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第一篇：电力行业调研报告
电力行业整体困局调研报告
11月24日电 在煤电矛盾日益加剧的形势下，以山东、内蒙和广东三家不同特点的火电厂为样本调研发现，东部沿海运煤条件便利的国有电厂、西部紧邻煤堆的坑口电厂、机制灵活的广东民营电厂，均处于不同程度的亏损状态，整个电力行业已陷入前所未有的困局当中。
一、山东黄台电厂：老国企资不抵债无钱购煤
华能黄台电厂坐落于济南市东郊，始建于1958年，现有4台30万千瓦等级机组，装机容量136万千瓦，年发电能力80亿千瓦时，供热面积约占济南市集中供热面积的30%。
1.现状：资金链断裂 煤库存见底
目前，黄台电厂资金链已经断裂。企业总资产58亿元，而负债已达59.9亿元，资产负债率超过103%。从8月份开始，已贷不出款来。电厂从2006年到现在没有一年不亏损。今年前8个月，已亏损2.44亿元，预计全年亏损近4亿元。 目前黄台电厂4台机组中只有2台在工作。电厂全年要消耗400万吨电煤，其中重点合同煤仅95万吨，到厂价980多元，兑现率只有27.8%。在20多名业务人员的长期奔波下，催来的电煤库存也只有12万吨左右，不够10天耗用。
同时，黄台电厂承担着济南市1/3的集中供热任务。由于热电价格也是倒挂状态，预计今年冬季供热又要增亏1亿元。电厂厂长王喜春表示：“现在开始抓冬储煤了，但手头没钱，库存提不上来。今年，我再想承担社会责任，已经没有能力了。” 2.原因：煤电价格倒挂
山东电价上涨幅度远低于煤价上涨幅度，这是导致当前电厂巨亏的重要原因。自2004年实行煤电联动政策以来，山东电厂上网电价平均涨幅49%，而采购标煤单价上涨176%。目前，华能集团山东境内17个发电企业，欠煤款已达29亿元;华能、华电、国电、大唐在山东33家统调机组，只有3家盈利，亏损面91%。虽然山东省GDP全国第三，但上网电价却排第十名，比广东电价低7分多。
以黄台电厂为例，电厂有四台电力机组总装机136万千瓦，但煤价太高，上网电价太低，导致这家电厂入不敷出。按目前0.4219元/千瓦时的上网电价，电厂每发一度电将亏损7.15分。
二、内蒙古包头第一热电厂：煤堆旁的坑口电厂照样亏损
包头第一热电厂位于包头市昆区，与包头钢铁集团公司毗邻，占地面积39.19万平方米，始建于1958年3月，素有“草原明珠”美誉。
1.现状：煤源无忧 亏损严重
包头第一热电厂，是一家隶属北方电力公司的老坑口电厂。电厂距离煤矿仅150公里左右，在进煤渠道上相比沿海电厂优势明显。今年，北方电力公司统一订的重点合同标煤价是每吨322元，价格比较低廉。一年300万吨原煤消耗中，神华的煤占1/3，其中重点合同煤120万吨，今年以来兑现还不错。
但电厂厂长刘崇斌表示，“电厂从2005年开始亏损，总计亏损15亿元，若按20%的股本金计算，早就倒闭了。”
2.原因：开工不足 包袱沉重
刘崇斌认为，电厂亏损的原因是开工不足，机组出力不够。包头第一热电厂总装机105万千瓦，包括新上两台30万千瓦空冷发电机组。新厂30万机组开工不足70%，最高达到80%。机组设计运行标准不低于5500小时，现在只能运行4300小时左右。
而老电厂沉重的人员包袱，在包头第一热电厂十分典型。企业在岗职工2200人，退休800人，集体工300人，各项费用加起来每人每年要10万元。刘崇斌说：“这是历史遗留问题，这些人都要养活。而实际岗位最多1000人就够了。同样的装机，由于人员包袱不一样，我要多负担1亿元。”相比之下，快速上涨的煤价，只是压垮企业的最后一根稻草。今年考核指标中定的亏损额是2.7亿元，可能要亏损3.3亿元。 调研发现，像这家坑口电厂一样，尽管有煤可发，但由于上网电价太低，负荷上不去形成的“窝电”现象，在内蒙、山西等产煤省区一定范围内存在。目前，蒙西电网受外送通道建设严重滞后的影响，电力盈余超过300万千瓦，无法有力支援京津唐电网。尽快打通区域间的输电通道，应成为缓解电力布局和供应不平衡的必要措施。
三、广东阳西电厂：轻装上阵的民营企业也未幸免
广东华厦阳西电厂是由广东珠江投资管理集团有限公司投资新建的一座现代化大型火力发电厂，位于阳江市阳西县青湾仔村。电厂规划装机容量640万千瓦，投资近300亿元，分两期建设，首期已于2009年9月正式投产。
1.现状：难避亏损 进退两难
珠江投资是广州最大的民营企业，近期投资领域倾向电力、煤炭和路桥等基础建设板块。而阳西电厂就是珠江投资拓展电力投资板块的一枚棋子。但拥有2台60万千瓦先进机组的阳西电厂，在前两年分别盈利3000多万元和1.6亿元后，今年仍未摆脱亏损的命运。
目前，这家电厂上网电价执行4毛9分8的标杆电价。电厂财务总监廖方和表示，“我们成本控制要好，市场营销能力比国企灵活，效率可能比国企高一些，但今年盈利仍不理想。按现在煤价，发一度电亏损1分钱左右。单考虑煤价，企业不愿意多发电。但不发电亏损更厉害，利息没法承担。”到今年8月底，电厂亏损近9000万元。现在，一线工人270人，年薪10万元左右;企业中层年薪20多万元。但今年各项指标基本完成不了，大概要少收入15%左右。
2.原因：煤电联动不到位 影响电企积极性
廖方和认为，“煤价高是导致企业亏损的主要原因。煤炭是卖方市场，现在买煤很困难。”电厂所用电煤全部来自内蒙、山西等国内产煤省份，其中有不到20%的重点合同煤。以神华5500大卡的煤炭为例，在秦皇岛的离岸价8月份为830元，9月份涨到850元，同时运费、卸煤费等涨了100多元。去年同期，标煤价格900多元，今年到了1100元了，平均上涨10%-15%。
调研发现，尽管广东省上网电价全国最高，但30万火电机组全部亏损，全部电厂亏损面44%。南方电网财务部价格处处长高磊说，缺电源于价格因素，火电亏损主要因为电煤价格上涨，是煤电价格不能及时联动到位所致。像广西部分电厂进煤折合标煤每吨价格高达1200元，这直接影响发电企业的发电积极性。从国家电监会统计表明，目前，燃煤成本平均约占发电成本的70%。全国火电企业上半年亏损面达53.63%，资产负债率超过100%的资不抵债火电企业占全部火电企业的16.1%，严重影响火电企业的再生产能力。(完)
第二篇：2017年电力行业研究报告
一、电力行业供需形势分析
1、发电装机快速增长、电力供应能力总体富余
近几年，全国发电装机容量持续高速增长。截至2016年6月30日，我国总装机容量达到15.28亿千瓦，同比增长11.3%，增速同比上升2.6 个百分点。其中，水电装机2.81亿千瓦时，同比增长4.7%，增速同比下降1个百分点;火电装机10.19亿千瓦，同比增长7.9%，增速同比上升1.5个百分点;核电装机2961万千瓦，同比增长33.77%，增速同比上升9.27个百分点。2016年上半年，全国新增发电装机容量为历年同期最多，超过同期全社会用电增速8.6个百分点，电力供应能力过剩问题进一步加剧。
2、火电发电量延续负增长，发电设备利用小时同比继续降低
在经济稳中趋缓、新增装机增长等因素影响下，电力市场增长状况不太乐观。1~6月，全国规模以上电厂发电量27594.90亿千瓦时，同比增长1.0%。全国规模以上电厂火电发电量同比下降3.1%，继续负增长;发电设备利用小时1964小时(其中煤电2031小时)，同比降低194小时，为近十年来的同期最低水平。未来，随着国家环境保护与能源改革力度的加大，预计火力发电量与发电设备利用小时数将持续走低。
3、电力需求端增长空间有限
2016年上半年，全社会用电量2.78万亿千瓦时，同比增长2.68%。经历了2015年全社会用电需求不振的局面，2016年上半年用电需求开始逐步回暖，但整体增幅仍与行业产能不相匹配。其中，用电量占比最大的第二产业上半年实现用电量1.98亿千瓦时，同比增长0.53%，工业用电需求依旧停滞不前。中国经济步入新常态，电力需求端因经济增长速度降低和产业结构调整转折性变化，用电需求将持续放缓甚至降低，而供给端依旧维持较高增长速度，电力供需从平衡转为过剩且短期内难以缓解。
二、电力行业相关政策影响
1、限制煤电产能政策
2016年4月，国家发展改革委、国家能源局联合密集下发《关于促进我国煤电有序发展的通知》等3个文件对煤电来了个“急刹车”，文件内容涵盖了煤电项目的规划、核准、建设、淘汰落后产能等多个环节，以督促各地方政府和企业放缓燃煤火电建设步伐;9月23日，国家能源局发布了《关于取消一批不具备核准建设条件煤电项目的通知》(以下简称《通知》)，取消了15项、1240万千瓦不具备核准建设条件的煤电项目。这些项目分别位于吉林、山西、山东、陕西、四川、江西、广东、广西、云南等省(自治区)。限制煤电产能，短期利空火电企业增长，长期利于行业整合重组，利好大型规范煤电企业。
2、推进电力体制改革
2015年3月《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》发布，随后陆续下发了一系列配套文件，新电改的主要内容概括为“三放开、一独立、三加强”，即：放开新增配售电市场、放开输配以外的经营性电价、放开公益性调节以外的输配电价，交易机构相对独立，强化政府监管，强化电力统筹规划，强化电力高效运行和可靠供应。
2016年电改将迈入实质推进阶段，试点范围将扩大。新电改将构建新的市场体系，电力销售渠道和电价形成机制均发生重要变化，市场主体正在多元化、复杂化。随着改革的深入，市场机会更为多样，对于电厂增加了新的盈利模式，可以进入售电端，但竞争也将更激烈、更复杂，发电企业的盈利能力将产生显著分化。
3、环保政策约束煤电产能
2016 年，中国将进一步深入推进生态文明建设，随着《能源行业加强大气污染防治工作方案》、《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》、《2015 年中央发电企业煤电节能减排升级改造目标任务》、《生态文明体制改革总体议案》和新《环境保护法》逐步出台和实施，全国节能环保标准不断提高，能源开发的环境保护约束日益收紧，煤电企业面临的节能改造成本将进一步增大。
另外，国家对燃煤电厂超低排放实行电价支持政策，对2016年1月1日前、后并网运行并符合超低排放超低限值要求的燃煤发电企业，分别对其统购上网电量加价1分/每千瓦时(含税)、0.5分钱/每千瓦时(含税)。
三、火力发电行业竞争分析
1、行业竞争格局分析
中国火电行业，从整体上来看可以分为国家五大发电集团、非国电系国有发电集团、地 方发电集团及民营及外资发电企业。
五大发电集团是指华能集团、大唐集团、国电集团、华电集团和中电投集团;非国电系 国有发电集团包括三峡总公司、国家开发投资公司电力板块、神华集团电力板块、华润集团 电力板块等四小发电集团;地方发电集团包括申能集团、粤电集团、河北建设投资集团等地 方拥有的电力集团及两大核电集团;民营及外资发电企业是指外资和民间资本投资的一些电 力集团。其中中电投集团，三峡总公司等拥有水电容量较多，核电集团没有火电资产，其他 中央、地方、外资等电力企业装机大部分以火电为主。
当前和未来几年里，中国电力市场上的竞争主要不在发电运营端，而是在投资端。一家企业在地区的竞争优势主要取决与其有效发电容量的大小。所谓有效发电容量内涵丰富，相 对于小火电，大容量火电机组是有效的，相对于偏僻机组，坑口路口港口机组是有效的，相 对于高排放机组，清洁环保机组是有效的。总之，在竞争压力面前，各发电企业都重视提高 自己在区域内的有效装机容量，进而在随后政府定产的过程中，居于有利地位。
2、上游供应商议价能力
火电行业上游供应商主要是火电设备生产商和发电燃料供应商。过去 5-6 年的时间中国经济处于一轮高速发展的周期，用电增速十分强劲，这给上游供应商带来了订单压力，更带 来了滚滚的利润。更为重要的是在电煤紧缺，运力紧张，设备订单排满的氛围之下，中国火电行业渐渐失去了定价权，煤炭价格已经超出了火电行业可以控制的范围，甚至连政策的威慑力和控制力都不足以制约飞涨的煤价。
3、下游客户议价能力
火电行业和其他电源类型发电行业一样，下游客户包括三次产业的企业客户和城乡居民 客户，居民用电量比较稳定，增速也很稳定，一般在分析时不予考虑，影响电力行业的最大 下游客户当属第二产业中的制造业，尤其是一些高耗能行业。例如钢铁、有色、化工和建材 等。这些行业都是原材料行业，为下游的房地产、轻工业等提供原材料，这些基础性的行业 具有投资大，周期长，产能易增不易减等特点，因此在经济周期中处于不利的地位。总的来 看，电力下游客户除了在用电总量上对电力行业造成较大拖累外，在具体购电方式上不具有 很多话语权，电力销售市场是典型的卖方市场。
4、火电行业替代品
电力这种能源本身是二次能源，具有非常多一次能源所不具备的优点，大量动力机都在 使用电力，从技术的角度看，电力在当前可以预见的时期内不存在替代品。
然而就火电来说，其他电源类型将会产生重要的替代作用。从上表中不难看出，2020 年以前，非火电发电装机增速均要大大高出火电的装机，这是在产能领域形成的替代效果， 从调度次序上看，风电和核电等调度次序远高于火电，水电也是如此，因此，在产量领域其 他电源类型也要对火电有不小的替代。
当前的新型能源类型例如核聚变和核裂变，太阳能光伏光热发电，氢能和燃料电池，可 燃冰发电，天然气煤层气沼气发电，垃圾和生物质发电，风力发电，地热和海洋能发电等等， 这些新能源的发展对火电行业形成挑战。总的趋势是可再生发电方式替代非可再生的发电方 式、清洁发电方式替代有污染有排放的发电方式。
四、上市电力企业经营情况
1、业绩表现
2016年上半年，电力行业实现营业收入3,139.93亿元，同比下降3.60%。归母净利润426.32亿元，同比下降9.33%;实现毛利率30.15%，同比增长0.17 个百分点。其中，火电板块实现营业收入2,754.64亿元，同比降低8.30%;净利润302.56亿元，同比降低21.15%;毛利率27.61%，同比降低1.42个百分点;火电板块表现主要受到全社会需求增速仍较低、水电来水偏丰挤压发电空间以及年初电价下调的影响。此外，2016年一季度煤炭价格企稳，并于二季度回升，火电企业成本优势不再，对煤电企业盈利能力也构成相当的挤压。2016年1-8月份，动力煤价格持续上涨，特别是8月份价格上涨较快，以秦皇岛港5500大卡动力煤为例，与年初相比涨幅达33.8%，其中仅8月涨幅就达到15.1%。而进入9月份，神华集团、同煤集团、中煤集团等各大煤企对煤价再次进行了不同幅度(20-30元/吨)的上调。
随着电改推进，市场化交易电量比重扩大及其交易电价大幅度下降、以及发电设备利用率下降等多重不利因素影响，未来电力企业尤其是火电企业经营形势将面临严峻挑战。
2、板块估值
截至2016年6月30日，中信火电、水电、电网板块PE分别为11.7
6、19.8
3、32.83，相对沪深300溢价3.43%、74.41%、188.74%，相对于2016 年年初分别增长-15.03%、1.02%、8.24%。火电、水电、电网板块PB分别为 1.
42、1.9
5、2.81，较2016年年初分别下降21.55%、21.37%、11.64%。
五、影响电力公司估值变化的因素
1、国企改革注重分红及激励
对于电力行业，影响企业估值的一个核心问题，就是企业的非主业投资行为，使得大量优良资产所创造出来的现金流被跨界 投资所拖累。伴随着近期公布的各央企及省、市级企业的改革进程与路线，基本形成了：集团公司负责投资，项目公司负责 经营。待集团公司投资项目成熟落地后，再装入上市公司的模式。将企业投资风险剥离于上市公司，进一步确定了企业的安 全边界。
2、无风险利率下降及降息周期
做为重资产行业的电力企业，自身在伴随中国经济高速成长的过程中形成了海量的良性长期负债。充足的现金流及利润，即 便考虑负债总额及偿还期限等各方面因素，还是足以支持股东继续持有的决心。然而进入降息周期之后，由于存量的负债绝 对值巨大，必将给企业的财务成本优化，提供足够的空间。进一步锁定经营成本，夯实了企业的利润空间。
3、电价市场化的新红海
本次电改相关文件对于电价市场化做出了各项规定，其中水电也成为主体之一(公益性水电除外)。鉴于水电所具有的成本优 势、调节能力，加上清洁能源全额上网(有条件地区)的规定，长期被人为压抑的水电清洁能源，有望得到资本市场的进一 步认识。
4、碳交易市场带来的红利
即便考虑到多种能源互相匹配的发电结构，但是不可否认的是我们还是拥有着巨大的碳排放绝对值。而且除了发电层面，在 用电层面的节能减排，也是有效的促进中国 2030年碳达峰的关键因素。随着中美关于碳减排的一系列文件公布，中国将在2016 年开始全国范围内的碳交易市场布局，并在 2017 年形成系统性的交易体系和市场。对于清洁能源来说，一方面通过努力科研提高自身的转化效率，一方面通过国家补贴维持良性发展，现在还可以通过出售碳交易指标来获取一定的收益，形成 了新的投资亮点。
六、行业关注重点
1、现金流及利润较好的企业
面对二次电改放开的万亿市场和新增的电力服务市场，未来将有无限的机会，我们预计市场的重组整合将会持续不断的开展。 在这种竞争激烈的市场局面下，拥有良好的现金流和利润就意味着有能力在产业链上进一步做整合以增强竞争优势。发电企 业收购电网、售电公司收购发电资产，将成为典型的扩张模式，得以快速出现。
2、拥有销售渠道的企业
电改意味着发电企业直接面对用电端，在这种情形下，与用电端拥有良好关系的发电企业面对的竞争压力无疑会小很多。特 别是属于地方国资委所拥有的发电有电网企业，承担着创造税收、解决就业和其他一些社会责任，在同等条件下，因为地方 政府的信用背书，将使用户在心理信认层面直接向其倾斜，进而会得到更多的市场优势地位。特别是地方国资委拥有众多体 系内用电企业时，这种优势会更加明显。
3、拥有优质资源的企业
资源优劣是能源企业的生命线。电力虽然愈发具有抗周期的属性，但阶段性的暂时电力富余和紧缺不可避免。在高负债压力 下，拥有优质资源可以保障其在较为低迷的行业背景下，生存下去，甚至获得整合重组的机会。
资源有很多种，对于水电企业，一条流量澎湃的水系和运行良好的水电机组就是最大的资源。对于火电企业，优质的煤炭资 源和崭新的大容量火电机组就是最大的资源。对于光电和风电企业，良好的电站场地就是最大的资源。
4、战略正确，拥有良好布局的企业
电源建设是典型的“跑马圈地”行业，具有非常强的地域性和排他性特征，即一家公司在某一区域投资了电站，在没有重大用电 增长情况下，其他企业就不能在同一区域再新增电源投资。同时，地方政府为了保证本地就业、税收和已有投资的持续经营， 也不会随意允许外来电力进入本地市场。这样就为拥有良好布局的企业构建了一条护城河。
5、硬件配套企业
伴随着电力体系的进一步优化与市场配置，无论售电公司的大量涌现，还是电力跨区交易的蓬勃发展，都是以海量的基础设 施建设为前提的。甚至没有前期基础设施的完善，多能互联、能源互联网，都是一纸空谈。我们在关注电改周期之中，对于 发电、输电、售电、用电等环节的同时，亦应该对于电站建设、电力设备等行业予以足够的重视。
第三篇：印度电力行业报告及分析
一、印度电力行业现状及预测
印度电力短缺，尽管人均通电率已达80%，但停电现象经常发生，峰时电力短缺为2000万千瓦。随着印度高耗能行业的快速发展，印度电力短缺问题将持续存在。世界银行预测2015-2020年间印度GDP增长率将保持在7%以上，因此电力增长率要在10%以上才能满足经济发展的需要，但BMI预测印度中长期的电力年均增长率只能达到6%。
根据WEF发布的《2014-2015全球竞争力报告》，印度电力供应质量在参与排名的144个经济体中仅列第103位。
1.火力发电
BMI预测，未来十年内，印度的火力发电将持续占据电力来源的主导地位，至2024年占比仍超过80%。
火力发电中，燃煤发电量占比超过80%，中长期内保持此水平。但燃煤短缺已成为制约印度燃煤发电产业发展的瓶颈之一，现阶段燃煤发电企业经营所需15%的燃煤依赖进口。
天然气发电占火力发电比重约15%,但受限于天然气运输基础设施的落后，液化天然气的进口成本较高，制约了行业发展。BMI的印度电力项目数据库显示，前期招标阶段，天然气发电项目占比11.8%，而燃煤发电项目占比达到37.9%。中长期来看，天然气发电量占比将出现提升，但提升幅度不大。
印度的石油发电量占比较低且中长期内呈现逐年下滑趋势，至2024年，石油发电量占火力发电量的比重将降低至0.6%，占总发电量的比重将降低至0.5%。
2.水力发电
印度水力资源丰富，考虑60%的水头，仍大约有84000MW的水电蕴藏量。截至2014年底，印度的水电装机容量约为44199.7MW，水力发电量占总发电量的比重为12.7%。中长期印度将出现水电开发高峰期，但由于水力丰富的东北部和北部地区交通不便、地貌复杂，开发难度较大，短期内印度水电占比将出现小幅下滑。
3.新能源发电 为减少碳排放、降低高成本的火电燃料进口，印度近年来大力发展太阳能、风能、核能等清洁能源的发展，并提高了印度至2022年的新能源发电目标。但与此同时，印度国内官僚主义、腐败问题、电网效率低下等问题制约了新能源行业发展，业内人士普遍认为政府制定的新能源发电目标难以完成。
4.核能发电
世界银行的数据显示，目前印度20个核电站提供的电量低于总发电量的2%，但是政府计划到2050年将此比例提高到25%。中长期内，虽然核能发展仍存在较多阻碍因素，但莫迪政府已将核能列为优先发展的替代能源。为此，BMI对印度的核电领域表示乐观，预测20
15、20
16、2017年三年为核能发电的猛增期，年增长率分别达到17%、28%、19%。至2024年，核能发电量占总发电量的比重提高至3.4%。
5.输配电
印度缺乏智能电网、电力设备和电力线路老化严重，偷电现象普遍，损耗率近20%，是世界上输配电损耗率最高的国家之一。虽然印度中央政府出资大力支持智能电表计划，但由于联邦和邦政府不愿意提高电价来改进服务，中长期内印度的输配电损耗不会有很大改观。
6.电力进出口
在2015-2024年的十年预测期内，印度的电力短缺问题不会得到彻底解决，电力贸易仍将保持净进口，但电力行业产能的不断提高和输配电损耗率的下降将会起到一定的平衡作用。
二、印度电力市场竞争情况
印度电力行业竞争激烈，目前发电站一般由国有或地方级、邦控企业运营;输配电环节，由央属/邦属输配电公司运营，私营企业占比很小。印度政府推行电力行业私有化，大力推动电力生产及输配电领域的行业竞争，但同时又不断采取措施保护国内本土的电力运营商。目前电力私有化比重为28.7%，中央和州政府电力公司分别占31.9%和39.4%。
三、行业主要风险分析
1.莫迪政府上台以来，地缘政治意图十分明显，参与大国博弈，着力遏制中国，其外交政策也表现出明显“反华”、“防华”意图。目前印度政府投资的电站项目通常不允许中国企业参与，中国企业参与的主要是私人火电(燃煤、燃油)电站工程项目。
2.北部地区的部分水电项目，印度常借口为“敏感地区”而不允许中国企业参与竞争，甚至不允许中国企业供货。而在两国有领土争议地区的水电项目我国企业又不宜介入，然而恰恰是这些地区的水电资源最多且开发程度最低。
3.印度政府出于节能和环保的目的，对于各类工业排放不断提出新的要求。在电力领域，中央电力局(CEA)要求所有新上燃煤发电机组的热耗必须小于或等于1850千卡/千瓦时，这使得中国设备的竞争力不断下降，而采用国际方案的话，中国承包商的利润优势就会降低。
4.印度为鼓励电力发展，从“十一五”计划开始推行《百万机组政策》(Mega Power Policy)，即对装机容量100万千瓦及以上的新设电站给予特殊的税收优惠，如进口设备免除进口关税等。但此政策在2011年之后便名存实亡，很难再获批。
5.土地收购是印度电力基础设施行业发展的重要阻力。印度政府统计显示，该国工业发展瓶颈的70%要归结于征地成本过高等问题。土地成本本应只占工业项目的1%至4%，但征地进度缓慢和程序复杂，往往将土地成本推高到工业项目成本的20%。
第四篇：电力行业信息化建设分析报告
1
1、概述
电力行业作为国家基础性产业，为国民经济发展提供能源，与国家经济、社会发展和人民生活紧密相关，安全稳定和充足的电力供应,是国民经济健康稳定持续快速发展的重要前提条件。所以，电力行业在我国一直是由政府直接管理的。自2002年底起,国家全面推行电力体制改革，国家电监会、两大电网公司、五大发电集团公司和四个辅业公司相继成立,实现了“厂网分开”和“政企分开”的现代电力经营管理模式，形成了“有序、规范、竞争”的电力行业局面。因此，电力行业信息化也得到了长足发展，信息应用、资产、数量等急剧增长并形成了一定规模，已涉及到电力生产、管理、经营和服务等各个环节，信息化在其中的各个子系统(子应用)、模块等方面都发挥了积极的作用。但是，从电力信息化的整体来看，还存在着一系列的问题。
2、中国电力行业信息化建设发展历程
第一阶段，在电力信息化建设的初始时期。主要应用在电力实验数字计算、工程设计科技计算、发电厂自动监测、变电站所自动监测等方面。这一时期的电力行业信息化建设是计算机应用初期发展时期，计算机主体是国产DJS系列小型机，主要应用在科学计算和工程运算上。
第二阶段，为专项业务应用阶段。计算机系统在电力的广大业务领域得到应用，电力行业广泛使用计算机系统，如电网调度自动化、发电厂生产自动化控制系统、电力负荷控制预测、计算机辅助设计、计算机电力仿
2
真系统等。同时，企业开始注意开发建设管理信息的单项应用系统。
第三阶段，电力系统信息化建设高速发展时期。随着信息技术和网络技术的日新月异，网络技术的发展特别是国际互联网的出现和发展，使电力行业信息化实现了跨越式发展。信息技术应用的深度和广度，都达到了前所未有的地步。
3、我国电力行业信息化建设现状
3.1 网络系统初步形成
按照“统一领导、统一规划、统一标准、联合建设、分级管理、分步实施”的建网原则，公司的通信网、数据传输网和信息网络系统初步形成。电力专用通信网已初具规模，形成了微波、载波、卫星、光纤、无线移动通信等多种类、功能齐全的通信手段，通信范围已基本覆盖了全国36个省公司。国家电力公司调度系统数据网络，国家电力公司信息网、电话会议网已基本建成。
3.2 信息化应用水平有了显著提高
信息技术基础条件提升，(1)信息化推动电网管理水平提高;(2)发电生产管理信息化水平逐步提高;(3)电力规划设计实现数字化，达到国际先进水平;(4)基础性设施日趋完善;(5)电力营销管理的信息化，提高了电力行业服务水平。
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4、电力行业信息化建设存在的主要问题
尽管信息化建设在电力行业已经取得很大的成绩，信息化水平有了很大的提高，但应当看到，目前的信息化建设仅仅是开了个好头，以后的任务还很重，信息化的发展还存在诸多的问题。
4.1 信息系统管理的相对落后
电力信息化包括电力控制自动化和管理信息化两部分。厂站自动化历来是电力信息化的重点，大部分水电厂、火力发电厂以及变电站配备了计算机监控系统，相当一部分水电厂在进行改造后还实现了无人值班、少人值守，发电生产自动化监控系统的广泛应用大大提高了生产过程自动化水平，电力调度的自动化水平更是国际领先。但随着电力体制改革的深入，电力企业对管理信息系统的需求正变得越来越强烈，主要表现在发电集团需要加强对下属发电企业的管理、省地县供电公司需要提高企业效益等。
发电企业不仅需要加强管理信息系统的建设，而且需要把管理信息系统和自控系统整合在一起。但如何把管理系统和自动化控制系统整合在一起，目前还存在争论。一种观点认为，电厂的MIS可以直接从自控系统内提取数据;还有一种观点认为在MIS系统和自控系统之间还应建立CIS系统，CIS系统先从各个零散的自控系统内提取数据，然后对数据整理，再提取部分数据进入MIS系统。
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4.2 标准制定的相对落后
电力信息化标准的空白也是管理信息系统滞后的重要原因。信息化建设如果没有统一的行业标准，既无法实现不同单位间的信息共享，也培养不出一流的软件公司;反过来，如果没有一流的软件公司，全行业信息化建设的水平就得不到大幅度提升。
目前，电力行业信息化尚未制定统一的信息化标准体系，电力企业内部信息系统的信息编码、技术标准、规范也不统一;各应用系统根据自身的需要制定了很多编码体系，有的在网省范围内使用，有的在地市级电力企业使用，但都无法在全国推广。
电力行业很多单位都在搞标准，但谁都说了不算的根源在于用户需求不足。电力企业不像制造类企业供应链上下游企业之间联系那么紧密，葛洲坝水电站和小浪底水电站之间没有遵守同一数据标准的要求和愿望。
4.3 市场竞争混乱
标准的缺失不仅导致电力企业之间难以信息共享，还在一定程度上造成了电力信息化市场竞争的无序。据说，在一些区域市场，三个人成立一家软件公司，就能揽到电力信息化项目。
从整个电力信息化市场来看，需求比较旺盛的是电力营销管理系统。因为从乡镇供电所到省供电公司组织结构相对稳定，受本次体制改革的冲击相对较小，效益非常明显。
更重要的是，改革还没有尘埃落定。虽然发电企业和发电集团之间的资产划拨已经完成，但还没有实现从行政隶属关系向投资和被投资关系的
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转变。发电企业从省供电公司划拨到发电集团后，管理模式、组织机构等各不相同，各发电集团还没有明确的管理思想和组织模式。不管哪个企业，业务流程可以随着市场变化而不断调整，但管理思想必须相对稳定，否则管理信息化根本无从谈起。电力调度信息化市场也在缓慢启动之中，国电公司分为国家电网公司和南方电网公司后，区域网公司和省网公司之间的关系还不明朗。
4.4 组织机构困境
虽然电力信息化市场仍在蠕动，随着电力体制改革的深入，电力信息化建设的必要性和紧迫性已日益显现，不少企业已认识到信息化的重要性，但目前电力信息化的组织体系却难以承担如此繁重的任务。
目前，多数电力企业的电力生产、调度自动化和管理信息化分别由自动化处和信息中心承担，只有极个别电力企业把自动化处和信息中心合并在一起统一推进信息化建设。把信息中心和自动化处合并在一起，不仅可以共享技术资源，而且有利于把生产控制系统和管理系统的信息集成在一起，实现管控一体化。随着信息化的发展及企业信息化建设需求的扩展，电力企业的信息化涉及到业务与管理的各个方面，信息化需求从个别业务部门的需要扩展到整个企业的需要，大多数企业现行的信息化部门设置显然不能满足这种需求。由于信息化建设涉及到企业的各个方面，所以需要既懂业务又熟悉信息技术的“复合型”人才来负责与实施。
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4.5 信息中心面临重重困难
这几年的信息化经验表明，当前信息部门自身也面临着重重困难。如果这些困难得不到重视和及时的解决，那么对信息化的整体发展将会有极大的损害。
IT技术发展太快。IT技术人员和业务人员都无法对日新月异的IT技术中有关主机、操作系统、数据库、网络、存储、安全等方面作全面的了解和掌握，信息化呈无序性发展。规划不能满足发展的要求。业务部门有强烈的需求，但是在企业的信息化发展过程中某些应用(模块)无论在规划、设计、建设，还是在运行、控制过程中，信息部门的权威作用无法得到体现，造成了平台的多样性和复杂性。信息部门自身的问题。一方面，信息部门目前普遍存在机构、人力资源配备不到位，信息系统架构的分散导致人力资源不集中，信息战线拉得太长;另一方面，信息部门现有人员自身的基本技能、责任心等方面都存在一定的不足，导致运维能力低下，系统监控不到位。领导的支持。IT近几年在电力部门是一个大发展期，IT规模、资产等急剧膨胀;然而IT的直接经济效益并不明显，使得领导对IT的投入产生怀疑。因此，在后续系统运行维护人力和平台的升级、质保等财力方面不能得到保障。规模扩大了，人没有增加;资产增加了，后续的资金保证没有落实。信息部门作为电力企业的一个非主要专业，面对当前电力行业信息化现状，应该认清形势、抓住机遇、迎难而上，把电力行业的信息化推向一个新的高度。
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5、电力信息化建设将要面临的任务
国电公司正在实行改革，组建了国家电网公司和南方电网公司以及几个发电公司。国家电网公司作为国家控股公司，负责运营和管理国家电网的企业集团，承担着负责各区域电网之间的电力交易和调度，建设和经营跨区域输变电和联网工程。作为国家电力市场的骨干企业，承担着为发电企业和广大用户服务的任务。在未来市场化的电力运行环境下，要完成这样的任务，国家电网公司将要加强企业内部产业结构的优化重组，应用当代信息技术的发展成果，全面提高企业产业水平，以新的姿态迎接环境变化的新挑战。为此，电力公司在电力信息化建设方面，将主要做以下几项工程：
1.开发建设符合电力企业需求的、实用的企业信息管理平台。 2.加快建设国家电网公司信息网络，特别是建成以光纤通信为主的现代化电力通信传输干线网络。形成高速宽带数据传输网，构建电力高速数据通信网络平台。
3.加快应用系统的开发建设，包括建设以企业财务为核心的企业资源规划(ERP)系统和办公自动化系统(OA)的全国联网运行。
4.加快企业信息标准建设。
5.加强企业信息网络安全建设，确保企业稳定安全发展。 6.加快电力企业资源规划系统建设，推进企业国际化。 7.建立电力企业数据处理和存储中心。
8.服务正在成为现代信息行业的核心业务和运营理念。同时，IT行业
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各公司应把IT服务作为本公司的经济增长点。
6、电力行业信息化建设途径
电力信息化是一项复杂的系统工程，涉及到管理革新、业务流程优化、系统规划、方案设计、系统选型.实施、运行维护等各个方面。在新的电力行业格局下，对于信息化处于不同发展水平和发展阶段的电力企业。在信息化建设中需要根据其特定阶段与水平进行科学规划、理性建设。对于信息化程度较低或新组建的电力集团，应在总体规划方面狠下功夫，包括对现有业务流程与管理的诊断分析、对业务流 程的梳理与优化。对信息化建设进行全局规划：对于信息化程度较高的电力企业，应对各信息系统实施整合与集成，并进行科学的运行维护管理、绩效评估、持续改进，保证信息化价值的实现。
其中，电力信息化的核心是由各方面建设内容构成的一个系统的、完整的架构。该架构需要根据不同企业的具体情况。从企业的业务需求出发，以服务于企业发展战略为目标。结合同类企业信息化建设最佳实践经验和信息技术发展趋势加以构建，包括应用功能架构、信息资源架构、应用系统架构、系统平台架构.网络与基础设施架构、信息安全架构、信息化组织架构。电力企业信息化建设应从”七大架构”着手：
1、功能架构：从业务运作与管理决策的需求出发，分析功能需求。建立企业信息化的功能模型。
2.信息资源架构：对企业业务与管理活动涉及的信息进行分析、规划，抽象提炼出信息分类体系.提供使用、共享、集成和管理信息的策略。
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3.应用系统架构：基于应用功能架构构建实现信息化功能的应用系统及其相互集成的模型。
4.平台架构：即支撑应用系统运行的操作系统平台、数据库平台。应用服务平台框架。
5、网络与基础设施架构：规划选择企业信息系统运行的基础网络与设施，保证信息系统高效.稳定、安全 运行。
6.安全架构：构建从网络设备层、系统层到应用层的系统安全和科学的安全管理体系。
7.信息化组织架构：在企业发展战略和IT战略目标的指导下，建立适应未来发展需求的信息化组织体系。通过信息化架构分析与构建，可以为电力企业构建从网络与基础设施、数据平台、系统平台到应用系统、系 统功能和信息安全体系信息化组织体系、运行维护体系等的综合系统体系。
7、电力行业信息化发展趋势分析
在以信息化带动工业化，以工业化促进信息化的战略构想的指引下。我国电力企业信息化正在获得快速发展。电力企业信息化呈现出以下趋势：
第一、信息化观念由重视生产自动化向重视管理信息化转变。表现为由“硬”到“软”;
第二、应用模式由管控分离向信息一体化转变，即实现生产实时信息与管理信息的集成;
第三、应用架构由分散应用向整合应用转变，即从部门级单项应用到企业级涵盖生产、营销及财务、人事、设备等环节的整体应用;
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第四、数据管理由分散管理向集中管理转变。形成信息共享、增值的机制;
第五、系统模式由C/S架构向A/S+C/S架构转变，适应企业业务处理和经营运作快捷化、实时化的要求;
第六、实施模式由用户一供应商”模式向用户一咨询/监理商一供应商”模式转变。保证企业信息化切实从用户需求出发，控制信息化建设的质量和风险。
7、电力行业信息化建设建议
优化管理模式是电力企业应对市场化竞争的基础，整合应用是电力企业提高竞争力的有力支持，构建可持续的信息化架构是电力企业持续竞争优势的源泉，加强信息化的绩效管理，IT服务管理是信息化价值实现的保障。
目前电力企业在综合管理系统应用方面的滞后状态影响了企业管理水平的提升与竞争力的提高，电力企业需要大力推进管理信息化的进程，加强生产控制自动化化与管理信息化的结合，实现信息一体化。电力企业需要应信息社会经济发展的客观规律.改变我国电力企业对信息化部门不重视的局面，建立与健全信息化推进组织体系，推动电力企业信息化的发展。在信息化管理方面，需要围绕面向资源管理和面向项目管理方面，对信息管理制度进行梳理、修订、补充，逐步建立、完善适应电力企业信息化需要的管理制度，以对企业的信息化建设进行规范和管理。基于我国电力企业信息化现状与信息技术发展趋势，电力企业信息化应该采取以下策略：
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第一、以专业化的规划为指导，制定企业信息化的顶层设计蓝图; 第
二、大型电力集团以信息化整合产业链的资源，增强整体价值链的综合竞争优势。
第三、中小型电力企业以信息化规范管理提高效率、增强对市场的响应能力和速度;
第四、电力企业应树立IT服务管理与IT治理意识，建立相应的体制。保证信息化价值的最大发挥。
第五、以信息化带动管理创新，以管理创新促进信息化。实现电力企业价值链的协同化运作，以整合化的系统应用为目标，促进信息化的价值实现，推动电力企业综合竞争力的提升。
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第五篇：2012年电力建设行业统计分析报告
由中国电力建设企业协会(简称“中电建协”)负责完成的《2012电力建设行业统计分析报告》在总结我国电力工业改革十年取得的辉煌成就的基础上，结合“十二五”期间电力工业的发展趋势，从电力建设行业的基本情况出发，运用2012年电力建设企业统计年报的各项经济技术指标和有关部门的统计数据，采取定量与定性的方法进行统计信息分析，全面反映当前电力建设行业和电力建设施工、监理和调试企业的经济运行现状、存在问题和发展趋势。
在过去十年的发展中，我国电力建设快速发展，成绩斐然。其中，发电装机容量高速增长，电网建设速度突飞猛进，电源结构调整不断优化，技术装备水平大幅提升，节能减排降耗效果显著，电力建设实现了跨越式发展。这为我国经济社会平稳较快发展提供了强大动力，对改善人民生活起到了重要支撑和保障作用。
电源建设：
清洁能源占比升至28.4%
“到2012年底，我国发电装机达到11.45亿千瓦，预计到2013年装机规模将超过美国，居世界首位。”中电建协该分析报告指出，自“十一五”开局之年的2006年到“十二五”期间的前两年，我国发电装机增长迅猛。而2002年，这一指标数据仅为3.57亿千瓦。
截至2012年底，我国火电装机8.19亿千瓦;水电装机继2004年突破1亿千瓦跃居世界第一后，到2012年底，总装机已超过2.49亿千瓦;核电装机容量1257万千瓦，在建机组32台、容量3397万千瓦，占世界核电在建规模的40%以上;风电装机容量由2002年的40万千瓦增至2012年的6083万千瓦，目前我国是并网规模居世界第一的风电大国;光伏发电装机由2002年的基本空白增加到2012年的328万千瓦;建成1亿千瓦热电联产项目，改善了7000多万城镇人口的供暖条件。
值得注意的是，在装机规模不断增长的同时，我国的电力结构也在悄然改变。统计数据显示，我国水电、核电、风电、太阳能等清洁能源装机总容量在2002年仅9000万千瓦，到2012年，清洁能源装机已达3.26亿千瓦，占全口径发电装机容量的比例提高到28.4%，比2011年提高0.8个百分点。
分析报告指出，电力结构的持续优化，为全行业可持续发展注入了新的希望和生机。
电网建设： 智能电网快速推进
2006年至2012年，是我国电网建设快速发展的重要阶段。 分析报告统计显示，截至2012年底，我国220千伏及以上输电线路回路长度达50.7万千米、变电设备容量达22.8亿千伏安，电网规模连续稳居世界首位。
在这一过程中，智能电网成为电网发展的关键词。如今，智能电网已成为工业化、信息化社会发展的基础和重要组成部分。在当今经济发展趋势下，传统电网已不能够满足电力行业的需求，智能电网成为今后我国电网建设的发展方向。 “近年来，智能电网建设快速推进，电力智能化应用得到全面提升。交直流试验示范工程的投运，标志着我国特高压交直流输电在世界特高压输电技术领域登上制高点。”业内人士指出，随着市场化改革不断推进，智能电网已成为现代电网技术发展的必由之路。可以说，我国智能电网的发展前景一片大好。
科技创新：
从“中国制造”到“中国引领”
十年间，电力行业自主创新步伐明显加快，科技创新水平的显著提升成为电力行业最深刻的内在变化。
作为我国发电领域的绝对主力，火电产业依靠科技力量大幅提高发展效率与质量。其中，拥有百万千瓦超超临界燃煤发电机组54台，成为世界上拥有数量最多的国家。
水电建设方面，依托三峡工程，我国70万千瓦水轮机组实现国产化。值得一提的是，2012年11月5日，世界首台单机容量80万千瓦的水轮发电机组在金沙江向家坝水电站投产，标志着我国水电技术走在世界前列。
核电技术方面，我国采用第三代核电技术建设的AP1000核电机组进入主体建设阶段，核电站建设处于世界领先水平，第四代先进核能系统技术已实现重大突破。
我国电力设备国产化率继续提高，电力工业技术装备水平和制造能力进入新的发展阶段。
近年来，我国电网建设领域立足自主科技创新，电网远距离大容量输送能力和供电可靠性得到快速提升，特高压技术取得一系列重大突破，在世界电工领域实现了“中国制造”和“中国引领”。
节能减排：
标准煤耗十年下降57克
数据显示，截至2012年，我国累计关停小火电机组8336万千瓦，提前并超额完成国家关停小火电机组目标。目前，全国火电平均单机容量已由2002年的5.3万千瓦提高到2011年的11.4万千瓦。
十年间，电力行业持续推进技术改造和创新，不断降低主要能耗指标。2002年，全国6000千瓦及以上火电机组供电标准煤耗383克/千瓦时，2012年降至326克/千瓦时，十年间同比下降57克∕千瓦时，能源转换效率继续提高。
2002年，全国电网综合线损率7.52%，至2012年降为6.62%，居同等供电负荷密度条件国家先进水平。全国发电厂用电率6.15%，2011年降至5.39%。
另外，我国首台百万千瓦级空冷机组投运，标志着我国百万千瓦超超临界空冷机组应用水平迈上新的台阶。
在洁净煤技术发展与应用、碳捕集与封存技术应用、大型循环流化床锅炉应用等方面，我国均取得了显著成效。
2012年底，我国已投运脱硫机组容量达6.3亿千瓦，占煤电机组容量的89%，比2002年提高了86%，已投运循环流化床锅炉机组约9000万千瓦。2011年全国单位火电发电量二氧化硫排放2.3克/千瓦时，比2002年下降3.8克/千瓦时，下降62.3%。目前，我国已投运烟气脱硝机组容量达1.4亿千瓦，约占火电机组容量的18%。