电力行业研究报告－－行业发展现状

（一）现行体制

1、行业架构

中国电力工业管理体制实行政企分开。根据九界人大一次会议通过的国务院机构改革方案，电力工业部撤销。按照国务院批准的《国家经济贸易委员会职能配置、内设机构和人员编制规定》，原电力工业部的行政职能和水利部承担的电力工业行政职能划入国家经贸委。国家经贸委内设电力司，承担电力工业的政府管理职能；新组建的国家电力公司，承担电力工业国有资产经营职能、企业经营管理职能和国有资产保值增值责任；保留中国电力企业联合会，作为电力工业行业管理服务的中介机构。目前，中国电力工业已初步形成了“政府宏观管理，企业自主经营，行业协会自律服务”的新体制框架[2]。

2、国家电力公司职能

国家电力公司由国务院出资设立，是国务院授权的投资主体与经营主体，是经营跨区送电的经济实体和统一管理国家电网的企业法人。公司按集团模式进行经营管理，原由电力部承担的国有资产经营职能和企业经营管理职能移交国家电力公司。国家电力公司的经营与管理职责主要包括：

（1）按照国家法律、法规和方针政策，经营全资子公司和控股、参股公司以及所属单位的国有股权。

（2）按照国家批准的融资业务融资，对电力及相关企业投资。

（3）公司投资收益和产权转让收入，按规定用于资本的再投入。

（4）负责全国联网建设，经营管理联接区域的电网和跨区送电的大型发电厂，以及必要的调峰、调频骨干电厂。

（5）负责对国家电网实施统一规划、建设、调度和管理，监督全国电网的安全、稳定、经济、优质运行；对国家电网和与国家电网相联接的发电、输电、配电系统实行电网调度管理。

（6）开展对外合作技术与交流；承接经国家批准或委托的其他业务[3]。

3、电力体制调整动态

为适应新时期电力行业发展的需要，近年中国电力体制改革作出了较大调整。国家经贸委和国家电力公司1999年联合发布了一系列调整方案，其实施重点和目前实施动态如下：

国家电力公司坚持公司化改组、商业化运营、法制化管理和建立现代化企业制度的改革方向，继续深化电力体制改革，推进国家电力公司实体化进程。1999年，国家电力公司立足于完善企业法人治理结构和经营功能，建立母子公司的运作机制，推进省一级电力部门的政企分开，加快公司制改组。具体调整方案是：

（1）在东北电力集团公司所在地组建辽宁省电力公司，将黑龙江省、

吉林省电力公司改组为具有独立法人资格的子公司，东北电力集团公司改组为国家电力公司分公司。

（2）将中国南方电力联营公司重组为国家电力公司分公司，由国家

电力公司直接管理，电厂独立运作。

（3）在上海、山东、浙江及东北三省实行“电网与电厂分开、竞价上网”的试点。

（4）进一步深化农电管理体制改革，按照国务院的要求，理顺县供电企业与省电力公司的关系，对趸售县实行代管或股份制改造。

（5）取消乡镇电管站作为一级核算单位，以县级电力企业为实体，实行城乡电网一体化管理。

（6）中国电网建设有限公司改组为国家电力公司的事业部。

（7）中国电力国际有限公司改组为国家电力公司的全资子公司。

（8）每个省（自治区、直辖市）只设立一个省级电力公司[4]。

为规范电力市场和电价管理，2000年4月12日，国家计委就目前“竞价上网”试点工作中出现的未经批准，自行实施“竞价上网”等有关问题发出通知，重点强调内容如下：

第一，“竞价上网”是电价形成机制的重大革，必须在深化电力工业体制改革、实行“厂网分开”的前提下进行。“竞价上网”试点工作应遵循以下原则：一是确保电网调度的公平、公开、公正和电厂之间的平等竞争，为形成统一、开放、竞争、有序的的电力市场创造条件；二是“竞价上网”降低上网电价的成效，要真正落实到降低最终用户的销售电价，以切实减轻用户电费负担，促进电力消费；三是妥善处理“竞价上网”与原来签订的购电合同和协议（尤其是与外商签订的合同）的关系，避免因“竞价上网”引发电价和电量的争端。

第二，国务院批准的浙江省、山东省、上海市、辽宁省、吉林省、黑龙江省六个试点地区要在试点实施方案批准后，按国家统一部署开展“竞价上网”试点工作。

第三，除上述六个试点地区外，其它地区原则上不得自行出台“竞价上网”措施，不得变更国家规定的电价政策。未经批准自行实施“竞价上网”的地区要停止执行。[5]

（二）发电量与装机容量

随着国内不断扩大内需、刺激消费等政策的进一步落实，国民经济保持了稳步增长的势头。受宏观经济形势的影响，电力工业也保持了良好的发展态势。1999年全国发电量达到12331.41亿千瓦时，比上年增长6.5%。其中水电2129.27亿千瓦时，火电10047.37亿千瓦时，核电148.33亿千瓦时，分别比上年增长3.4%、6.8%、7.8%。供电煤耗完成400克/千瓦时，比上年下降4克/千瓦时。线损率为8.1%，与上年基本持平。

1999年全国基建项目投产发电机组总装机容量为1740万千瓦，其中水电484万千瓦，火电1255万千瓦。河北、江苏、浙江、河南、湖北、广东、四川七省新增装机容量超过百万千瓦。到1999年底，全国发电装机容量已达到29876.79万千瓦，其中国家电力公司全资及控股机组容量达到14700万千瓦[6]。

据最新统计数据，2000年一季度GDP比上年同期增长8.1%，其中工业增长10.7%。在电力工业方面，发电量、用电量、售电量等指标均有较大幅度提高。电力生产的特征体现为：发电量稳步增长，水电比重上升。一季度，全国发电量为3057亿千瓦时，比上年同期增长8.7%。其中，水电393亿千瓦时，火电2627亿千瓦时，核电34亿千瓦时，分别比上年同期增长29.8%、5.9%、18.3%。全国供电煤耗完成389克/千瓦时，比上年同期下降7克/千瓦时。

从一季度电力生产构成分析，水电比重总体上升，增幅南北地区差异较大。由于一季度南方地区水情较好，因此水电比重明显增加，湖南、浙江、四川、贵州、广西、安徽、海南等7省（区）水力发电增长率都达到了30%以上；北方各省份水电发电则增长较少，其中，辽宁、吉林、黑龙江、甘肃等省份为微增或负增长，但对全国的水利发电形势未产生太大影响。[7]

（三）固定资产投资

近年来，随着电力行业的迅速发展，电力企业在加快转换经营机制的同时，逐步向产业化、集团化和规模化方向发展，行业固定资产稳步增长。1999年，全国电力行业固定资产投资完成1657亿元，其中基建投资完成1021亿元，比上年减少402亿元；城乡电网建设与改造项目完成610亿元，比上年增加383亿元，其中城网完成投资213亿元，农网完成投资397亿元。

1999年国家电力公司参与投资项目的固定资产投资为1546亿元，其中基建项目完成投资976亿元，比上年减少279亿元；“以大代小”项目完成投资22亿元，比上年减少43亿元；城乡电网建设与改造工程完成投资548亿元（其中城网完成投资195亿元，农网完成投资353亿元）。

据最新统计数据，2000年一季度，全国电力建设及城乡电网建设与改造项目完成投资185亿元，比上年同期增长17.6%。其中，电力基建项目完成投资98亿元；“以大代小”项目完成投资3亿元；城网建设与改造项目完成投资11亿元；农网建设与改造项目完成投资73亿元。从完成情况看，城乡电网项目建设明显好于去年。国家电力公司固定资产投资完成165亿元。其中，基建完成投资81亿元，城乡电网完成投资83亿元。[7]

（四）电力基建

近年来，中国电力工业调整电力结构、加快电网建设的决策取得明显成效，1999年全年基建投产110千伏及以上线路12501千米，变电设备容量达到3412万千伏安，其中500千伏线路3301千米，变电设备容量达到835万千伏安；330千伏线路138千米，变电设备容量达到24万千伏安；220千伏线路7043千米，变电设备容量达到2279万千伏安。国家电力公司投产的110千伏及以上线路为10867千米，变电设备容量达到2767万千伏安。[6]

据最新统计数据，2000年一季度，全国电力基建新增送电线路294.8千米，新增变电容量186万千伏安。城乡电网投产线路159039千米，变电设备465.8万千伏安。其中，城网投产线路482千米，投产变电设备44.8万千伏安。一季度城乡电网建设的步伐比去年同期明显加快。[7]

（五）全社会用电量

随着电力工业的迅速发展以及人民生活水平的逐步提高，全社会用电量稳步增长。特别是近年城乡电网的建设与改造步伐迅速加快，带动了城乡居民生活用电的增长。1999年全社会用电量达到12092亿千瓦时，比上年增长6.5%。其中第一产业525亿千瓦时，比上年增长5.3%；第二产业8806亿千瓦时，比上年增长6.5%；第三产业1209亿千瓦时，比上年增长7.7%；居民生活用电1470亿千瓦时，比上年增长5.9%；人均用电量和人均生活用电量分别达到960千瓦时和117千瓦时。[8]

据最新统计数据，2000年一季度，全社会用电量3053亿千瓦时，比上年同期增长9.97%。其中，行业用电2673亿千瓦时，比上年同期增长9.6%，城乡居民生活用电379亿千瓦时，比上年同期增长12.4%。按产业类别分，第一产业用电102亿千瓦时，第二产业用电2234亿千瓦时，第三产业用电337亿千瓦时，分别比上年同期增长-1.7%、9.5%和14.5%。

影响社会用电增幅较大的因素主要在于：

1．工业企业生产保持快速增长，对用电量增长影响较大。一季度工业用电比上年同期增长9.6%，其中轻工业增长11.2%，重工业增长9.2%，乡镇工业用电增长26.4%。

2．第三产业用电增长较多。尤其是春节期间广播电视、卫生福利、机关团体、公用事业等用电增长较快，“假日经济”影响商业用电同比增长21.7%。

3．城乡居民生活用电增幅较大。春节期间气温偏低，南方地区城乡居民保暖用电增加较多；用电条件的改善以及低收入家庭收入的增加，也是居民生活用电增长加快的因素之一。此外，上年电力增长速度前底后高，一季度同比基数较低也是原因之一。

目前社会用电主要特点体现为：

1．全国各地区用电增长不平衡，地区间增长幅度相差悬殊。华东、华北和南方各省用电量增长较大，而东北、华中和西部各省增长相对较低。增长幅度超过两位数的地区有北京、天津、上海、江苏、浙江、广东、广西、贵州、重庆、甘肃、宁夏等11个省。其中，江苏、浙江、广东等三省因出口企业生产全面回升，工业用电增长近两成；贵州充分利用电价低的优势，鼓励黄磷、铁合金等高耗能企业扩大生产，从而促进了电力销售，工业用电保持了较高的增长速度。东北地区受当地经济影响，用电增长虽有恢复，但不显著。

2．用电最高负荷继续攀升，峰谷差不断加大。华北、东北、华东、华中、西北和南方电网的最高负荷分别达到2784万千瓦、2164万千瓦、3204万千瓦、2121万千瓦、1037万千瓦和2397万千瓦，同比分别增长7.5%、5%、9.2%、3.7%、7.95和11.6%，其他独立省网也有较大幅度增长。最高负荷继续增长的同时，负荷率和利用小时则呈不断下降趋势，峰谷差进一步扩大。[7]

（六）行业发展存在的问题

中国电力行业在取得长足发展的同时，依然存在着一些问题，电力结构矛盾突出，在一定程度上制约了电力需求的增长。主要表现在以下几个方面：

1、电力发展的外部环境仍然趋紧，不容乐观

“八五”至“九五”期间，随着国家宏观调控力度的加大，电力投资总量虽有所增加，但相对比例连年下降。电力新开工规模较小，在建规模不足，缺乏后劲。同时，由于电煤价格上涨，电费欠帐，工程造价增幅过大，加剧了资金的短缺程度，

2、内部结构亟待调整，电力经济增长质量亟待提高

中国的电源结构仍以煤电为主，水电开发程度低，核电刚刚起步。电力技术装备水平较低，大容量、高参数机组比重小，供电煤耗与国际先进水平相比差距很大。

3、电网的负荷率持续下降，调峰矛盾日益突出

电网建设滞后于电源建设，结构薄弱，调峰能力不足；城网和农村电网老化严重，电网安全可靠性较差。

4、电力市场有待开发和完善

电力市场不够完善，电价管理较为混乱，公平竞争的市场秩序尚未形成；电力市场开发不够，制约了电力需求的增长[9]。