度、电力交易、电网安全的职责，直接面对广大用户，责任比发电公司更大。中国南方电网公司不仅要为用户服务，为政府排忧解难，而且要为发电企业服务，这是一个新的课题，需要去积极研究探索，包括如何加强信息披露，增加透明度，如何规范并网协议、调度协议和购售电合同，依法坚持公平、公开、公正地调度等。行风建设和优质服务最关键的是确保电网安全和电力可靠供应。8月14日美加大停电事故、8月28日伦敦部分地区及英国东南部发生的停电事故、9月1日马来西亚五个州发生的大面积停电事故，说明电力安全不仅是企业自身的问题，也绝不是单纯经济领域的问题，它对国家的安全、社会的稳定和国民经济的发展至关重要。保证电网安全不仅是党和国家领导人的要求，也是广大用户包括发电企业的呼声，是电网企业为社会服务的根本。-135- 今年南方电网特别是广东是全国供电紧张最严重的地区之一，由于措施充分得力，东西部密切配合，全网一盘棋，科学调配全网资源，确保了电网安全稳定和夏季高峰用电不出问题，这就是最好的优质服务。以推VI为契机规范窗口软硬件建设。中国南方电网公司下一步将加强供电服务硬件建设，为优质服务提供强有力的物质保证。比如说，全面提升营销管理信息系统建设和应用水平，建立客户服务网络系统，扩大网上查询、报装、投诉的覆盖面，推广银电联网，逐步普及银行网点交费；在主要城市逐步建立卫星定位系统，配备装备齐全、设备先进的抢修队伍；建立电力市场信息披露制度等。　　公司系统各单位要抓好制度建设，认真执行南方电网公司下发的各项管理规定，加强优质服务常态运行体制和机制建设，把服务纳入企业战略管理，狠抓落实，确保纠风和行风建设工作取得实效，建设经营型、服务型、一体化、现代化的电网经营企业，不断提高服务水平。要优化营业和服务流程，创新服务机制。要加强与政府和社会各界的沟通，努力提高客户满意度，并建立动态的客户信息管理系统，对所有客户建立信息数据库。逐步实行客户代表制，选拔高素质员工出任客户代表，站在客户的角度上，代表客户办理有关用电问题，强调落实首问责任制。　　同时，要全面兑现优质服务承诺，提高优质服务水平，通过建立客户满意度评价体系，将评价结果作为考核各单位优质服务工作的重要依据；坚持明查与暗访相结合，掌握基层真实情况，内部监督与外部监督相结合，严格责任追究，并加强营销队伍建设，为优质服务提供组织保证。-135- 二、西南水电将成为西部经济发展的重要根源（一）西南水电将成为西部经济发展的重要根源大规模开发中的西南水电在未来的日子里将成为西部经济未来持续发展的主要助推器。在我国西南的大江大河上，近期在建和拟建装机容量超过300万千瓦的巨型水电站达到了10个，加上已建成的二滩电站，这些巨型电站装机总容量相当于5个三峡电站。水能资源富集的西南地区正经历着一个前所未有的水电开发黄金期。西南地区这一系列巨型水电站的建设，将会改变全国电力格局，为经济快速增长的东部地区提供其日益紧张的能源需求，同时，还可以将西南的水能资源优势转换为经济优势，拉动当地的国民经济增长，从而强有力地支持我国国民经济持续发展。西南地区大多是相对贫困的民族地区，民族地区发展的重要途径是把资源优势转化为经济优势。森林、矿产、水电是民族地区三大资源。在国家实施天保工程后，民族地区经济总量和财政收入有所减少。民族地区人才、资金匮乏，交通不便，发展其它产业难以奏效，其经济增长仍主要是靠消费和投资拉动。而兴建大型水电工程，有大量资金投入。按每千瓦时电投资5000元计算，仅雅砻江流域梯级开发就将投入1300亿元左右，整个西南的水电开发的资金投入是相当大的。这些资金投入后，劳动密集型的土建、基础设施建设随之而来，可极大地改善当地交通、通讯、供电等基础条件，拉动第三产业和其它行业，从而有效地发展当地民族地区经济，这比任何单纯的扶贫项目有用得多。-135- 从二滩电站的建设经验来看，开发西南水电对西南各省区国民经济的拉动作用将十分显著。二滩水电站建设期，对攀枝花市ＧＤＰ的贡献率每年约为6.29%，总的工业增加值达69亿元，税收增加值为8.8亿元。位于川西雅砻江上的二滩电站装机330万千瓦，是我国二十世纪建成发电的最大的水电站。在水能资源技术可开发量占全国1／4以上的四川省，水电产业已成为这个省的6大支柱产业之一。云南、贵州等省也将水电产业作为支撑本省经济快速发展的重要产业来培育。西南水电的开发可以促进中国电力资源的优化配置，成为东部发达地区的“能源库”，为这些地区的国民经济持续、稳定发展提供保障。（二）形成这一现象的原因我国地域辽阔，能源分布极不均匀，煤炭资源相对集中在山西、陕西和内蒙西部的“三西”地区，水能资源主要集中在西南和西北，而用电负荷却集中在广东、浙江、上海、江苏等东部发达地区。去年下半年开始，全国有19个省市自治区相继出现了缺电，绝大部分属于东部发达省份，“拉闸限电”频频出现，电力短缺成为东部发达地区乃至我国经济新一轮高速增长周期的“瓶颈”。在中、东部地区，可开发的水能资源已经不多，三峡水电站的建成，为中东部地区提供了强大动力，但仍不能满足东中部地区发展的需求。2010年后，西电东送将是东部地区能源的主要供应来源。我国的国民经济要持续、稳定、健康发展，必须大力开发西南水电，并加快“西电东送”战略实施步伐。“西电东送”战略是我国调整全国电力大格局，在全国范围内实施能源平衡与优化配置的重大举措。-135- 二滩电站建成至今，向重庆、华东地区输送了大量的电，已初步启动“西电东送”工程。而金沙江上总装机容量为1860万千瓦的溪洛渡和向家坝、大渡河上装机容量为330万千瓦的瀑布沟，雅砻江上总装机容量为800万千瓦的锦屏一级和锦屏二级电站都是“西电东送”工程的骨干电源。根据国家电力规划，到2020年，金沙江、雅砻江、大渡河等“三江”流域的水电投产规模将达到5170万千瓦。届时，四川及金沙江的外送装机容量可达3460万千瓦，外送电量1879亿千瓦时，从而成为“西电东送”工程的主角，将西部丰富的水能资源优势转变为经济优势，推动当地水电大开发，带动经济腾飞，同时有力地支持经济快速增长的华东地区，成为我国经济持续发展的助推器。西南的四川、云南、贵州、广西、西藏是水能资源的富集区，在我国规划的12大水电基地中，西南占了7个。其中大部分流域在四川境内的金沙江、雅砻江、大渡河等三大水电基地装机容量分列第一、第三、第五位，装机总容量达12470万千瓦。三、“西电东送”将要缓解东部电荒（一）“西电东送”项目已经全面启动项目总投资预计在5200亿元以上的“西电东送”工程目前已全面启动，这对日益缺电的东部地区来说无疑是雪中送炭，对我国的经济发展必将产生越来越深远的影响。　“西电东送”是我国乃至世界能源开发的浩大工程。“西电东送”建设从2001年至2010年的项目总投资预计在5200亿元以上，这其中还不包括三峡工程1800亿元的动态投资。“西电东送”-135- 工程的开工数量之多是闻所未闻的。根据开发规划，仅“十五”期间，“西电东送”电源项目开工总规模就有5800万千瓦，约占我国目前总装容量的17%。目前已开工的达1800万千瓦。　惠及全国“西电东送”不仅能够解决东部电力供应不足的矛盾，而且可以促使东部地区产业结构的不断升级。对于经济相对落后的西部地区来说，开发电能，实施“西电东送”，通过能源开发带动西部地区开发，是一条效益最好，见效最快的开发之路。“西电东送”不仅实现了东、西双赢，解决了东部的缺电之苦以及避免了发展火电造成的环境问题，使西部开发迅速全面展开，并由于能源开发在西部形成矿产资源开发的产业链，有助于加快西部脱贫和工业化步伐，而且还会对全国的经济发展产生积极的带动效应。水电资源的大规模开发，可以改变我国电力构成中火电占垄断地位的局面，增加水电比重，使电力结构更加合理，更具可持续性，实现经济效益、社会效益和环境效益的协调统一。由过去的向东部运煤变为向东部输电，既可以节约运费，又能缓解西煤东运给铁路运输带来的压力，并减少煤炭运输途中的污染。　为确保“西电东送”顺利进行，我国加大了输电通道的建设力度。国家投资300多亿元，建设三峡输变电工程以及东北与华北、西北与华中、华中与华北、川渝与西北、福建与华东、山东与华北等七大“西电东送”跨区联网工程。目前全线长2950公里的三峡至重庆万州500千伏输电线路、输送能力达180万千瓦的天生桥至广东500千伏直流输电工程已建成投产，内蒙古至北京、天生桥至云南宝峰、贵州至广东、三峡至广东等输电工程也全面启动。　-135- 在加快电网建设的同时，“西电东送”电源点的建设也掀起高潮。天生桥一、二级电站10台机组已全部建成发电，发电容量达178万千瓦。三峡电站首批3台机组已正式并网发电。列入“十五”建设规划的广西龙滩、云南小湾、贵州洪家渡和三板溪以及黄河公伯峡等大中型水电站也进一步加紧推进前期工程。　“西电东送”将形成三条大通道我国西部的水电资源主要集中在长江干支流的金沙江、雅砻江、大渡河、乌江，以及澜沧江和雅鲁藏布江等几条大江大河上，其余分布在红水河、黄河上游和湘鄂水系。（二）“西电东送”形成三大通道根据国家有关部门规划，“西电东送”将形成三条大通道。　北部通道——将黄河上游公伯峡、拉西瓦等水电站的水电和“三　西”（内蒙　古西部、山西、陕西）煤电基地的火电送往京津唐地区。北部通道的火电基地目前正在加紧建设，按照规划，到“十五”期末，内蒙古和山西每年可向京津唐输送333亿度电量，相当于运送1665万吨原煤。山西王曲电厂向山东送电工程顺利完成后，华北与山东电网将实现互联。随着规模的扩大，陕北火电基地也将以交流输电的方式向京津唐和河北南部送电。　中部通道——将三峡和金沙江干支流的水电送往华东地区。中部通道将沿长江展开，可开发20多座水电站。世界上最大的水电工程三峡工程是中部通道的关键工程，三峡工程总装机容量1820万千瓦，年平均发电847亿度。三峡电力将通过15回500千伏电力送出线，主送华中、华东和广东。-135- 在三峡工程附近已建成和在建的水电工程有长江葛洲坝、清江隔河岩、高坝洲、水布垭水电站，预计2020年前共可投产水电总容量2437万千瓦。位于金沙江流域四川、云南交界处的溪洛渡、向家坝电站目前已经立项，这两个工程共计装机1860万千瓦，发电量相当于一个三峡工程。上述工程全部建成后，中部通道将成为世界上输电规模最大、直流线路最密集的输电通道。　南部通道——将贵州乌江、云南澜沧江和广西、云南、贵州三省交界处的南盘江，北盘江，红水河的水电资源以及贵州、云南两省坑口火电厂的电能送往广东。目前，南部通道建设已全面展开，贵州乌江流域水电开发已在2000年启动。乌江渡电厂扩机工程和洪家渡电站计划在2004年和2005年完成。作为西部大开发的十大标志性工程之一的龙滩水电站已正式开工建设。此外，另一重点云南小湾电站于2002年开工。我国西部的一些地区，在经济没有发展起来的时候，有多余的电可以东送，而当经济快速发展时，就会出现电力供应不足。而“西电东送”通道一旦打开，就必须保证持续不断送电。要保持“西电东送”长盛不衰，必须以市场为导向，建立战略性骨干基地，并使骨干基地的电力具有竞争力。“西电东送”战略最大的制约因素在于市场，最终解决的办法也在于市场，坚持市场经济原则，充分利用市场机制是实施“西电东送”的必然选择。四、西北电网有限公司成立统管西北五省区电网的西北电网公司11月6日在西安挂牌成立。-135- 西北电网有限公司是国家电网公司在西北地区投资设立的国有独资有限责任公司，管辖范围包括陕西省、甘肃省、青海省、宁夏回族自治区、新疆维吾尔自治区，所辖面积占全国版图的1／3，是国内覆盖面积最大的区域电网公司，辖区内发电装机容量2500多万千瓦，年发电量超过1000亿千瓦时。该公司主要成员单位有：陕西电力公司、甘肃电力公司、青海电力公司、宁夏电力公司、新疆电力公司、刘家峡水电厂、安康水力发电厂、玛纳斯发电有限责任公司及宝鸡第二发电有限责任公司、宁夏大坝发电厂、宁夏大坝发电有限责任公司三家暂保留并待转让的发电企业，公司注册资本220亿元。西北电网公司成立后，将按照我国电力体制“厂网分开”的要求，重点发展输变电和供电业务，努力打通“西电东送”北通道，实现西北火水电外送；建立西北电力交易中心，培育西北电力市场，建设并逐步完善竞价上网技术支持系统，为形成公平竞争、开放有序的电力市场提供基础条件。-135- I电价政策分析一、《电价改革方案》出台电价改革是电力体制改革的重要组成部分，厂网分开、竞价上网、政府监管等各项改革措施都与电价改革密切相关。它是建立公平、公正、公开的电力市场的关键因素，对建立和培育电力市场、优化电力资源配置具有重要意义。9月上旬，《电价改革方案》终于出台。《电价改革方案》》（国办发[2003]62号文件，以下简称“方案”），从起草到最后出台，历时一年多时间。方案涉及厂网价格分离、上网电价、输配电价、销售电价和电价管理体制五个方面。此次电价改革的主要目标可以概括为：“推进改革，促进发展，整顿秩序，规范管理”。如果说去年底的厂网分离改革因奠定了中国电力工业新的行业格局而成为电力体改的最大手笔，那么，今年的电价改革将因为牵系所有电力企业的命运而成为决定电力体改成败的关键之举。（一）厂网价格分开在去年底实行以厂网分开为主要标志的电力体制改革之后，大部分发电企业从原国家电力公司系统内分离出来，划入五大发电集团公司。因为未实行独立核算，且政府价格主管部门没有审批过上网电价，这些电厂无法在竞价上网前做到正常运行。-135- 为解决这一问题，维持厂网之间利益格局的基本平衡，实现平稳过渡，国家发改委在《电价改革方案》正式出台之前，先期出台了《电力厂网价格分离办法》。该办法按照保本原则，为从电网分离出来的直属电厂核定了临时上网结算电价。临时上网电价，原则上以实施厂网资产分离前一年电厂的发电成本、财务费用、税金和上网电量为基础确定。办法不仅明确了水电厂和其他电厂的上网电价计算公式，而且列出了电网输配电价和平均购电价的计算公式。该办法要求，空壳电厂人工费用，按电厂关停前的发电容量和2001年省级电网经营企业对空壳电厂的人工费用实际补贴额，核定容量电价，由省级电网经营企业补贴2年，2年后取消。由于已有《电力厂网价格分离办法》作为铺垫，因此在《电价改革方案》中仅以短短百字的篇幅对厂网价格分离作出概述。厂网价格分离是形成分环节电价体系的第一步，今年内将制定从电网企业分离出来的直属电厂上网电价，明年初制定国家电网公司和南方电网公司系统保留的电厂上网电价，并在此基础上核定各电网公司的输配电价。（二）上网电价此次电价改革，上网电价成为人们讨论最多的内容，也被视为最大的改革难点。在旧的电价机制下，上网电价由政府定价，按成本补偿，实行保回报、包成本，虽然调动了集资办电的积极性，但也造成发电机组成本的不断攀升。在目前建立竞争性电力市场的大背景下，这一机制已现出明显弊端。-135- 新一轮电价改革，将对上网电价实行两部制构成，即容量电价与电量电价。容量电价由政府制定，依据是发电机组平均投资成本；电量电价由市场竞争形成，可采取全部电量集中竞价上网的模式，也可采取双边交易与集中竞价结合的模式。考虑到各地经济发展的不平衡，也不完全排斥其他竞争方式，如目前浙江电力市场实行的差价合约方式等。实行竞价上网后，常规水、火电企业均参与市场竞争。今后新建和现有具备条件的核电企业也将参与市场竞争。风电、地热等新能源和可再生能源企业目前可暂不参与竞争，其电量由电网企业按政府定价或招标价格优先购买，待条件成熟时再建立竞争性的新能源和可再生能源市场。（三）输配电价在原有体制下，由于没有对输配环节独立定价，电网企业缺乏降低成本的积极性，难以吸引投资，造成电网建设的相对滞后。此次电价改革，首次建立与输配网络业务相适应的独立价格形式。这是适应厂网分开的需要，为实现大用户直购电创造条件，也是为形成科学合理的销售电价奠定基础。对电网经营企业来说，这一电价无疑是今后生存发展的"生命线"。鉴于输配电网经营的自然垄断特性，输配电价将由政府进行监管，由政府价格主管部门按"合理成本、合理盈利、依法计税、公平负担"原则制定。尽管方向性目标强调的是激励作用，但具体步骤是渐进式的：厂网分开时输配电价按平均售电价格扣减平均购电价格确定，发电侧竞价上网实施后，逐步向"成本加收益"方式过渡。-135- 其中，电网运营成本将按社会平均水平确定；投资收益以电网企业有效资产和市场筹资成本为基础确定。据悉，国家发改委已组织制定《输配电价管理暂行办法》、《输配电价格成本审核暂行办法》，并提交全国电价工作会议讨论。输配电价格分为共用网络服务价格、专项服务价格和辅助服务价格三类。共用网络服务价格将按电压等级制定，反映系统的成本耗费。专项服务价格分为电厂接入价、专用输电工程服务价和联网价，分别按成本来确定。辅助服务将实行有偿提供。制定输配电价难点在分析评估电网企业的生产经营现状和盈利能力，既要客观真实，又要有利于未来发展。电网企业目前面临较大的经营压力，如城乡电网改造带来的巨额还本付息和成本增支负担，电力建设基金、贴费政策取消后电网建设资本金缺乏等，但同时在一定程度上也存在经营粗放、管理松弛等问题，仍有较大的降低成本的空间。他指出，当前要重点做好各电网实际输配电价的测算工作，同时按成本加收益办法测算电网合理的输配电价水平。（四）销售电价原有的销售电价由政府确定，分类繁杂，交叉补贴普遍存在，难以反映用户的真实成本和需求。此轮电价改革，将对这一状况作出重大调整，使其科学化、规范化。作为电力的终端环节，销售电价的改革方向是实现所有消费者都能够有自由选择权，将价格的调节权交给市场。-135- 销售电价改革也采取分步实施的方式，过渡期仍由政府管制，但销售电价的分类将进行调整。国外在放开售电价格前，基本都是按用户的负荷特性和电压等级分类，而我国的此次电价改革充分考虑了国情，在按负荷特性和电压等级分类的同时，单列了农业和居民用电两类价格。对这两类价格，将进行定期校核和调整，但将尽量保持稳定。除农业、居民用电两类价格外，其他价格都将与上网电价实行联动，使发电市场的价格变化情况能够及时传递给消费者。同时，还将推行峰谷电价、季节电价、高可靠性电价、可中断电价等措施，发挥价格的杠杆作用，调整用电结构，促进电力的合理消费。此次电价改革是建国以来电价改革力度最大、利益调整最多的一次。面对多年来被形容为"剪不断理还乱"的电价，此次电价改革能否成功跨越一道道障碍，人们正拭目以待。二、合理电价机制是蓄能电站的发展关键（一）蓄能电站的调峰特性和发展中存在的主要问题电力产品是产、供、销同时完成的，电能不能储存，因此电力系统中电能的平衡基本上是靠发电侧机组调峰来完成。而抽水蓄能电站是电力系统中惟一既能调峰、又能填谷的调峰电源，比常规水电机组或燃气轮机组等更具有良好的双重调峰效应，特别其填谷作用，可节省火电机组起停和降低出力运行的额外燃料消耗，还可以减少，大电机组开停机次数，使核电站平稳运行，延长火电和核电机组的运行寿命，减少机组检修次数和检修费用。同时，蓄能电站还具有调频、调相、负荷调整和电网事故启动备用等重要作用。因此，在我国以火电煤矿为主的大电网中，发展蓄能电站是非常急需的。-135- 从经济角度看，蓄能电站良好的调峰特性是耗用低成本的4千瓦时低谷电量，高峰时发出高价值的3千瓦时高峰电量，仅从电量平衡看还要多耗1千瓦时，但在市场化的发达国家中，因为具有符合市场规律的电价机制，使得高峰和低谷电价的价差在8～10倍，从而确保了蓄能电站的经济效益。这就是电力发达国家的电力系统对发展蓄能电站的经济支持。但在我国，因为尚未建立起符合市场经济规律的电价机制，电价峰谷差值倍数太小，不能体现调蜂的经济效益。因此，蓄能电站的效益差，无还本付息能力，不能吸引投资，要想从根本上解决上述问题，就必须尽快建立符合市场规律的电价机制，支持蓄能电站的建设和运营，这也是电力体制改革中的关键环节。（二）必须按电能的市场价值规律制定峰谷分时电价应大力全面推广峰谷分时电价，用市场机制。和经济手段解决高峰电力紧缺、低谷降负荷困难的问题，充分发挥电价在电力资源配置中的杠杆作用。我国现行峰谷价差不到3倍，尤其在发电侧没有全面推广。按照本地现行电厂上网电价测算，在高峰电价比低谷电价高出了倍时，火电煤机和蓄能电站效益基本持平（假定两种机组单位造价相同）。考虑到—般情况下，蓄能电站的建设周期长，主要机电设备和关键技术现阶段要靠进口，致使造价偏高，因此在我国电价改革中峰谷分时电价差应该尽快提高调整到8倍以上。针对蓄能电站的调频，调峰和电网事故启动备用等作用，也应按照市场价值规律制定相应的价格给予经济补偿。-135- 上述建议是指在一部制电价情况下，如果我国在近期实行两部制电价，在给予调峰机组合理的容量电价情况下，可根据调峰机组的特殊性制定相应的电量电价。总之，只有确保电力系统中调峰机组的经济效益，才能吸引蓄能电站的建设投资，支持和鼓励蓄能电站的建设和运营，切实采用经济手段从根本上解决我国电网的调峰难题。关于蓄能电站低谷电价的核定，从理论上讲，蓄能电站耗用低谷电量是帮助火电煤机和核电机组低负荷稳定运行，降低消耗和费用，延长机组寿命的；但是从市场角度考虑，毕竟在低谷发电的机组也要发生发电成本，因此蓄能电站在低谷的用电电价核定应根据电网中火电机组的发电成本加税收制定（火电机组的盈利时段应该是在高峰和平峰时段）。按成本核定低谷电价的目的，一是引导火电煤机在低谷时段尽量降低负荷少发电；二是同时让利给调峰的蓄能机组和鼓励用户多用低谷电量，用经济手段从需求侧方面填谷削峰，从发电、用电两方面双管齐下缩小电网的峰谷差值。（三）改革峰谷电量的统计计量和电价核算方法为厂鼓励发电侧各类机组共同参与调峰，当务之急就是加大峰谷电价倍数，但核定实行这个高峰电价的电量不是对高峰时段发电机组的所有发电量，而是高峰时段比低谷时段增发的电量，为了与原高峰电量区别，可将其称之为尖峰电量。同时，要对发电峰谷电量的统计和电价核箅做相应的改革，在统计核算中引入尖峰电量和尖峰电价指标。尖峰电量等于高峰电量减去低谷电量，或者说是高峰负荷减去低谷负荷乘于高峰时段。-135- 例如，一台10万千瓦的火电煤机低谷时负荷压到7万千瓦，高峰时提高到10万千瓦，尖峰电量只有24万千瓦时（峰谷负荷差3万千瓦乘高峰时段8／小时）。而10万千瓦的蓄能机组，低谷时未发电，高峰满负荷发电，则尖峰电量是80万千瓦时（10万千瓦乘8小时）。上述尖峰电量乘高价差的尖峰电价，才可以确保调峰的蓄能电站与带基本负荷的火电煤机等发电机组具有相同平台的竞争地位，确保其有一定的经济效益，增强蓄能电站自主经营和自我发展的能力。（四）蓄能电站的管理模式由于蓄能电站的特性是服务于电网的调峰电厂，对电网安全稳定经济运行具有特殊的实质性的调控作用，特别那些由电网投资建设的蓄能电站，应采用电网—体化经营方式。含有多种投资成分的蓄能电站，宜采用电网租赁经营的模式，在电网统一经营核算管理的前提下，方能制定相应的内部结算电价方式，或进行费用补偿的过渡方式，保证蓄能电站的运营和生存。按照我国电力体制改革方向，实行厂网分开、竞价上网的步骤，电价的改革结果必定是出台符合市场价值规律的忠价机制。一旦确立合理电价机制，蓄能电站就应转变为电网直接管理下的调峰电厂独立经营模式：一方面根据电网调峰的需要确保电网的稳定运行，满足不断增长的国民经济和人民生活高峰用电的需要，-135- 一方面按独立发电公司运作，实行按市场价值规律制定的峰谷分时电价，在竞争的电力市场中获得良好的经济效益，使其对内形成具有自负盈亏、自我发展的运营机制，对外形成鼓励吸引投资、风险自担的良性循环的投资机制，并能从市场上吸引多种投资成分，促进自身的发展。因此，尽快建立符合市场规律的电价机制，是发展蓄能电站的必由之路。三、发改委通知调整电价明年火电电价要涨了。国电电力（600795）一纸公告透露的这个信息，无疑是众多以火力发电为主的电力公司在圣诞节收到的最好的一份礼物。国电电力今日发布公告称，该公司接到中国国电集团公司转发的国家发展和改革委员会《关于调整电价的通知》。《通知》的主要内容为：适当提高燃煤机组上网电价，将全国省级以上电网调度的燃煤机组上网电价一律提高每千瓦时0.7分钱（含税），用以解决2003年、2004年煤炭价格上涨对发电成本增支的影响；规范上网电价管理，国家发改委尚未核定上网电价的新投产机组，上网电价按省级电网上年度平均购电价格执行，已核价机组2004年度及以后发电量超过2003年实际发电量部分，上网电价执行省级电网上年度平均购电价格。以上措施将于明年1月1日起执行。2000年以来，全国平均煤炭价格涨幅超过20%，合同电煤价格在国家统一控制下从每吨166元涨到171元，涨幅只有3%，但是电煤的市场价格实际已经超过200元，而同期全国范围内电价却经历了一次普遍下调，发电企业受到电价下调和电煤涨价的双重压力。今年入冬后，全国大范围的缺电现象愈演愈烈，-135- 许多地区电煤涨价更是火上浇油。一方面电力供应频频告急，另一方面占全国发电能力70%以上的火电发电成本却不断攀高。因此，发电企业要求上调电价的呼声很高。而在不久前，四川省宣布，从今年12月1日开始，枯水期烟煤价格每吨上浮5元，除居民用电和农业用电以外的电价相应上调2厘9。四川实行电煤价格联动，已经发出了电价要上涨的信号。基于紧张的电力市场供需现状以及煤价上涨的现实，电价上涨已成必然。发改委上调电价的决定正是顺势而为。虽然电价上调并不能完全弥补发电成本的增加，但足以成为火电公司的一个重大利好因素。-135- I银行同业信息分析一、建行投入西电东送信贷100亿贵州省建设银行日前与华电集团贵州公司、贵州乌江水电开发公司签订银企合作协议，承诺提供100亿元信贷支持，用于华电和乌江公司一系列电站项目建设。100亿元信贷支持主要为在乌江流域梯级开发水电项目建设、“西电东送”火电项目提供各项金融服务。其中，投入“西电东送”标志性项目构皮滩水电站贷款为18亿。此外，思林、沙沱水电站，大方、大龙、头步发电厂等也在信贷支持之列。贵州省去年向广东送电36亿千瓦时，比上年增长了两倍以上。今年以来向省外送电保持快速增长。作为我国首家流域梯级滚动开发公司的乌江水电开发公司将在12年内完成乌江干流贵州境梯级电站开发，届时总装机容量将达850万千瓦。二、亚行和电监会投入70万美元制定中国电力定价战略亚洲开发银行近日批准援助50万美元的赠款、国家电监会将提供相当于20万美元的物质、服务，双方将投入整整一年的时间，酝酿中国电力定价战略，从而最大程度地发挥和利用中国的发电能力。该技术援助项目将研究同电力资费安排和法规相关的关键问题，包括电价支付能力和对环境的影响。同时研究制订一个政策和法规框架，来消除电价改革的障碍，并分析补贴和交叉补贴的问题。-135- 我国当前的电力资费结构比较复杂，没有充分反映出电力供给的成本结构，也不能促使用电方节约用电。在非用电高峰时段，消费者支付的电价比供电成本高，而在高峰时段，电价却比供电成本低。这种一刀切的电价不能够提供有效的刺激，让消费者避免在高峰时段用电。同时，工业用户支付的电价比供电成本高，这对城镇居民和农村用电是有效的补贴，后者支付的电价比供电成本要低。该技术援助项目将协助设计一个透明的体制，使输电、配电和用电价格同中国电力系统在其他方面的改革能够协调一致。该项目的目标是重新划分电力消费者类型，并优化零售电价结构。在制订定价战略时将考虑怎样才能最好地逐步淘汰交叉补贴和由政府向低收人群体提供适当的直接补贴。截至目前，亚行已经向我国的能源领域提供了25.3亿美元的资金，用于支持开发更清洁的能源和现代技术来减少以煤为燃料的热电厂产生的排放物。三、农业银行电力投资情况（一）农行提供200亿贷款支持贵州西电东送项目建设在今后数年内，中国农业银行将向贵州两家电力企业提供200亿元贷款，支持贵州西电东送项目建设。中国农业银行与中国华电集团贵州公司和贵州金元电力投资股份有限公司，25日在贵阳签订信贷合作协议。根据协议，在今后数年内，农业银行将向这两家电力企业分别提供不低于100亿元的贷款，以支持这两家公司的项目建设和满足其生产流动资金的需要。-135- 在此以前，这家银行已累计向贵州电力行业发放贷款132亿元，这些贷款已用于支持这个省洪家渡、引子渡等一批“西电东送”电源项目和输变电项目的建设。贵州水能和煤炭资源都比较丰富，国家西电东送工程实施后，这个省首批开工的洪家渡、引子渡、纳雍电厂、黔北电厂等“四水四火”8个电源项目，到目前为止累计已有229万千瓦的新机组投产。“十五”期间，贵州电力项目总投资预计将超过500亿元，新增电力装机容量将超过800万千瓦。中国华电集团贵州公司是国家电力体制改革后，华电集团以贵州乌江水电开发有限责任公司为依托组建的分支机构。根据双方签订的协议，中国农业银行今后数年内向华电集团贵州公司和乌江水电开发有限责任公司提供的的信用额度，主要用于乌江干流上总装机容量300万千瓦的构皮滩水电站和思林、沙沱等下游电站的开发及总装机60万千瓦的贵州大龙火电厂的扩建。贵州金元电力投资股份有限公司是国家西电东送工程实施后，贵州省委、省政府为落实贵州“西电东送”项目法人和项目资本金，实现投资主体多元化而批准设立的股份制企业，截止到今年6月份，公司系统已建成投产的发电装机容量为224万千瓦，公司总资产规模116.3亿元，预计今年公司可实现销售收入255亿元以上。中国农业银行此次向贵州金元公司提供的信用额度，将主要用于金元公司纳雍发电二厂、发耳电厂等新建电源项目及与之配套的煤矿的建设。（二）农行百亿资金投向民营水电项目中国农业银行云南分行日前与华睿集团在京签署了银企合作协议，该行将提供100亿元贷款支持华睿集团投资开发水电项目。-135- 这是迄今单个国有银行与民营企业最大的一笔金融合作。华睿集团是以投资开发绿色能源为主业的民营股份制企业，目前是国内能源领域规模较大、实力较强的民营企业。四、长江电力获33.5亿银团贷款并获国开行50亿元借款中国长江电力股份有限公司15日正式获得由我国跨地区10家金融机构共同提供的银团贷款，贷款总额达33.5亿元。这些资金将主要用于收购三峡首批投产的发电机组。按照国务院批准的中国长江三峡工程开发总公司改制方案，中国长江电力股份有限公司作为其唯一经营电力生产的控股子公司，将逐步收购投产的三峡发电机组。收购资金除通过资本市场直接融资外，还将得到多家金融机构的融资支持。本次银团贷款由中国建设银行作为牵头行，银团成员贷款份额分别为中国建设银行20亿元、三峡财务有限责任公司3亿元、中国工商银行3亿元、中国民生银行2亿元、中国农业银行1亿元、中国银行1亿元、交通银行1亿元、中信实业银行1亿元、招商银行1亿元、广东发展银行5000万元。中国长江电力股份有限公司15日还和国家开发银行在武汉签署了50亿元借款合同，也用于收购今年投产的三峡机组。五、工行与中电投集团签30亿企业债券担保协议中国工商银行4日在其公司网站上公布，该银行与中国电力投资集团公司日前签订了30亿元企业债券担保协议，这是双方继签署了《战略合作协议》后的一项重要合作业务。-135- 中电投作为国家电力新组建的5大发电公司之一，可控装机容量达2991万千瓦，拥有中电国际股份公司、漳泽电力股份公司等上市电力企业。本次中电投30亿元企业债券资金将主要用于洪江水电站、碗米坡水电站、公伯峡水电站和三板溪水电站等水电项目建设。-135- I四季度电力行业情况分析一、龙滩电站建设情况分析龙滩水电工程规划总装机容量630万千瓦，安装9台70万千瓦的水轮发电机组，年均发电量187亿千瓦时。一期工程于2001年7月1日正式开工，2003年11月实现截流，2006年11月下闸蓄水，2007年7月第一台机组发电，2009年12月工程全部完工。（一）龙滩电站的项目历程龙滩水电工程规划设计始于20世纪50年代中期，而进入实质性操作始于改革开放之后。1981年11月，国务院批准了红水河综合利用规划报告，同意包括上游南盘江和下游黔江大藤峡全长1050千米，总落差756.6米的河段上，规划建设天生桥一级、天生桥二级、平班、龙滩、岩滩、大化、百龙滩、乐滩、桥巩和大藤峡在内的10座梯级水电站，并确认龙滩水电站是红水河梯级开发中的关键性骨干工程。专家们把其喻为龙头电站。1985年5月，《龙滩水电站开发可行性研究报告》通过国家计委的审批。1990年8月，原国家能源部批复了《龙滩水电站初步设计报告》。1993年，国家计委将其列入电力基建大型预备项目。2001年4月12日，国家计委批准了龙滩水电工程可行性研究报告。经国务院第104次总理办公会批准，2001年6月27日，国家计委以[2001]1122号文批准龙滩水电工程开工。-135- 到2001年7月1日龙滩主体工程开工前，龙滩公司完成81千米对外二级公路（南丹县－龙滩大桥二级公路）、跨红水河312米大桥等工程及部分供电线路、临时建房工程。2000年9月，麻村砂石加工系统开工建设。随之，26项临建项目相继开工。（二）开发龙滩电站的有利因素龙滩水电工程是广西水力资源"富矿"红水河梯级综合开发的巨型龙头工程；是红水河流域调节性能最好、综合效益最大、工程经济指标最优越的战略性骨干工程之一；是洪灾频发的西江和珠江三角洲地区防洪不可替代的工程；是沟通黔、桂两省（区）沿海航运的关键工程；是全国调整能源结构，实现"西电东送"的战略工程；是把中西部地区的资源优势变为经济优势，拉动广东、广西、贵州社会经济发展的重要工程。1.电力市场前景广阔这几年，广东电力供应已出现短缺，除已落实的"西电东送"的电力外，还需开工并投产一定量的后续电源项目，才能满足不断增长的电力需求。按照规划，龙滩建成后，巨额电量除充分满足广西的用电需求外，50%的电能将送往广东，为广东“十一五”期间提供稳定的电力和清洁的能源，带来东西部资源优化配置、环保优势互补和经济可持续发展的“多赢”面。龙滩水电一期工程投资中有20%的资本金48.6亿元和80%的贷款194.4亿元。工程在满足全部投资财产收益率8%后，经营期测算的上网电价仅为每千瓦时0.196元（计入增值税后，上网电价为每千瓦时0.229元），项目经济评价指标非常优越，具有很强的市场竞争力。虽然龙滩投产发电还早，进程中不可能一帆风顺，但从目前经济走势来看，其未来市场前景是相当好的。-135- 2.拉动地方经济增长按2000年价格水平测算，龙滩水电一期工程静态投资为203.7亿元，动态投资为243亿元，是新中国成立以来广西投资最大的项目，它带给广西的效益是巨大的。最直观的收益是工程建设给当地带来巨额的建安营业税。据统计，建设期间，天峨县仅收取的建安营业税就达2～3亿元。更重要的是建设大型工程可以带动全盘经济，龙滩水电工程的巨额投资将直接拉动广西经济发展。据专家估算，龙滩水电工程243亿元的投入可带动国民需求800亿元以上。据了解，整个龙滩工程需水泥130万吨、钢材15万吨、1万吨炸药和大批其他建设物资，建设所用钢筋、水泥、炸药、砂石、油料和部分施工机具等大量材料设备均来自广西，这给广西带来的效益是非常可观的。粗略计算，龙滩工程在当地直接耗资60亿元左右。据统计，龙滩水电站建设期间对广西国民生产总产值的贡献率为2.39%。龙滩工程全部机组投运当年对广西全区国民经济的拉动作用将达到8.3%。龙滩水电工程还直接带动天峨县的财政收入。天峨县县长黎丽介绍，2001年，龙滩主体工程开工时，天峨县财政收入5600多万元，经济增长率37.1%，其中龙滩电工程投资拉动经济增长就达28.4个百分点，对经济增长的贡献率为76.5%。3.发电效益显著-135- 龙滩水电工程建成后，可从根本上改善广西电源结构，使红水河流域水电的总体调节能力从不完全季调节转为年调节。按蓄水位400米计算，龙滩水电工程蓄水调节后，龙滩以下的岩滩、大化、百龙滩、乐滩、桥巩、大藤峡6级电站的总保证出力由138.79万千瓦提高到246.54万千瓦，增长幅度为77.64%；总电量由213亿千瓦时提高到250亿千瓦时，增长幅度为17.4%。龙滩以下梯级的总枯水期电量由33.87%提高到43%。龙滩水电工程建设带来的下游电站发电收益，是以数十亿元计的。4.防洪航运效益巨大龙滩水库是西江防洪的战略性工程，承担西江中下游地区防洪任务，总防护人口达1200万人，保护耕地700万亩。若按龙滩水电工程蓄水位400米计算，龙滩水库总库容273亿立方米，防洪库容可达70亿立方米。每秒可拦蓄8500立方米，加上下游的岩滩，每秒可拦蓄1万立方米以上。据珠江水利委员会的研究论证，如重现1994年特大洪水，经龙滩水电工程水库的调蓄可减少淹没耕地100万亩，减少淹没人口304万，可减少淹没损失259亿元。广西境内红水河有300多处险滩，全长659千米河道近8成不能通航。大坝建成后，水库将淹没龙滩坝址以上200多处险滩，使库区干流以上约250千米范围内形成深水航道。枢纽设置升船设备可实现红水河全面通航，并确保500吨级船直达广州。红水河因此成为沟通黔、桂、粤三省（区）通江达海的黄金航道，为黔、桂两省（区）煤炭及其他矿产资源外运开辟新通道，其运力相当于一条南昆铁路。5.环保效益突出龙滩水电工程投产后，每年可以减少燃料消耗折合标煤约720万吨，减少二氧化碳、二氧化硫等大气污染物的排放。通过"西电东送"，对于环境保护压力日渐增加的华南地区意义不言而喻。-135- 同时龙滩水库将形成约360平方公里宽阔平静的湖面，大大消减沿岸工农业生产、群众生活所造成的有机污染，枯水期水库调节可明显改善中下游河流的水质，减轻和防止水污染。红水河是典型的多泥砂河流，龙滩坝址多年平均输砂量达5240万吨，经水库削减沉积，年出库砂量降至1500万吨，每年减少输砂量3740万吨，可显著减少水土流失。（三）龙滩水电工程成功截流11月6日上午，中国在大西南的峻岭峡谷间成功地截断了红水河，使西电东送战略性项目——龙滩水电工程的建设迈出了具有里程碑意义的一步。珠江上游的红水河是中国重要的水电基地，水流湍急，落差集中，平均年径流量517亿立方米，相当于黄河全流域年径流总量。在其中长1050公里、总落差756.6米的河段上，规划建设10座梯级水电站，其中规划装机容量630万千瓦的龙滩水电站是最大的一座。上午9时30分，广西壮族自治区西北部距天峨县城15公里的红水河畔，薄雾缭绕，载重汽车排成长龙，在两条相距600米的上游和下游两个土石围堰上发出隆隆的轰鸣声，从两岸向30米宽的龙口进发，土石料和铅丝石笼不断被抛入龙口，在褐红色的水流中溅起巨大的浪花。随着龙口越来越窄，水流愈加急速，施工人员果断加大铅丝石笼和大块石料的抛投，确保堤头进占稳步推进，10时23分，龙口顺利合龙。顿时炮火齐鸣，欢呼声在峡谷间沸腾，锣鼓声响彻云霄。这标志着龙滩水电站的大坝浇筑拉开了序幕，设计高度192米（远期216.5-135- 米）的龙滩大坝，将是世界最高的碾压混凝土重力坝，它将产生巨大的库容，使这座特大型水电工程在西电东送战略中，彰显发电和防洪的巨大作用。龙滩水电站的建设，对于开发西南水电资源，促进贵州、广西两省区经济发展，加强东西部合作，提高南方电网“西电东送”通道的输送容量和安全稳定运行水平，减轻红水河下游及西江流域的洪水威胁，改善通航条件，都有着十分重要的意义。龙滩水电工程对国家西部大开发战略的实施，加强对大江大河的综合开发与治理、促进西部地区社会经济的可持续发展有重大意义，也是西南地区继南昆铁路之后又一项开发式扶贫工程。龙滩水电站是按现代企业制度建设、运营的水电站，概算总投资243亿元，主体工程于2001年7月开工建设，计划2007年7月第一台机组发电，2009年12月全部建成。龙滩工程是中国自力更生建设的又一座特大型水电工程，由中国自行设计、投资和建造。工程截流后，建设者将采用自主开发的新技术挑战世界级的筑坝难题——包括特殊气候下的碾压混凝土快速施工技术和大坝防渗技术。二、秦山核电站全面建成10月23日，我国首座商用重水堆核电站——秦山三期核电站全面建成庆祝大会在浙江秦山召开。秦山三期核电站工程是国家“九五”重点工程，它采用加拿大成熟的坎杜6重水堆核电技术，建造两台70万千瓦级核电机组，设计寿命为40年，总投资28亿美元，工程造价比国家批准的概算节约10%。-135- 工程由中国核工业集团公司、中国电力投资集团公司、浙江省电力开发公司、申能（集团）有限公司和江苏省国信资产管理集团有限公司共同投资建设。秦山第三核电有限公司是该工程的业主单位。秦山三期核电站是迄今为止中加两国间最大的合作项目，它的建成是两国经贸合作史上的重要里程碑。经过双方共同努力，项目建设取得圆满成功，工程技术实现新的突破。去年年底和今年7月，两台机组先后投入商业运行，为缓解我国华东地区电力紧张状况发挥了积极作用。克雷蒂安表示，秦山三期核电站的建设成功，是加中两国工程技术人员共同努力的结果，标志着两国在能源领域的合作迈上了新台阶，加拿大政府对此表示热烈祝贺。秦山三期核电站I号机组于2002年11月19日首次并网发电，并于2002年12月31日投入商业运行，比中加主合同规定的55个月建设工期提前了43天。2号机组于2003年6月12日首次并网发电，并于2003年7月24日投入商业运行，比中加主合同规定的进度提前了112天，创造了国际重水堆核电机组建设周期最短的纪录。秦山三期核电站两台机组年发电近100亿千瓦时，将为缓解中国华东地区电力供应紧张局面发挥有效作用。截至10月23日0时，两台机组累计发电61.6亿千瓦时。专家认为，与国际同类核电站相比，秦山三期核电站工程在设计上的技术性能、安全水平和经济指标，均达到了最好水平。在工程建设中，秦山三期核电站工程实现了国际水准的工程建造自主化、调试自主化、生产准备自主化、运营管理自主化，在工程管理上与国际接轨，实现了程序化和信息化，对我国核电发展和实现与国际接轨的规范化管理做出了重大贡献。-135- 我国目前已建成的核电机组已有8台共610万千瓦，此外还有3台共260万千瓦核电机组正在建设中。到2020年，我国核电装机容量将达到3200万千瓦。届时，我国将实现自主设计建造国际先进水平核电站的目标。-135- I四季度电力企业情况分析一、中电投集团公司正式加入亚太电协2003年10月30日，中电投集团公司以企业会员身份正式加入东亚及西太平洋电力工业协会（亚太电协）。这是中电投集团公司组建以来首次加入大型国际电力行业组织。亚太电协是东亚及西太平洋地区最大规模的电力工业国际组织。该协会每两年举办一次亚太电协大会，致力于促进各成员单位及本地区电力工业的发展，通过组织主旨发言与技术交流等活动，为所有参与者提供合作与交流的极好机遇和场合。二、中国大唐集团投资情况分析（一）大唐集团北京大唐发电积极参与云电开发中国大唐集团公司和北京大唐发电股份有限公司看好云南作为“西电东送”的南通道，将投资重点放在云南，正抓紧筹划在我省设立云南代表处及分公司以加快云电开发。目前其子公司北京大唐发电股份有限公司在云南在建水电项目3个，装机容量为670ＭＷ；拟建火电项目1个，装机容量1200ＭＷ；拟建水电项目6个，装机容量为1320ＭＷ。项目预计总投资187.41亿元，装机总容量为3190ＭＷ，年发电量约151亿千瓦时。中国大唐集团公司是经国务院批准在原国家电力公司部分企事业单位基础上组建的特大型电力企业，是中央直接管理的国有独资公司，注册资本金120亿元人民币，可控资产721亿元人民币，所属成员单位-135- 94个。其子公司北京大唐发电是一家中外合资股份有限公司，并于1997年分别在香港及伦敦上市，筹集资金约37亿元人民币，是第一家在香港上市的国内电力企业，第一家在伦敦上市的中国企业。至2002年底，北京大唐发电注册资本为51.63亿元人民币，全资拥有4座发电厂及控股10个发电公司。云南是电力资源大省，大唐则是资金、技术雄厚的企业，双方加强合作开发云电，有利于云南变资源优势为经济优势，也有助于大唐电力企业的做大做强。据悉，北京大唐发电于2002年10月在昆明签订了控股参与我省李仙江水电项目、马鹿塘水电项目、那兰水电开发等项目，总投资约100亿元。到目前为止，那兰水电站、崖羊山水电站等已开工建设。火电项目的开远电厂前期准备工作已全面展开，年内即将动工。（二）大唐公司将加大在吉林省投资吉林电力建设依据国家电力改革的相关政策需要从结构上进行调整。吉林省政府对大唐集团在吉林省的投资将一如既往地给予积极支持。大唐集团公司经国务院授权，管理吉林省投资的七个火力发电厂的资产。三、华能集团巨资收购澳大利亚发电公司半数股权中国华能集团公司16日在布里斯班宣布，该集团以二点二七亿美元（约合三亿多澳元）成功竞标收购拥有澳大利亚昆士兰州两大发电厂权益的奥丝电力公司百分之五十的股权。-135- 这一收购行动是中国国家主席胡锦涛今年十月份访问澳大利亚以来，中国在澳大利亚签订的第一个重要经济合作项目，也标志着中国华能集团公司实施“走出去”战略迈出了实质性的第一步。此次收购是华能集团在海外的首次重大投资，交易双方已于16日在布里斯班正式签署了买卖协议。中国华能集团公司是中国一家以发电为主的大型电力集团，拥有全资、控股的运行电厂容量约为三千一百万千瓦，新开发和在建项目机组容量约为一千万千瓦，是在纽约、香港、上海三地上市的华能国际电力股份公司的母公司。在获悉美国国际电力公司以竞标的方式出售奥丝电力公司股权的信息后，华能集团组成了专门的项目收购小组，聘请国际著名的投资银行为财务顾问，按照国际惯例参加竞标收购。美国国际电力公司是由英荷壳牌石油公司和美国贝泰工程公司投资设立的，在全球十多个国家和地区开发了一千六百二十万千瓦的发电机组，在中国投资了福建梅洲湾电厂。奥丝电力公司是美国国际电力公司的全资子公司，拥有昆士兰州M电厂百分之五十三点七的股份，并负责该电厂的运营，同时还拥有该州C电厂百分之五十的股份。这两家电厂是澳大利亚现代化的燃煤电厂，总装机容量一百八十万千瓦，分别装有两台四十四万千瓦超临界空冷燃煤机组和两台四十六万千瓦超临界水冷燃煤机组，分别于二00一年十一月和今年二月投入商业运行。它们使用先进的降低排放的技术，是目前澳大利亚电力市场中成本最低的电厂之一。华能集团还与美国国际电力公司就另一重要交易文件——-135- 股东协议达成了一致。该协议规定，华能作为新的股东将派遣高级经营管理人员参与奥丝电力公司的日常经营活动。华能丰富的发电资产运营经验，在今后与国际电力的长期合作中，将为奥丝电力的未来发展作出贡献。-135- I四季度电力市场建设情况分析一、电力市场建立的必要条件（一）正确认识建立电力市场的目的电力市场的建立、培育、发展是必然的。实行市场经济的国家，无论是政府还是用户，必将对建立电力市场更为关注，提出更为强烈的要求，电力垄断经营也必将冲破。建立电力市场，最重要的、根本的目的是建立一种机制、一种打破垄断、引入竞争的市场机制。以提高电力行业管理效率和服务质量，为国民经济的可持续发展提供可靠高效、成本低廉的清洁能源。为了建立市场而建立市场是盲目的，为了降低电价而建立市场则不是理性的市场。（二）努力创造建立电力市场的环境电力市场的建立不是一蹴而就的，有其必要条件，需要不断地创建这种环境，就湖北而言，先要作好以下几项工作。1.落实政企分开，减少行政性操作政企不分、高度垄断，是与电力市场的运行机制相违背的，因此，建立电力市场，首先要落实在“政企分开、打破垄断”这八个字上。目前，湖北省在省这一层面上已在进行改革，撤消省电力工业局，行政职能移交给省经贸委，市、县一级行政职能也即将由市、县经贸委承担。而企业的管理职能应由各电力企业独立承担，全行业的管理职能应逐渐由行业协会这样的中介组织承担。-135- 但鉴于我国电力行业长期的封闭型管理体制和垄断的经营方式，行政性操作还会继续一段时间。行政性操作是指动用行政化的手段进行市场运作，它是计划经济的产物，是行政干预的变种，它可以使市场失去应有的平衡。迄今为止，电量分配、电网调度、项目建设、人才开发、价格调整等，距离市场机制的形成尚有相当的距离。为此，要逐渐作好行政化操作与市场化运行的此消彼长，创造建立电力市场的环境。2.理顺产权关系在市场经济中，企业最主要的关系是产权关系。产权是企业一切权力之源，离开了产权，企业的所有权力都谈不上，电力市场中的电力企业概莫能外。在电力市场中，首先是发电侧进入竞争，而发电企业只有进行独立核算，才能进行竞争。3.理顺电价关系目前，电价方面存在的问题颇多：l一是电价形成机制不科学，指令性电价与指导性电价两种机制并存。执行指令性电价的老电厂和电网由于没有考虑到还本付息和国家资本的回报，电价水平低，根本无力更新设备和提高技术水平。指导性电价以成本为基础，实行一厂一价的定价方式，基本上是采取“回报先保、成本全包、价格找齐”的办法，往往高出指令性电价许多，并呈攀升之势。l二是电价管理体制不健全，审批程序不规范、不透明。l三是电价结构不合理，容量电价比例过低，分级电价已不适应电网的发展，分时电价调节机制不灵活。电价结构已不符合电能成本的实际构成，造成不同类别的用户不能公平负担的矛盾。l-135- 四是对电网的输电服务及其辅助服务的定价尚未提到议事日程。要解决目前与电力市场的“同网、同质、同价”和实时电价的差距，工作量尚大。但不解决好这个问题，竞争无法在同一起跑线上，这是很不公平的。此外，要抓紧峰谷电价方案的组织实施工作，尽快扩大峰谷电价的覆盖面。还应拟定支援电价、事故电价、集资电厂电量跨省调出上网和超计划用电加价等方案。4.解决技术障碍，保证市场运作畅通l一是解决好电网结构的限制。电力市场要求有一个完善、可靠的强大电网，能够适应电力电量的各种交易方式，保证各种交易方式下电能受得进、输得出。但由于各种历史原因，湖北电网也有“卡脖子”之说，如丹江水电厂、襄樊电厂同处一条线路上，线路容量不足，两个厂同时上网就有问题，这就需要解决好。l二是现行的能量管理系统（EMS）尚不能承担起电力市场交易操作的任务。其功能需要进一步面向电力市场加以开发和完善，在已有的SCADA、AGC功能的基础上，增加状态估计、负荷及需求预测等高级功能。l三是市场信息系统、自动电量计费系统（E-ASS）、企业管理信息系统（MIS）、发电厂效率管理系统和供电企业配电管理系统（DMS）也要加以建立和完善。而商业化运营管理信息系统（CMIS）、电网计算机综合服务数字网（1SDM）也应着手建立。以上，首先要满足建立电力市场的（N—1）-135- 原则，即电网中任何一个元件失效，不影响电网的运行，任何一个独立发电厂退出运行不影响电网的稳定。要有为保证电网安全、经济运行提供快速自动的监测控制手段和分析决策的技术手段。要有根据电网的边际成本、互联电网的购电价和售电电价，安排和调整电网发电、购电和售电，综合最低供电成本的技术手段。要能按需要时段（分、时、日）采集、统计电网各结算点关电能量，根据分时供电及其电价合同即时结算、电费即时转结、电网非正常运行所造成的损失，按合同对用户进行补偿，贮存电网生产运行及商业化运营历史数据的统计分析等等技术手段。显然，解决以上技术问题不是轻而易举的，需要早作准备，下一番功夫。5.制定电力市场规划在电力市场中，必须严格按市场经济的规则操作，规则应由政府制订，其内容涉及电力市场的方方面面。国家电力的原则有四：l一是市场必须使参与者能够公平竞争；l二是市场不能阻止新的参与者加入市场；l三是市场必须是透明的；l四是市场必须能够发出信号，包括市场价格信号。（三）精心设计建立电力市场的步骤-135- 电力市场的建立，势在必然。电力市场的建立，也必须循序渐进。在发电侧打破垄断是容易做到的。发电厂应逐步非国有化、产权多元化，发电侧的电力市场应先建立，也应该是重点，而电网肯定是国家控制的，垄断性是天然的，难以打破。配电、售电目前有一定难度，应放在下一步考虑，而且先售电、后配电，按照发、输、配、售四个环节，电力市场的建立应该是先发电、后售电、再配电。目前，考虑建立发电侧电力市场，拟成立若干个发电公司为宜，每个发电公司中，水火搭配、新老相伴、大小都有，资产、容量基本相当，在发电公司内努力做到一个公司一个价，厂际之间由公司内部调配，这样，便于解决在同一起跑线上的问题。下一步再考虑售电侧的电力市场，按先大用户、后居民用户的原则，澳大利亚、新西兰电力市场已运行多年，尚未进入居民用户，澳大利亚拟在2003年进入居民用户，这是由其难度决定的。再开放配电侧，而最后的输电，不宜搞电力市场，国家控制为好。二、电力弹性系数：经济发展的警示标电力弹性系数可以实时准确的反映经济发展的某些特征。尽管电力只是经济系统的一部分，但是它的变化可以起到警示的作用，并可以透过其观察出发展中的隐形问题，对经济发展起到监测的作用。电力是一种经济发展中必不可少的能源资源，电力消费的变化也会反映出经济运行的效益状况，而电力数据更是可以实时准确地反映经济发展的某些特征。（一）GDP的边际电力成本大于平均成本统计显示，我国历年GDP的平均电力成本（CDP电耗）总体上呈下降的趋势（图1中蓝色曲线），由1979年的0.7千瓦时／元下降到2002年的0.55千瓦时／元（1978年价），但高于1999年的0.48千瓦时／元的水平。-135- 这与我国经济结构的调整及节能政策有关。随着三次产业结构的变化，三产比重逐年上升，一产比重逐年下降，导致电力消费结构发生相应的变化，从而使得GDP的平均电力成本下降。然而，从图1中我们发现，GDP的边际电力成本（红色曲线）在1979、1989—1990、2000-2003年（2003年为预测值）均高于其平均电力成本。从经济学的角度来看，这种经济增长是没有效益的，很难使经济保持持续的发展。可以预见，2004年的状况不会有大的改善。我国将出现连续4～5年（2000-2004年）CDP的边际电力成本高于其平均电力成本的现象，这意味着在我国经济发展中出现了不健康的因素。GDP的边际电力成本高于其平均电力成本的现象国内外都曾有发生，但持续时间不超过2-3年，如我国在1979、1986、1989～1990都曾出现过。但这次持续4～5年，实属罕见，应引起我们的重视。（二）拉动经济增长的三大因素比例失调从我国的三次产业结构的变化可以看出：二产始终占据经济发展中的主导地位，占GDP的50%左右。三产也在稳步上升，占GDP的30%左右。一产的比重持续下降，只占15%左右。从三次产业的平均电力成本与边际电力成本的比较可以看出，自1991年以来，我国GDP的边际电力成本与二产的边际电力成本（图2-135- 红色曲线）变化趋势极为相似，其相关度高达0.986。而它与一产及三产的相关度分别为0.46及0.45。尽管一产及三产自1999年以来其边际电力成本一直大于平均成本，但其与经济增长的相关度很低，不是主要因素。由此可见，影响我国GDP的边际电力成本大于平均成本的主要因素是二产。在二产中，工业的快速发展导致电力消费增长迅猛，今年前6个月全社会用电量达8616.7亿千瓦时，同比增加15.43%。工业用电增长16.46%，高于全社会用电增长水平。在工业用电中，轻工业用电增长17.39%，重工业增长16.2%。而黑色金属冶炼增长21.56%，有色金属冶炼增长25.96%，金属制品增长22.78%，其他工业增长27.49%，这4个行业的用电占全社会用电量的20%。由此可见，投资促进了工业、特别是重工业的快速发展。这种以提高能耗为代价的增长模式将导致经济增长缺乏后劲，经济的可持续发展将受到挑战。显然，由投资拉动的工业的快速增长，对我国电力供应带来了压力，可以预见，今后2～3年电力供需形势依然严峻：若这种以投资拉动工业快速增长的现象持续下去，电力供应将三次成为经济发展的“瓶颈”-135- ，制约国民经济的发展。这种经济增长的模式将对有些增长较快的行业的发展前景埋下隐患。产生上述问题的主要原因有两点：首先是推动我国经济发展的三大动力。（资本形成总额、最终消费、货物和服务净出口）之间的比例还不太合理。加大投资作为经济增长的主要调控手段，使得经济发展缺乏后劲。特别是国家的投资比重太、大，则对投资效益、银行的呆账坏账都有负面的作用。一旦出现不利因素，将直接波及整个经济的健康发展。其次，当前的投资方向不利于快速提高农民的收入及降低能耗。今年上半年居民生活用电增长13%，其中城市居民生活用电增长16.18%，农村居民生活用电增长8.38%，说明由投资带动工业及高能耗行业的快速增长，不利于缩小城乡差距及快速提高农民的收入水平。但从我国的现状来看，只要政策到位，消费还是有增长的空间。（三）警示指标：电力弹性系数电力弹性系数反映了电力增长速度与国民经济增长速度的相对数量关系。电力和经济增长速度都是相对数值量，而电力弹性系数是两个相对数值量的比值。因此，电力弹性系数的变化对应了许多不同的电力及经济发展状况。由于电力弹性系数的不规则性（图3），专家们发现，电力弹性系数对长期（10-20年）电力需求预测具有一定的参考作用，而对于短期电力需求预测其使用价值不大。-135- 相同的电力弹性系数，有可能对应了完全不同的电力及经济发展状况。因此，分析电力弹性系数，重点应分析电力及经济增长速度的内在规律性，通过电力弹性系数本身的数值变化来分析经济发展中的隐形问题。针对近几年我国GDP的边际电力成本高于其平均电力成本的问题，研究表明，电力弹性系数可以起到警示的作用。从数学上可以证明一个定理：电力弹性系数小于1，是GDP的边际电力成本小于其平均电力成本的充分必要条件。即如果电力弹性系数小于1，则GDP的边际电力成本小于其平均电力成本；如果GDP的边际电力成本小于其平均电力成本，则电力弹性系数小于1。反之，电力弹性系数大于1，特别是年度的电力弹性系数大于1，意味着GDP的边际电力成本大于其平均电力成本，经济发展中出现了不健康的因素，需要从宏观上及时调整。因此，电力弹性系数可以作为经济发展的警示指标，对经济发展起到监测的作用。三、河南电力公司前三季度经营出现亏损今年前三季度，河南省电力公司售电量、发电量等主要经济技术指标继续保持快速增长。然而，在售电量、发电量同比实现大幅度增长的同时，河南省电力公司仍然亏损1.96亿元，全年预计亏损3亿元，占国家电网公司系统全部亏损额的近40%。2003年，河南-135- 省电力公司预计亏损3亿元，占国家电网公司全部亏损额的近40%，成为国网公司系统第一亏损大户。前三季度，河南省电力公司所属电厂发电量完成38.76亿千瓦时，同比增长12.42%；售电量完成469.69亿千瓦时，同比增长8.92%。尽管如此，仍然亏损1.96亿元。（一）造成河南省电力公司亏损的原因1.造成亏损的原因是多方面的，而城乡电网改造贷款带来的经营压力是核心。近年来，国家先后取消了电力建设基金和贴费政策，电力企业基本上丧失了外源性资金来源，而利润等形成的内源性资金又明显不足。按照国家电力工业发展规划，“十五”期间，电力工业投资规模为9000亿元，其中电网建设占50%，资本金缺口在550亿元至600亿元之间，如果仅靠电网资产折旧及税后利润等，即使不考虑技术改造等支出，可以用作电网建设的资本金来源也严重缺乏。通过举债来建设电网，电力企业背上了沉重的包袱。以河南省为例，省电力公司作为电网建设投资和城乡电网建设改造还贷的主体。近年来仅城乡电网改造和主网建设就贷款264亿元，每年需还本付息和运行维护费用47亿元，除2分钱农网还贷资金每年可收取13亿元外，每年还有缺口34亿元。还本付息压力巨大，省电力公司根本无力消化巨额成本增支，而目前的售电价格中没有包含这部分增支，这一部分也就成为一个无法弥补的缺口。2.其他显性及潜在的不利因素：l其一，今年的非典疫情使餐饮、旅店、娱乐、零售等服务性行业遭受打击，一些企业被迫停工，用电量减少，导致河南省-135- 的用电量增长速度放缓。同时，国家财政部决定从今年5月1日起至9月30日止，对餐饮、旅店等行业减免15项政府性基金，涉及省电力公司的有农网还贷资金，预计河南省电力公司将减少收入1240多万元。l其二，2002年河南省售电量增长较快，主要是由于电解铝、化肥等行业工业用电和建筑业用电增长所致。但河南省新建高能耗大型企业已陆续投入正常生产，因此，2002年工业用电量的增长速度不会持续到2003年，这将对河南省电力需求的增长速度产生不利影响。l其三，一些社会公用电厂以铝电联营等形式转为自备电厂的势头很猛，增加了河南省电力公司经营压力。l其四，由于河南省电力基建投资巨大，河南省电力公司自有资金严重匮乏，目前河南省电力公司债务总额已经达到312亿元，资产负债率高达74.5%。河南省电力公司资产负债率逐年上升，目前大大高于国网公司系统平均水平。l其五，峰谷分时电价给电网带来一定效益风险。为调节电力供求，国家发展和改革委员会于今年4月下发通知，要求大力推行峰谷分时电价，河南省已于7月1日实施。推行峰谷分时电价主要是缓解用电紧张局面，达到削峰填谷的目的，价格主管部门设计方案时在满足调荷、调峰的前提下，保持电价总水平基本稳定。但是，实际执行可能会有一定的风险。另外表计安装费用需要电网企业支出，约需3000万元。这也加大了电网企业推行峰谷电价的效益风险。l其六，客户欠费情况严重，电费清欠困难，呆坏账较多，直接影响了河南省电力公司系统的正常运转。上述种种情况交织作用，使河南省电力公司-135- 的发展受到较大制约，并导致了目前亏损局面的出现。（二）电网亏损造成的后果亏损将直接影响国家对河南省的电力投资。国网公司已明确提出严格控制亏损企业的投融资规模和程序。鉴于河南省电力公司的财务及经营状况，国网公司已经下文对河南省申请的县城电网改造投资进行压缩，由原来的42.58亿元压缩到20亿元，这标志着国网公司已开始对河南电网的投资进行控制。目前河南省面临新一轮的严重缺电局面，急需通过发展电网缓解紧张的电力供应，这种状况势必会造成电网投资功能的弱化。建设资金匮乏，电网投入不足，由此引发的后果，令人担忧。影响一：电网发展无法满足河南省工业化和城镇化建设快速推进的需要。目前河南省总体电力需求仍处在较低的水平，人均装机0.19千瓦，相当于全国平均水平的71%；人年均用电量952千瓦时，相当于全国平均水平的75%。随着河南省新型工业化和城镇化建设的快速推进，尤其是中原城市群的兴起和城市框架的拉大，以及城市品位的提高，必将对电力和与之相配套的电力基础设施提出更高的要求，电网发展如果不能跟上这一进程，必将对其产生不良影响。而河南省当前的实际情况是，电网发展还存在许多制约“瓶颈”，其中最大的“瓶颈”就是资金。电力行业属资金密集型行业，基本建设均需要巨额资金投入。以郑州市为例，仅郑东新区的配套电网建设“十一五”期间就需投入40亿元。“九五”以来，河南省电网建设投资年均达到46亿元，其中进行两网改造的4年中年均达到80亿元。7年来，河南省-135- 500千伏网架规模翻了两番，220千伏网架规模翻了一番，有力地支撑了河南省社会经济的发展，特别是“十五”以来国民经济的快速发展。现在，河南省国民经济的总量更大，社会发展进步对电力的依赖性更强，在这样的基础上，要保持河南省社会经济的快速发展，包括主网建设、县城电网改造、城市电网改造和新城区电网建设等项目在内，2003年至2007年河南电网建设需投资258亿元，即今后每年电网建设需投资50亿元以上。而省电力公司面临的却是今年亏损3亿元，年还本付息资金缺口34亿元，且未来几年间还本付息压力还将逐年加重的现实，河南省电力公司如何应对资金的严重匮乏？影响二：无法满足河南省国民经济强劲增长的需要。2002年全国电力供需基本平衡，部分地区用电紧张；预期2003年全国12个电网，有富余电量的可能只有东北和海南；而2004年全国缺电情况将更加严重。缺电可以与美元持续疲弱可能对人民币汇率形成机制构成压力并列，将其列为2003年除非典冲击之外另两个影响中国经济的不确定因素。2002年，河南省全社会用电量增长13.34%，电力开始吃紧，多年不见的拉闸限电现象又重新出现。今年前三季度，全社会用电量增长15.47%，增势迅猛，预计全年电力供应最大缺口140万千瓦。缺电在某种程度上反映了河南省经济发展势头的强劲，但这种局面如果不能及早扭转，势必会出现电网“卡脖子”现象，严重拖住社会经济发展的后腿。按照未来5年河南省国民经济增长高于全国平均水平，保持年均增长不低于8.5%-135- 的速度预测，到2007年全社会电力需求将达到1502亿千瓦时，是2000年的2.1倍；全社会最大负荷将达到2438亿千瓦，是2000年的2倍，年增长速度均超过10%。如果电网建设滞后，即便开发出大规模的电源项目，也会出现有电送不出、落不下、用不上的局面，其影响将是深远的。影响三：无法满足河南省建设火电基地的需要。河南省具有电力发展的资源优势，同时处于全国南水北火电源格局的过渡地带，在全国电力发展布局上具有重要地位，具备建设大型火电基地的条件，国内主要发电公司已经全部介入河南省的电力资源开发建设，电源项目开发建设工作快速推进。按照河南省委、省政府制定的电源发展规划，到2007年，全省发电装机将由2002年的1834万千瓦增长至3182万千瓦，新增装机1348万千瓦。与此相适应，河南省需要开工建设大量的配套送出电网工程项目（技术上每个500千伏接入点发电装机不超过200万千瓦），并建设灵活可靠的主干网架与周边电网互联。（三）扭转亏损局面的有效措施河南省电力公司亏损的原因是多方面的，但电价政策中未能将近年来电网建设等产生的巨额成本增支列入售电价格，使河南省电力公司背上无法承受的沉重负担，却是其中的核心。长期以来，河南省电力公司一直坚持的一个理念是：河南电力为河南。一切以河南社会经济发展为重，一切以河南电力发展为重。面对困难，河南省电力公司积极与政府沟通，努力争取政策上的支持。从年初开始，河南省电力公司积极向省委、省政府主要领导反映河南电网的经营困难，并以多种形式多次向政府及价格主管部门反映经营问题，取得了相关部门的充分理解。-135- 之后，河南省电力公司会同价格主管部门赴外省进行电价考察，学习外省先进的电价管理经验，起到了开阔思路、拓展视野的作用。目前，河南省电力公司正与价格主管部门商议，拟对河南省销售电价进行适当调整，解决一些突出的电价矛盾。在积极争取电价政策的同时，河南省电力公司要求公司上下发扬艰苦奋斗、勤俭办企业的作风，以经济效益为中心，大力开展“深化财务管理年”活动，开源节流，集中一切可以调动的资源投入河南省电网建设。措施一：继续努力保持售电量的稳步增长。今年售电量计划为702亿千瓦时，河南省电力公司将利用我国经济快速增长的有利时机，确保售电量目标的完成。同时，加强购售电价格的分析，从电价结构调整中增收节支，使公司售电量和销售收入保持同步增长。措施二：加大河南省电力公司集中控制的监督管理力度。严格控制工程造价、生产成本和非经营性开支，严格投资、借款、担保程序，有效防范经营风险。措施三：加强资金集中管理，努力降低资产负债率。进一步强化收支两条线管理，加大资金集中管理的力度，加强资金运作，提高资金使用效益，尽量减少贷款规模，降低资产负债率。措施四：进一步做好电费回收工作。保证当月分次抄表、分次划拨电费制度的有效执行，加快电费回收，为河南省电力公司加强资金管理和资金运作创造条件，同时降低月末应收电热费余额。-135- 措施五：加强“银企”合作，降低财务费用。利用公司良好的信誉，积极与商业银行合作，调整债务结构，降低融资成本。从全年总体情况来看，通过内部挖潜大幅度降低成本效果有限，因此，河南省电力公司完成年度目标利润仍有较大压力。亏损是一场考验，也是河南电力体制改革后河南省电力公司面临的第一次洗礼。扭转亏损局面，需要多方共同努力。但河南省电力公司的工作目标始终是不变的，那就是：经受住考验，在考验的洗礼中获得新生和更大的发展。四、200亿电费“债务链”地方用电企业的长期拖欠和“条子”问题，关键恐怕是电力公司已经划归5大国家电网公司，不再是地方的。成长是如此的烦恼。当电力公司离开电厂，去自立门户时，发现自己双肩要挑着安全供电的重担，但兜里揣着的更多是似乎永远也兑付不了的老账单。（一）电荒才刚刚挺过去，拖欠电费的难题又来了华中和华南是目前全国电费拖欠的重灾区。而至于全国电费拖欠到底是个什么数，一方面由于因为统计口径不一，用电方和供电方对电费标准还有争议，另一方面，电费拖欠的变化很快，只可能是某个点上的数据，要大面积的统计很难。来自电网公司的材料，全国的电费拖欠不会少于200亿。-135- （二）200亿拖跨谁虽然电费拖欠是已是公开的秘密，电力公司一般不太愿意公开企业拖欠电费的情况，主要原因是怕其他企业效仿，大家一看拖欠电费如此正常，都来拖欠，电力部门就惨了。一些地方已经难再负重，才将电费拖欠公开。前几年进行的城网、农网两网改造的资金，都是以电力公司的名义贷款的，熊威说，现在，光此项贷款，各省电力公司平均偿还2－3亿的利息。以河北为例，预计截至2003年底，河北农网两网改造总投资近150亿元，尽管一期农网工程出台了2分钱还本付息电价———即在基础电价上加价2分钱，但今年收支缺口仍达3亿元。农网二期及城网、县城网改造，因未出台还本付息电价，预计今年收支缺口将达9亿元。河北省电力公司的资产负债率将由去年的58％上升到今年的70％。负担日重，收入却在减少。而国家取消了城网改造建设贴费（每度电补贴给电力公司1－2分钱），让电力公司从去年年底开始又遭割肉。电力公司成为电网企业之后，收入却越来越单一，主要以购售两端的差价和输配差价为主，所以，在这种环境下，各省电力公司今年的日子都步履艰难。甚至部分省的电力公司已经出现了亏损。据业内人士透露，全国来看，亏损在几千万左右的电力公司有好几家，河南省电力公司今年亏损预计在1亿左右。-135- 巨额的电费拖欠是长期形成的，然而在电力体制改革时，电力公司的电网和电厂分离，却并没有确定拖欠的电费在电网企业和发电企业之间的分担比例，目前还是记在电网的账上。（三）清缴之路电力部门表示今后会加强宣传，目前很多用电企业在意识上没有把电当作一种商品，特别是一些国有企业。一些电力公司目前也正在和一些欠费大户陆续签订新的供电协议和还款协议。熊威希望，在今后的企业宣布破产时，是不是在企业现有的资金和资产里面，通过抵押的方式优先偿还电费，否则一破产就一跑了之，很容易成为呆帐坏帐。湖南省电力公司的一位人士直言，在电费清缴中，最关键的是地方政府要扮演好自己的角色，“地方政府要一碗水端平，”否则，电费拖欠只会愈演愈烈，用电企业也发出了自己的疑问，“面对如此巨额和广泛的电费拖欠，难道不也意味着目前我国的电价水平和定价机制有不尽合理的地方吗？”。我国当前的电力资费结构比较复杂，没有充分反映出电力供给的成本结构，也不能促使用电方节约用电。湖北省一位企业举例说，“在非用电高峰时段，消费者支付的电价比供电成本高，而在高峰时段，电价却比供电成本低”。这种一刀切的电价不能够提供有效的刺激，让消费者避免在高峰时段用电。亚洲开发银行近日批准了一项50万美元的技术援助赠款，用以支持中国制订电力定价战略，研究同电力资费安排和法规相关的关键问题，包括电价支付能力和对环境的影响。同时研究制订一个政策和法规框架，来消除电价改革的障碍，并分析补贴和交叉补贴的问题。-135- 但是，地方用电企业的长期拖欠和“条子”问题，关键是电力公司已经划归5大国家电网公司，不再是地方的，恐怕只有理顺两者的利益关系才能从源头上解决。四、南方区域电力市场将适时启动根据中国南方电网公司7日发布的消息，有关方面目前正在加紧对南方区域电力供需情况进行研究，这一区域的电力市场将适时启动。国内电力专家认为，这标志着南方区域电力市场建设迈出了重要一步，不仅将对广东、广西、云南、贵州、海南五省（区）的资源配置乃至更大社会经济领域产生重大影响，而且将成为我国电力市场化改革的重要一环，对我国其它区域电力市场的建设具有重要意义。积极推动电力市场建设,是我国电力体制改革一个重要内容,也是电力发展与改革过程中的必然选择，建立南方电力市场，则是南方五省（区）电力发展与改革的必然选择。在研究的基础上,将选择合适的时机启动南方区域电力市场。作为体制改革第一步的“厂网分开”和资产重组工作已经基本完成，下一步是竞价上网实行电价新机制。经过10余年的发展，目前，南方电网已经有四条500千伏交流线路和一条±500千伏直流线路将东西部电网紧紧相连。西电东送电量近年每年都增长率都是两位数，西电送广东实际最大负荷目前已经达到520万千瓦。明年三峡电力300万千瓦将落地广东，之后还有一条直流线路贯通贵州和广东，到2005年，西电送广东电力将达到1088万千瓦，“十一五”再新增1000万千瓦，届时，西电送广东总电力超过2000万千瓦。南方电网将成为国际上独一无二的、具有“远距离、大容量、超高压交直流并列运行”特点的大电网。-135- 与其他区域电网比较，南方电网具有其自身的特点。从资源分布和经济水平看，南方电网区域内存在着两个重要的不平衡，一是资源分布不平衡，主要资源如水电、煤电等主要分布在西部，东部资源比较匮乏；二是经济发展不平衡，东部比较发达，西部不发达或欠发达，造成负荷需求分布不平衡。这两个不平衡又带来南方电网区域内电价水平的不平衡，为进一步在南方电网区域内进行资源的优化配置带来了可能。要站在系统论和区域经济一体化的高度，考虑从区域合作，合理分工，东西互动，协调发展的层面来建立新型区域合作关系。南方电网区域内资源和资金分布的特点决定了生产要素在南方区域内能形成循环，给区域内各成员带来共同的利益；决定了有可能在市场规律的作用下，以市场导向为主，形成一种紧密的、开放的区域联合。南方地区需要进一步加大区域合作，长期实施大规模西电东送，把西部地区的能源资源优势转化为经济优势，形成以西部能源产区为卖方，东部负荷中心地区为买方，通过跨省区电网进行区际能源交易的市场结构。南方电力市场当前有不少问题亟待研究解决。从近期看，南方电网区域内用电需求发展快，电网建设滞后负荷的发展，西电东送容量大、距离远，交直流并列运行，电网安全不容乐观；社会对降低电价有较强的预期心理，在当前电力明显供不应求的情况下，电网承受着终端销售电价降低和上网电价升高的压力；从长远看，要建立一个具有充分竞争的、有效率的、可持续发展的、有利于区域内资源优化配置的电力市场机制，也是一个艰辛的充满挑战的过程。-135- I我国火电发电机组未来需求预测一、我国未来对火电发电机组的需求一些发电设备专家对国内发电设备进行了预测。他们认为，未来2~3年内，火电机组和水电设备都有良好的市场需求，发展潜力巨大，火电机组重点需要五种产品。按照优化发展火电的要求，今后我国将严格控制常规火电项目的建设。火电设备在需求结构上将会发生较大变化，产品的需求将向大容量、高参数、高效低耗、低污染和自动化方向发展。为了降低煤耗、提高效率和调整电网结构，今后几年，重点需要的产品主要包括：（一）亚临界30万、60万千瓦发电机组现有的30万、60万千瓦亚临界发电机组仍是近期主导机组，应尽快提高其可靠性和效率，通过对汽轮机通流部分的优化，争取将热耗率降至最低限度。（二）60万千瓦及100万千瓦级超临界发电机组目前需求主要在沿海少煤而煤价高或较高的地区。超临界机组具有煤耗低、调峰性能好等优点。许多世界先进国家，已广泛采用超临界机组，其发电量已占火电的40%～60%。我国目前已投入运行的超临界机组有10余台。我国电力部门已确定，超临界机组为今后一个时期火电机组建设的重点之一，并在电源规划的安排上，研究具备条件的地区采用超临界机组的可能性，并将加快研究超临界机组运行中的关键技术。-135- （三）30万~60万千瓦空冷发电机组目前，我国富煤少水地区不少，在多煤缺水的“三北”矿区建设火电站，尚需要大量空冷发电机组。（四）10万千瓦及以上大容量发电机组采用循环流化床锅炉主要在我国生产高灰分劣质煤和低挥发无烟煤的矿区及其附近地区采用。循环流化床锅炉具有很多优点，如燃料适应广、脱硫效率高、燃烧效率高、负荷调节比大，灰渣可综合利用等。世界各国对此都非常关注，纷纷积极开发大容量循环流化床锅炉。目前，我国在中小型循环流化床锅炉的开发研制上，积累了比较丰富的经验，为了使一些老的电厂从效率和环保等先进性方面焕发出活力，电力部门已要求在有条件的老厂技术改造中，要积极采用10万千瓦级循环流化床锅炉，并正组织力量研究12.5万千瓦机组采用循环流化床锅炉改造的有关技术问题，以便于积极推广。（五）燃气轮机发电机组燃气轮机具有尺寸小、重量轻、启动快、效率高、振动小、排污少、不需要水源等很多优点，它可单独承担调峰运行，亦可作为基本负荷运行。过去，由于受燃料的限制，发展较少，近期随着进口煤发电情况的出现，经过比较，进口煤和进口液化天然气发电运行成本相近，但在排污、效率、建设占地、运行的灵活性等方面，均优于煤电机组。因此，近年燃气轮机电站发展很快。二、我国目前电站的发电机组状况-135- 近期我国建设的燃机电站，均以单机容量10万千瓦等级以上为主，而目前10万千瓦机组几乎全部由进口解决。因此，要研究如何尽快实现10万千瓦等级燃气轮机发电机组的国产化。三、国际发电设备市场气氛乐观近年来，全球发电设备行业发展非常迅速，以燃烧矿物燃料为动力的发电设备订单大量增加，虽然长期以来采用的蒸汽涡轮机（通常是以煤或石油为燃料）发电技术仍然占了全世界发电能力的大约一半左右，但燃气涡轮机在总发电量中所占的份额在逐步增多。目前，全世界每年发电设备的销售额可达到300亿-400亿美元（包括生产成本），其中，大多数是蒸汽涡轮机和燃气涡轮机。同时，每年维修现有发电厂设备、提供零部件的费用也可达250亿美元。目前，全球发电设备工业的发展氛围比以前任何时期都要好，支持这种乐观气氛是去年以燃烧矿物燃料为动力的发电设备订单获得大丰收，这些设备占了所有发电设备的80%~90%。最新市场调查表明，目前全球订购发电设备的总装机容量可达1155亿瓦。其中，美国通用电气公司所占的份额最大，为32%；德国西门子股份有限公司占20%；法国阿尔斯通公司占17%。去年，北美发电设备市场的销售额占全球销售总额的50%；亚洲、澳大利亚和中东地区占了销售总额的33%；相比之下，欧洲的电力行业不很活跃，只占销售总额的9%。-135- I四季度电力项目情况分析一、我国首批750千伏输电设备采购合同在北京签字国内建设的最高电压等级750千伏输变电示范工程，8月3日在北京举行750千伏变压器、电抗器采购合同签字仪式。受国家电网公司的委托，国电西北公司与西安电力机械设备制造公司、保定天威保变电气公司、特变电工衡阳变压器公司在合同上签字。由此，750千伏输电设备将由国内厂家制造，标志着我国电力技术进入世界先进水平，同时标志着西北750千伏输变电工程建设迈出了实质性的步伐。建设西北电网750千伏输变电工程，是西北电网自身发展的内在要求，也是实施西部大开发和西电东送战略的迫切需求。工程建设的前期工作得到了国务院、国家有关部门和国家电网公司的高度重视和支持。多年来，在工程建设和设备制造的研究论证方面，倾注了国内许多电力专家和技术人员的心血，并取得多项重大成果。本次750千伏输电设备采购合同的签订，为整个工程的开工建设奠定了基础。750千伏输变电示范工程，国家电网公司为项目法人，国电西北公司负责本工程的设备采购和施工组织。首期工程包括：750千伏官亭变电站容量150千伏安（3台50万千伏安主变压器、一台50千伏安备用变压器），4台10万千伏电抗器；750千伏兰州东变电站容量150千伏安（3台50万千伏安主变压器），官亭至兰州东750千伏线路153千米。输电设备自合同签订之后投入生产，2004年10月第一批设备出厂，同年11月开始设备安装，2005年5月进行设备调试，同年8月试运行，9月正式投运。-135- 本次设备采购采用规范的招投标方式，按照质量可靠、技术先进、价格合理和公平公正的原则，坚持贯彻国家发改委关于设备国产化的要求，经国家电网公司750千伏输变电示范工程领导小组定标，确定了变压器和电抗器主设备中标商。由于750千伏输变电设备是国内第一次制造，又代表国际最先进的电力技术水平，设备制造单位表示一定要认真学习、引进国外的先进技术，高度重视设备制造质量，为750千伏输变电示范工程生产出具有世界一流的产品。750千伏输变电示范工程主设备采购合同的签字，对我国电力工业和电气制造业来讲，都是一件值得纪念、具有里程碑意义的事件，尤其是世界最高电压等级的设备由我们国内生产，电力行业已经迈出了很大的一步。二、西北电网首次黑起动试验成功为确保西北电网安全稳定运行，在电网出现故障时及时恢复生产，9月22日，西北电网调度通信中心组织的黑起动试验取得圆满成功，标志看西北电网安全可靠性进一步增强，为建立西北电网的紧急事故应急机制打下了坚实的基础。西北电网覆盖区域辽阔，地形和气候复杂多变，外力和自然环境对电网安全运行形成威胁。为吸取“8．14”大停电事故教训，西北电网确定了黑起动方案，以提高在电网发生停电事故时迅速恢复供电的能力。黑起动试验在西北电网历史上尚属首次，这是一项复杂的系统工程，需要多方的密切配合。9月中旬，在大量研究和反复论证的基础上，西北网调决定选择龙羊峡水电厂作为黑起动试验的电源，试验路径为龙羊峡水电厂4号发变组——龙羊峡水电站330千伏Ⅲ母线——330千伏龙羊峡至花园Ⅱ线——330千伏花园1号主变及其110千伏部分负荷。黑起动试验分为准备阶段、黑起动阶段和系统恢复阶段。-135- 西北电网的黑起动试验使龙羊峡水电厂4号机组停机与电网解裂后，在无外接厂用电源的情况下自启动成功，输电线路向花园变电站成功充电，并与西北主网同期并网，从而宣布了西北电网的首次黑起动试验成功。三、中国将在广东及浙江新建核电厂中国已经初步通过在沿海城市新建两座投资以数十亿计的核电厂的计划，以满足急速扩张的用电需求。两座核电厂的发电能力均为1000兆瓦，分别位于浙江省和广东省境内。政府希望可以在2005年之前动工兴建，两座核电厂可望在2010年底之前投入运营。中国部分城市今夏受到热浪侵袭，引发了近年来最严重的电力短缺，中国一半以上的省份拉闸限电。供电紧张给中国核电工业的发展带来了前所未有的发展机遇。为保证这些核电厂的竞争力，政府要求投资成本不得超过每千瓦1500美元；中国第一座核电厂——大亚湾核电厂投资约为2000美元每千瓦。中国到去年底核电发电能力约5400兆瓦，在全国发电量中占比约2%。四、福建省将投资200亿建大型火力发电厂福建省福州市将在罗源湾可门港南岸建设福州最大的火力发电厂，总投资约为200亿元。根据福州市电力、电量平衡分析，福州市及其周边地区“十一五”期间开始缺电。可门火电厂距连江县城约39公里，距福州市约85公里，其主要送电方向为福州及相邻地区。该电厂规划容量为8台600兆瓦燃煤火力发电机组，首期建设规模为2台600兆瓦。该电厂建成后将成为福建电网的主干电源，可满足福建省“十一五”、“十二五”期间经济发展对电力的需求。电厂首期2台600兆瓦机组将于“十一五”中期投产运行，这两台机组年可发电60亿千瓦时。-135-'