2023年中国电力产业分析报告

目录一．产业发展特征 PAGEREFToc102047778\h21.1电力弹性系数 PAGEREFToc102047779\h21.2电网 PAGEREFToc102047780\h3二．产业发展状况及其趋势 PAGEREFToc102047781\h32.1电力供给及其结构 PAGEREFToc102047782\h32.2电力需求及其结构 PAGEREFToc102047783\h52.3电力紧缺形势及其成因 PAGEREFToc102047784\h7（一）缺电形势 PAGEREFToc102047785\h7（二）缺电原因 PAGEREFToc102047786\h82.4电力产业需求预测 PAGEREFToc102047787\h9（一）未来电力需求预测分析 PAGEREFToc102047788\h9（二）电力紧缺形势预测 PAGEREFToc102047789\h11三．产业政策环境 PAGEREFToc102047790\h113.1行业“十五”计划 PAGEREFToc102047791\h11（一）总体目标 PAGEREFToc102047792\h11（二）具体措施 PAGEREFToc102047793\h123.2行业管理体制改革 PAGEREFToc102047794\h13（一）“5+2”模式 PAGEREFToc102047795\h13（二）电监会 PAGEREFToc102047796\h13（三）国家发改委 PAGEREFToc102047797\h143.3对不同企业的政策 PAGEREFToc102047798\h143.4定价方式和电价政策 PAGEREFToc102047799\h15（一）目前的电力定价方式 PAGEREFToc102047800\h15（二）电力定价的政策趋向 PAGEREFToc102047801\h163.5竞价上网 PAGEREFToc102047802\h21（一）竞价上网给综合成本较高的火电带来冲击 PAGEREFToc102047803\h21（二）竞价上网将使电力企业两极分化日益严重 PAGEREFToc102047804\h223.6电煤采购政策 PAGEREFToc102047805\h23（一）电力体制改革后的电煤采购政策趋势 PAGEREFToc102047806\h23（二）电煤采购的进展 PAGEREFToc102047807\h24四．结论与政策选择 PAGEREFToc102047808\h25TOC\h\z\t"图目录"\c图11978年以来发电量增长率图 PAGEREFToc103490691\h3图21990年以来火力、水力发电占全部发电比重变化图 PAGEREFToc103490692\h4TOC\h\z\t"表目录"\c表12023—2023年发电量结构 PAGEREFToc103490710\h5表22023年主要电网用电量及增长率 PAGEREFToc103490711\h5表32023年各国电力需求弹性 PAGEREFToc103490712\h9表41980年以来中国经济增长与电力需求变化 PAGEREFToc103490713\h10表52023年至2023年的电力需求预测 PAGEREFToc103490714\h11电力产业分析报告（一）电力产业是国民经济中具有先行性的基础产业。电力项目从规划设计到投产运行需要2-3年的时间。因此，只有采取一定的超前发展，使电力系统具有必要的备用容量和足够的输配电能力，才能与经济发展的周期相吻合。一．产业发展特征1.1电力弹性系数电力产业与国民经济之间的正向联系具体表现为发电量增长率和GDP增长率之间呈现出高度的正相关性。电力弹性系数主要是从电力生产、消费的角度来衡量电力发展速度与国民经济增长速度之间的的关系。随着国家或地区经济的发展，无论是生产用电还是居民消费用电都会有所增长。特别是伴随着我国重化工业的发展，能源、机械制造、电子、化学、石化、冶炼、重型机械、汽车、修造船、冶金及建筑材料等行业和产业逐渐成为经济发展的主导产业。这些电能消耗大户将使这一阶段的电力弹性系数明显上升。从1950－1986年世界各主要工业发达国家电力消费弹性系数的变化情况来看，电力消费的弹性系数在相当一段时期内都大于1。从20世纪80年代后期开始，一些工业化国家出现了电力消费弹性系数小于1的情况。从中可以得出一个有关电力消费弹性系数变化规律的一般结论：电力消费弹性系数在经济发展的不同时期，因产业结构变动和居民生活用电水平的变化而各不相同。在重工业化时期，电力弹性系数一般大于1；高加工化时期电力弹性系数有所减小，但是居民生活用电水平的迅速提高仍然会使该系数大于1；进入工业化后期，电力消费弹性系数一般小于1。自2023年以来，中国电力弹性系数已经连续5年超过1。这反映了一种结构性的变化，即产业结构升级和城市化进程加快导致我国电力需求有了较快的增长。这种状况在短期内不会改变。1.2电网电力生产具有较强的竞争性，但是电网则具有自然垄断性。电网的输配能力决定了电力能否及时、安全地到达终端用户。根据发达国家的经验，输配电资产通常大于发电资产，输配电资产和发电资产的比例一般是60：40。例如，法国EDF公司2023年输电、配电和发电资产的比例为18：42：40。我国近年在加大电源建设的同时，也加强了电网建设。但是，由于电网建设不足的问题是多年历史积累形成的，新的电网建设投资规模巨大，建设周期也比较长，电网建设的任务依然相当艰巨，往往成为制约我国经济发展的“瓶颈”。电网的建设和发展需要合理的终端销售电价水平和电价结构相配合。目前，我国的电价水平和电价结构影响了电网系统的盈利水平和投资能力。为促进电力工业的持续发展，有必要在电网运行新体制的基础上，理顺输配电价，加强电网建设。二．产业发展状况及其趋势2.1电力供给及其结构九十年代中期以后，电力产业作为我国基础产业的重要性越来越明显。图1反映了1978年以来的发电量增长率。图11978年以来发电量增长率图资料来源：《中国统计年鉴》各年。2023年全国发电量达19080亿千瓦时，增长15.3%。其中，水电发电量2830亿千瓦时，同比增长3.1%；火电发电量15800亿千瓦时，同比增长16.8%；核电发电量450亿千瓦时，同比增长64.8%。2023年全国发电量达21302亿千瓦时，增长14.9%。其中，水电发电量3065亿千瓦时，同比增长17.6%；火电发电量17702亿千瓦时，同比增长14.4%。2023年全国净增发电装机容量4929万千瓦，到年底全国发电设备容量达到44070万千瓦，比上年增长12.6%，为近十年来的最高水平，新增装机规模创历史最高。2023年1-2月，全国发电量为3501.35亿千瓦时，同比增长12.1%。其中，水电发电量346.83亿千瓦时，同比增长19.9%；火电发电量3028.76亿千瓦时，同比增长11.2%。图2显示了我国电力产业的产量结构。火力发电占我国全部发电量的比重在80％以上，水力发电则略低于18％，在15％左右。图21990年以来火力、水力发电占全部发电比重变化图资料来源：同图1。如表1所示，以上总体结构近年来保持稳定。表12023—2023年发电量结构年份20232023202320232023火电80.9681.1781.7582.6683.10水电17.7717.6016.6014.8214.39核电1.221.171.602.28其他0.050.060.050.24资料来源：《中国统计年鉴》各年和国家统计局网站进度统计。2.2电力需求及其结构我国的电力消费弹性系数从2023开始大于1。2023年的弹性系数为1.70，2023年的弹性系数为1.57。这反映了我国经济增长对电力的消费需求大幅度增加，特别是2023年和2023年的电力消费增长异常。值得注意的是，显性的电力消费增长仅仅是以现有生产能力所提供的电力供给为基础的。现实中还存在着非常严重的电力紧缺。2023年中国出现拉闸限电的省份共计为22个，总数比上一年增加10个，部分地区从原先的仅缺电力发展为电力电量均短缺。2023年，拉闸限电仍然是大多数省份维持电力供应的主要手段，拉闸限电的省份数量增加到24个，用电缺口达2500—3000万千瓦时。表22023年主要电网用电量及增长率电网名称本年（亿千瓦时）增长率（％）华北2675.5816.28东北1709.7210华东3480.6520.56华中1926.9416.01西北1028.1719.06山东1054.288.51福建576.3616.46川渝724.815.15新疆122.0711.9西藏7.1130.29南方2359.7319.69海南52.3710.88合计15717.7816.46资料来源：国家电力信息网。2023年全社会用电量18910亿千瓦时，比去年同期增长15.4%，高于2023年3.8个百分点。其中一次产业用电增长1.69%，增长率低于2023年1.96个百分点；二次产业增长16.54%，高于2023年4.23个百分点；三次产业增长14.86%，高于2023年2.24个百分点。二次产业用电增长高于全社会用电量增长水平1.14个百分点，而三次产业用电增长却低于全社会用电量增长水平0.54个百分点。2023年春节过后，全国的日用电量一直在高位运行，每天都在55亿度左右，接近上一年夏天58亿度的历史最高值。2023年全社会用电量达21735亿千瓦时，比上一年增长14.9%，是改革开放以来的第二个高速增长年。其中，全国城乡居民生活用电量特别是城市居民生活用电量增长15%以上。南方部分地区高温干旱天气导致家庭空调使用量剧增，对拉动城市居民生活用电增长产生了很大的作用。

从用电结构的变化来看，自90年代以来，工业用电排前四位的行业依次为化工、黑色金属、建材、有色金属。但是最近两年，受投资的拉动以及国内外市场需求和价格等因素影响，我国生铁、钢、成品钢材、10种有色金属、铝材、水泥、化肥等高耗能产品产量均保持了较快的发展速度。从2023年开始，黑色和有色金属工业一直是我国用电增长最为迅猛的两个行业。2023年前四位行业用电的排序为：黑色金属、化工、有色金属、建材，其中黑色金属行业用电保持明显的逐季走高趋势，表明钢材仍保持较旺盛的需求；而有色金属行业用电呈现逐季缓和下降的趋势。

2023年，国民经济的重化工业倾向更加明显，重工业用电增速和比重继续上升。高耗电行业用电增长势头强劲，建材和化工等高耗电行业合计用电增长18.17%，但用电增幅受宏观调控以及电价上调的影响，总体呈现回落态势。由此可见，重工业及高能耗产业的快速增长是我国电力供应的主要压力来源。2.3电力紧缺形势及其成因（一）缺电形势改革开放以来，缺电最为严重的年份是86年，当年缺装机容量25％，缺电量20％。94年缺电力15％，缺电量10％，但是东北电网和广州电网开始出现过剩，大部分地区有不同程度的缓解。97年情况发生了很大的变化，特别是97年下半年开始，我国首次实现了电力供需平衡，全国所有的电网都进入过剩，原已摆脱缺电局面地广东、东北、海南、蒙西等地装机继续有一定的宽裕，枯水期缺电幅度下降，丰水期电力裕度增加；97年5月黄河来水增加，西北电网和河南电网逐步摆脱缺电局面。2023年以来，缺电形势开始显现。2023年再次出现了缺电，供应能力增长继续低于用电，装机3.56亿千瓦，增长5.3％，低于用电2.7个百分点，12个省区在夏季高峰和冬季枯水期出现拉限电：华北河北南网、山西和蒙西电网，华东上海、江苏和浙江电网，华中河南、湖北、四川和重庆电网，南方广东和贵州电网；东北、海南、江西和安徽等继续富裕；2023年电力供需总体紧张，22个省市区（23个省级电网）出现了拉限电，拉限电的地区和持续时间均有所增加，河北南网、蒙西、山西、浙江、江苏、广东、云南等电网出现持续拉限。2023年缺电进一步加深，用电缺口为3000万千瓦时左右。24个省市进行了限电。除东北三省、海南、新疆以外，其他地方基本上都出现了拉闸限电。缺电程度也进一步加深。浙江、山西、蒙西、河北南网、福建、湖南、四月、宁夏缺电严重，其中浙江、山西、宁夏的日负荷率在93％以上。（二）缺电原因缺电可分为三类：一是季节性缺电，二是区域性缺电，三是随机性缺电。季节性缺电主要是指电网的装机容量的增长落后于用量的增长，使得夏季高峰或者冬季枯水期出现较短时间的拉限电。2023年、2023年缺电主要出现在夏季用电的高峰期。区域性缺电主要是指在区域电网部分省区甚至省级电网一些地区进行了拉限电。区域性缺电在2023年、2023年范围扩大。随机性缺电主是由随机因素引起的。比如从2023年开始，由于气温偏高或偏低导致用电需求大大增加。无论是哪种类型的缺电，归根到底都反映了电力供应不足与电力需求快速增长之间的矛盾。（1）电力基础投资增长缓慢，电力供应总量不足。电力建设滞后于电力需求的增长是我国缺电的根本原因。有关研究表明，电力基建占全国基建的15％才比较合理。但是近年来我国电力基础投资连续落后于全国的基建投资，直接导致电力建设缓慢，电力供应总量不足。首先，发电装机增长缓慢，严重滞后于用电需求的增长。从固定资产投资总额与新增装机的比例关系变化看，90年全国每4亿元固定资产投资就配套有1万千瓦新增装机。2023年到2023年这一比例分别是每16亿、19亿、24亿固定资产投资才配套1万千瓦新增装机。2023年到2023年间，全社会用电量分别增长11.6％、15.4％和14.9%，而2023年到2023年发电装机增长分别只有6.9％，6％、5.3％。按照电力生产周期性特征看，发电装机增长远低于用电需求增长。最后，对宏观经济形势估计不足，导致新开工规模过小。在“九五”末期，国家对“十五”期间经济增长模式的设想与实际情况存在一定的偏差，从而对“十五”期间的电力需求预测偏低，开工与投产项目过少。（2）高耗能行业高速增长，用电负荷结构重型化，使电力供应对经济增长的支撑能力下降。导致高耗能行业及其产品近年来迅速发展的原因主要有三：一是国际分工推动部分高耗能产业向我国转移；二是国内外市场需求旺盛，行业利润较高；三是电力产业有关政策从98、99年开始给予高耗能行业优惠电价，特别是各地政府自行规定并出台了一些优惠措施，带动高耗能行业投资过热。2023年高耗能行业黑色有色建材及化工对工业用电的贡献率在44％以上，2023年的贡献率也在40％左右。工业结构的重型化导致GDP用电单耗持续上升。（3）持续高温、干旱和来水不足以及电煤供应逐年趋紧等因素导致随机性缺电增加。从2023年开始，我国许多地区出现了持续高温、干旱和来水不足的现象，造成水力发电能力不足。电煤供应逐年趋紧造成燃煤机组停机容量和次数越来越多。（4）局部电网结构薄弱，加剧了部分地区的电力供应紧张。不合理的电网结构导致输配电“卡脖子”的问题。比如，目前东北、黑龙江等地过剩的电力由于电网的问题而送不出来。东北、华北只有一根线在运行，东北过剩的容量往华北送容量还是有限，最大到80万千瓦，一般在60万千瓦。2.4电力产业需求预测（一）未来电力需求预测分析未来带动电力需求的因素较多。从产业结构的变化来看。中国经济仍处于工业化进程之中，结构转变是经济增长的主要源泉和动力。供给方面的因素是造成产业结构变化的基本原因。中国正处于投资迅速增长和资本积累的阶段，资本密集型制造业将进一步扩大。从长期来看，由于收入增长引起的消费结构变化和农业土地的制约，农业部门特别是种植业部门在总产出中的比重将有较大下降。轻工业部门如食品和纺织品部门由于中间投入成本增加，在总产出中的份额会有所下降。中间投入品中，能源部门的产出比重将进一步上升，而原材料部门的比重会下降。由于高投资需求和资本有机构成提高，资本品部门（特别是电机、电子等部门）的比重会有所上升。到2023年，电子及通信设备制造业仍将是中国最重要的出口部门。电气设备、化工等部门的出口将快速增长。到2023年之前，产业结构的这种变化必然造成对电力需求的扩大。我们从电力需求与经济增长的关系对未来电力需求进行预测。电力需求弹性系数＝电力需求增长速度/经济增长速度。如果电力需求弹性系数大于1，意味着电力需求的增长速度高于经济的增长速度。反之，则电力需求的增长速度低于经济的增长速度。表32023年各国电力需求弹性世界平均水平1.02低收入国家1.3中等收入国家1高收入国家0.93部分国家哥伦比亚1.64斯里兰卡1.45印度0.98中国0.86澳大利亚0.74英国0.71法国0.71新加坡0.7加拿大0.45美国0.47资料来源：世界银行和国际能源署。上表是利用世界银行公布的各国GDP的增长数据和国际能源署提供的各国能源需求数据计算的电力需求弹性。从中可以看出，高收入国家的电力需求弹性一般较低（大多数高收入国家的电力需求弹性小于1），而低收入国家的电力需求弹性则较高。表41980年以来中国经济增长与电力需求变化年份1981～19851986～19901991～19951996～20231981～19901991～20231981～2023202320232023电力需求增长6.528.659.956.087.5887.799.211.215.4GDP增长10.727.8711.988.269.2910.19.697.389.1电力需求弹性0.611.10.830.740.820.790.81.261.411.70资料来源：国家统计局网站与国家电力信息网。从上表可以看出，我国电力需求弹性在不同时期波动较大。1996年以前，电力需求弹性系数稳定在0.8左右。2023年以来，电力需求弹性保持高位，在短期内这种趋势可能延续，预计“十五”期间电力需求弹性将保持在1.3－1.5左右。但是从长期来看，随着产业结构的升级、调整以及用电效率的提高，电力需求弹性会有所降低。根据对国内电力需求的趋势分析并结合国际经验，预计“十五”以后电力需求弹性会下降，2023～2023年平均电力需求弹性将与改革开放以来的平均水平相当，保持在0.8左右。据此，2023年至2023年的电力需求预测如下：表52023年至2023年的电力需求预测年份20232023～20232023～20232023～20232023～2023GDP增长速度9.18.67.76.96.3电力需求弹性1.691.30.80.80.8电力需求（亿千瓦时）1891022810307704060052260注：（1）2023年为实际数据，其它为预测数据；（2）各期间的电力需求为该期间的最后一年的电力需求。根据研究结果，我们对未来20年的电力需求的预测是：2023年电力需求将达到2023～23000亿千瓦时，2023年电力需求将达到28000～32023亿千瓦时，2023年电力需求将达到50000亿千瓦时。（二）电力紧缺形势预测根据上述预测，结合电力的生产周期和目前的电力投资情况，我们认为2023年的电力仍然会显示出紧缺的特征。从电力投资到形成装机容量，一般需要2—3年的建设期。2023年以来的电力紧缺现象一方面固然是由于增长结构和居民消费结构变化而引起的电力消费需求大幅度上升，另一方面则是由于2023—2023年的电力投资不足造成的。随着2023、2023年以来出现的电力紧缺信号，2023—2023年全国计划内和计划外投资的电厂总计约有1亿千瓦的装机容量投产，平均每年的装机容量增长8%以上，预计2023年的发电量为2.4万亿千瓦。另一方面，国家宏观调控对高耗能产业采取了有保有压的政策，在一定程度上会调整电力需求。因此，目前电力紧缺形势将会在2023年年末好转，并于2023、2023年实现基本的供需平衡。三．产业政策环境3.1行业“十五”计划（一）总体目标1．加快体制改革，引入竞争机制，由市场配置资源，由供需决定价格。2．加强电网建设。“十五”期间，在继续安排好农网城网建设的同时，集中力量做好以下工作：一是抓紧建设北、中、南三个输电通道，形成“西电东送”的基本格局；二是重点发展跨省、跨地区输电线路，积极推进区域电网互联和全国联网进程，初步完成不同来水特点流域电网之间、不同峰谷时段电网之间的联系，实现电量补偿调度，装机互为备用，提高供电质量，优化电力资源配置；三是加强区域内主干电网建设；四是同步建设电网二次系统。3．积极发展水电，优先安排调节性能好、水能指标优越的大中型水电站和流域综合开发项目的建设；在电网供电能力不足的地区，因地制宜开发小型水电站；在水能资源缺乏、电网调峰困难的地区安排一些抽水蓄能电站的建设。4．优化火电结构。首先，有计划按步骤地关停超过经济寿命的小火电，提高大机组的比重。第二，推进超临界国产化、洁净煤发电示范工程建设，以促进电力产业技术升级；第三，对已运行的燃煤机组逐步安装环保设施，减少对大气的污染；第四，在有条件的地区，根据天然气资源的开发进展，适当建设天然气发电项目；第五，在缺水地区，研究启动大型空冷机组试点工程。5．适当发展核电，加快核电国产化：充分利用我国已经形成的核电设计、制造、建设和运营能力，以我为主、中外合作，以有竞争力的电价为目标，实现核电国产化。（二）具体措施1．环境保护法规体系。建立健全并适当提高现有与能源生产和消费有关的排污收费标准，引导企业积极采用先进设备和生产工艺，淘汰小火电等技术陈旧、效率低下的产能、用能设备。2．价格及收费政策。采取措施降低我国电价水平。在实行竞价上网办法之前，要及时对已完成还本付息的电厂重新核定电价；违反国家建设程序的电厂不能享受还本付息电价政策；不再批准任何以资产重组名义涨价筹资的项目；推广丰枯、峰谷分时电价；取消各种限制用电的措施；继续清理整顿电价中的乱摊派、乱加价、乱收费，降低电价水平，开拓电力市场。另外，对新能源发电要实行优惠上网电价，适时开展可再生能源发电配额制，支持其尽快发展。3．税收及贴息政策。研究制定促进水电和新能源产业发展的税收和贴息政策，如将生产型增值税改为消费型增值税等。4．行政措施。如强制关闭小火电、小煤窑，强制淘汰高耗低效用能产品等。3.2行业管理体制改革2023年3月，国务院正式批准了《电力体制改革方案》。电力体制改革的总体目标是：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。（一）“5+2”模式为了在发电环节引入竞争机制，首先要实现“厂网分开”，将国家电力公司管理的电力资产按照发电和电网两类业务进行划分。发电环节按照现代企业制度要求，将国家电力公司管理的发电资产直接改组或重组为规模大致相当的5个全国性的独立发电公司，逐步实行“竞价上网”。电网环节分别设立国家电网公司和中国南方电网有限责任公司。国家电网公司下设华北、东北、华东、华中和西北5个区域电网公司。国家电网公司主要负责各区域电网之间的电力交易和调度，并参与跨区域电网的投资与建设；区域电网公司负责经营管理电网，保证供电安全，规划区域电网发展，培育区域电力市场，管理电力调度交易中心，按市场规则进行电力调度。区域内的省级电力公司可改组为区域电网公司的分公司或子公司。2023年12月29日，五大全国性的独立发电公司和两大电网公司已经正式成立我国电力体制发生了重大的变化。（二）电监会为了对电力企业进行有效的监管，国家电力监管委员会于2023年3月20日正式挂牌成立。电监会将按照垂直管理体系，向区域电网公司电力交易调度中心派驻代表机构。其主要职责是制订市场运营规则，监管市场运行，维护公平竞争；向政府价格主管部门提出调整电价的建议；监督电力企业生产标准，颁发和管理电力业务许可证；处理电力纠纷；负责监督社会普遍服务政策的实施等。目前，电监会的主要工作包括：（1）加快市场建设，优化资源配置。打破分省平衡、地方保护的格局，开放市场，优化资源配置。（2）加强市场监管，规范竞价行为。严格规范竞价上网，认真执行上网电价政策，清理和整顿不合理电价。（3）加强需求管理，科学引导电力消费。积极推行峰谷、丰枯电价政策，积极推广蓄能技术，采取多种措施削减高峰用电负荷，厉行节约用电。（三）国家发改委国家发改委成立之前，国家计委下设基础产业司，基础产业司下设电力处，对电力行业提出发展规划，监测和分析行业的发展建设状况，并承担着发电重大项目的布局工作，事实上承担着电力产业的主要管理规划职能。国家发改委成立之后，下设能源局，主要职责为研究国内外能源开发利用情况，提出能源发展战略和重大政策；拟订能源发展规划，提出相关体制改革的建议；实施对石油、天然气、煤炭、电力等能源的管理；管理国家石油储备；提出能源节约和发展新能源的政策措施。发改委能源局下设电力处，承担着电力行业的规划和重大项目建设审批职能。3.3对不同企业的政策按照“十五”规划的发展目标，作为电力行业主体的火电产业将充分利用现有发电能力，积极发展坑口大机组火电，压缩小火电。从总体上来看，尽管火力发电在整个电力产业中并没有享受太多的产业政策优惠，但发展大机组火电已列入了国家发展的“十五”计划，有望获得更多的发展政策支持。而从国家发改委的审批来看，目前火力发电审批的项目大都是30万千瓦以上的大项目，10万千瓦之下的小火电不但不可能获得审批，反而正在清理整顿。这为大机组火电的发展创造了良好的发展环境。原国家经贸委（现已并入国家发改委）在“十五”期间严格执行关停小火电机组的规定，于2023年9月和12月公布了2023年第一批和第二批关停的小火电机组的名单，数量达到173家，并加大了管理的力度。在2023年底以前，单机容量5万千瓦以下的常规小火电机组基本关停。值得关注的是，由于2023年、2023年两年紧张的用电局面，一些小型火电机组并没有严格按照规定关闭，相反还新上了不少小型火电机组，但是，为了进一步提高火电厂能源利用率，今后，小火电在发电市场中的份额会继续压缩，这可能使一部分设备先进、实力雄厚的大机组获得良好的发展机会，而一些小火电面临着被市场淘汰出局的危险。除了大机组火电外，坑口火电符合我国的西部大开发政策，同时也符合我国电力结构调整的方向，有望获得更好的发展。电力产业的“十五”规划指出，在山西、陕西、内蒙和西南等能源基地建设矿区、坑口电厂，向东部及沿海缺电地区送电，促进更大范围的资源优化配置，推进全国联网。国家电力总公司的计划也指出，将积极支持和建设矿口电厂，建设煤炭基地的电站群，发挥规模经济效益，而且可以变送煤为送电以减轻对运输的压力，同时也可减轻对经济发达地区的环境压力。矿口电厂的重点是华北的山西、内蒙古西部、西北的陕西、宁夏以及东北的东三蒙，初步规划在2023年前要建成投产30～40GW的矿口电厂。从目前来看，坑口火电本身具备的原料价格优势也使其面临着很好的发展机会，其所占比重也将逐步提高。从“十五”规划的整体规划来看，通过关停小火电和逐步实施竞价上网，事实上将使发电市场的竞争日益规范。国有企业尤其是一些资产规模较大的电力企业和独立上市公司将会从中获得良好的发展机遇。同时，外资企业在发电资产的整合中也将获得更多的资源，并有望获得更大的市场份额。3.4定价方式和电价政策（一）目前的电力定价方式我国目前主要有两类电价：上网电价和销售电价。1．上网电价上网电价是指独立经营的发电企业向电网输送电力商品的结算价格。我国现行的上网电价一般实行单一电价制，主要有以下几种形式：（1）独立经营的老电厂的上网电价。如丹江水电厂、葛洲坝水电厂等发电企业，按定额发电单位成本、发电单位利润加发电单位税金的方法核定电价，一厂一价，一次核定、多年有效。（2）独立经营的集资电厂、中外合资电厂的上网电价。如华能国际下属的发电企业，一般按还本付息电价的原则核定，即按该电厂的定额发电单位成本加发电单位还贷额、减发电单位折旧额、加发电单位投资回报及企业留利、加发电单位税金来核定电价，一厂(或一机)一价，一年一定。（3）独立的地方小火电、小水电及自备电厂的上网电价，一般按平均成本加平均利润加税金的方法核定电价。此外还有各电网经营企业（电力公司）对所属非独立核算发电厂制定的各种内部核算电价等等。2．销售电价销售电价是指电力公司将电力商品销售给用户的到户价。我国目前基本上没有输配电的价格形成机制，销售电价与上网电价之间的差额可看作输配电价，其中包括各种基金及附加(如三峡建设基金)。2023年底我国平均销售电价为0.41元/千瓦时，平均上网电价为0.282元/千瓦时，上网电价占销售电价68%的比重，剩余的0.13元/千瓦时是输配电价的主要部分。从目前来看，电力定价存在很多不合理的因素。（1）从定价过程来看，主要是一种以企业个别成本为基础、成本无约束、市场无竞争、价格难控制的成本推动型的价格形成机制。由于物价管理部门在制定或调整电价时基本上是以企业上报的成本为主要依据，电力企业因此没有降低成本的动力和压力。虽然物价部门会对企业上报的成本资料进行审核，但由于信息不对称，无法了解企业的真实成本，这也会刺激企业虚报成本，其结果是鼓励粗放经营，保护落后，浪费资源。（2）从电价形式来看，表现出一厂一价、一机一价、各类电厂上网电价水平悬殊的不公平状况。这不仅增加了电价管理的难度，而且使发电企业失去了公平竞争的基础。（3）输配环节没有独立的具体价格形式，更没有明确的定价原则和办法。输配电网具有显著的自然垄断性，因而应该是价格管制的重点，以防止电网经营企业利用垄断地位获取垄断利润。（4）电价结构不科学。从地区看，没有形成科学合理的地区差价，阻碍了电力资源从丰富地区向贫乏地区的合理流动。现行电价结构难以发挥电价在促进电力资源优化配置和合理调节供求关系方面的功能，影响了电力工业经济运行的效率和质量。（二）电力定价的政策趋向按照电监会的工作安排，电价改革的长期任务是：将电价划分为上网电价、输电电价、配电价格和终端销售价格；发电、售电价格由市场竞争形成；输电、配电价格由政府制定；明晰管理规则，建立规范、透明的管理制度。改革初期（过渡期）的重点是在厂网分开的基础上，建立与发电环节适度竞争相适应的上网电价机制；初步建立有利于促进电网健康发展的输配电价格机制；实现销售电价与上网电价联动；优化销售电价结构；允许用电量大的用户直接向发电企业购电。目前的政策趋向主要包括以下几个关键内容：1．实行临时上网定价制度厂网价格分离是指对原来与电网实行统一核算、没有单独上网电价的电厂核定临时结算电价，使这些电厂从电网分离出来后能够正常运行（涉及3500万千瓦左右的机组）。对分离出来的电厂按保本原则（零利润原则）核定临时上网结算电价。临时上网电价以2023年度发电成本、财务费用、税金和上网电量为基础核定。发电厂成本包括：燃料费、外购电费、水费、材料费、工资及福利费、折旧费、修理费、其他费用共8个项目。其中，折旧费按照该电厂综合折旧率计算的折旧费确定，修理费按照该电厂近3年的平均水平确定。财务费用包括长期借款利息和短期借款利息，均按电厂2023年实际值考虑。其他成本项以电厂2023年决算报表数据为基础确定。临时上网电价计算公式分别为：水电厂上网电价＝（发电厂成本费用×1.187）∕近5年平均上网电量。其他电厂上网电价＝（发电厂成本费用×1.187）∕2023年实际上网电量或近3年平均上网电量。2．上网电价实行两部制电价过渡时期，上网电价实行两部制电价，即容量电价和电量电价。（1）容量电价的目的是为投资者提供部分收入保障，引导电力的长期投资。容量电价水平按电力调度交易中心经营范围内发电企业平均投资成本的一定比例制定，原则上实行同网同价，并保持相对稳定。统一制定容量电价是因为容量电价能够提供明确的价格信号，符合公平竞争的原则，有利于发电市场真正实现同网同价，操作简单，便于管理。（2）电量电价的确定有两种市场交易模式。一种是发电企业全部电量集中竞价上网模式，即发电商、供电商和用户等所有市场参与者均需通过电力库进行交易，电量由电力调度机构统一平衡（称为强制性电力市场）。在此模式下，市场价格由满足负荷需求的最后一台机组的报价决定。另一种交易模式是双边交易与集中竞价结合模式，即市场参与者可以通过集中竞价进行交易，也可以通过双边签订合同直接交易（称为非强制性电力市场）。在此模式下，双边交易的电量和价格由买卖双方协商确定。第一种模式的优点是由电网负责电力的调度和平衡，有利于电网的运行稳定。缺点是市场价格由少数机组决定，需求方未参与市场定价，很容易发生发电企业利用垄断势力操纵市场。第二种模式的优点是市场价格由供需双方确定，价格水平较低，但要求有足够多的需求方，并且对电网调度和市场监管的要求较高。按照电监会的意见，现阶段市场发育程度较低，政府监管能力比较薄弱，输、配电尚未分开，电网输电能力不足。目前，各地可自由选择第一种或第二种模式。对选择第一种模式的地区，为避免出现价格垄断现象，监管部门可规定最高、最低限价。但电力改革的目标是实行第二种模式。3．上网电价改革主体的不同限定（1）对于大用户用电直供问题，允许较大用电量的用户、独立核算的配电公司与发电公司进行双边交易，双边交易的电量和价格由买卖双方协商确定。（2）竞价上网的主体是常规水电、火电企业，以及核电企业。电网企业拥有的调峰电厂、风电、地热等新能源和可再生能源企业目前暂不参与竞争。（3）对于外商投资电厂的竞价上网问题，符合国家审批程序的外商直接投资企业，1994年以前建设并已签订购电合同的，以及1994年以后经国务院批准承诺过电价或投资回报率的，在保障投资者合理收益的基础上，重新协商，尽可能参加竞价上网。（4）搁浅成本将实施补偿。上网电价改革产生了搁浅成本（指这次改革后原有售电合同或协议的电价不能继续执行而导致的电厂收入降低部分）。根据国务院改革方案，国内投资建设的电厂搁浅成本在发电企业内部消化；外商直接投资电厂可重新协商处理原有购电合同，对于经协商后仍不能完全废止的购电合同，将形成搁浅成本。中国现有外商直接投资电力企业装机容量约3700万千瓦。其中，1994年以前建设的电厂主要集中在广东地区，约200万千瓦；1994年以后建设、经国务院批准承诺过电价或投资回报率的电厂约有1000万千瓦，主要分布在福建、河北、山东、安徽、江苏、广东、广西等地。这些电厂的搁浅成本需要进行逐厂清理。补偿资金主要通过变现国有发电资产的方式筹集。（5）关于竞价时环保收费政策。发电企业竞价时，应执行发电排放的环保收费政策，发电企业排污费标准应逐步达到污染治理的平均成本。4．输配、销售等相关电价的改革第一步是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。第二步是随着电网的发展，逐步过渡到“成本加成”方式核定输配电价格。监管机构将制定成本规则，电网运营成本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。第三步是当电网发展比较成熟时，选择“价格上限制”或“收入上限制”等基于业绩的管理方式。（1）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。共用网络服务价格按电压等级制定，各电压等级价格应反映其对系统造成的成本耗费。竞价初期，同一电压等级的用户输配电价执行同一价格水平，原则上实行单一电量电价。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三类。价格水平以成本为基础确定。辅助服务实行有偿提供，具体办法由电力监管部门制定。（2）在销售电价方面，由于售电环节不具有自然垄断性，改革方向是在给全部用户以自由选择供电商的权力的基础上，价格由市场决定。竞价初期，销售电价仍需由政府管理。政府制定销售电价的原则是坚持公平负担，有效调节电力需求，兼顾公共政策目标，并建立与上网电价联动的机制。（3）用户类别包括居民生活用电、农业生产用电以及工商业及其他用电。每类用户分电压等级和用电负荷特性进行定价。销售电价的调整采取正常调价和联动调价两种形式。一是居民和农业生产用电实行正常调价，原则上每年一次，期间尽量保持稳定。二是工商业和其他用户用电价格与上网电价实行联动，电价同方向变化超过一定幅度时相应调整销售电价，以使发电市场的价格变化情况能够及时传递给消费者，避免出现美国加州式的能源危机。电力市场运行第一年内，居民生活用电及农业生产用电价格水平原则上保持稳定（城乡用电同价除外）。调整用户分类、扩大两部制电价范围等改革措施，在电力市场竞价开始半年后逐步推行。（4）允许实行季节电价、高可靠性电价、可中断电价等其他有利于系统平衡、降低系统成本的电价形式。电力监管部门根据市场情况向政府价格主管部门提出调整电价的建议，政府价格主管部门审核批准电价，电力监管机构对企业执行价格的情况进行监督检查。5、最新电价管理办法2023年，4月，发改委出台了《上网电价管理暂行办法》、《输配电价管理暂行办法》和《销售电价管理暂行办法》，这标志著我国电价将实行新的定价机制。定于今年５月１日起执行的新电价管理办法，终于将2023年的《电价改革方案》的原则变成实施办法。上网电价引导电源投资此次出台的《上网电价管理暂行办法》规定，上网电价由政府价格主管部门根据发电项目经济寿命周期，按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金的原则核定。同一地区新建设的发电机组上网电价实行同一价格，并事先向社会公布。燃料价格涨落幅度较大时，上网电价在及时反映电力供求关系的前提下，与燃料价格联动。上网电价曾经有一段时间比较混乱，存在一机一价，地方加价等情况。经过最近几年的整顿之后，现行的上网电价已经比较规范，基本上是按照投资成本以个别成本为基础、运行成本以社会平均成本为基础的定价方式。新办法规定，竞价上网后，上网电价将实行两部制电价，其中，容量电价由政府制定，电量电价由市场竞争形成。容量电价将以折旧和财务费用为基础，并乘以根据电力供求状况确定的调整系数来制定。简单地说，容量电价是按机组容量（而非发电量多少）向投资者支付的固定费用，缺电时容量电价水平高一些，反之则减少。按照新办法，各区域电力市场可以实行全部电量集中竞价上网，也可以同时允许大用户和独立核算的配电公司与发电公司进行双边交易。独立输配电价带来利好在《输配电价管理暂行办法》中，输配电价由政府制定，实行统一政策，分级管理。电网输电业务、配电业务应逐步在财务上实行独立核算。输配分开后，应单独制定输电价格和配电价格。电价改革初期，共用网络输配电价由电网平均销售电价扣除平均购电价和输配电损耗后确定，逐步向成本加收益管理方式过渡。新电价管理办法将建立独立、规范的输配电价机制，使输配电价真正能够反映输配电真实成本。这样，输配电价占销售电价的比例将逐步趋向合理。销售电价引导合理用电《销售电价管理暂行办法》规定，销售电价由购电成本、输配电损耗、输配电价及政府性基金四部分构成。销售电价分类将最终简化为农业电价、居民用电和工商业及其他电价三类，农业电价与居民电价实行定期校核和调整，调整居民电价前需依法召开听证会。工商业及其他电价与上网电价实行联动。对于普遍关心的居民电价问题，新电价管理办法并不意味著居民电价的即时上涨。即使根据市场化改革的长期趋势，居民用电的价格要逐步反映居民供电的成本，但总体上看，居民用电还是被补贴的。随著电价总水平的上升，居民电价也应有所上升。3.5竞价上网按照新的电价管理办法，中国的电价将实行竞价上网，主要内容包括：（1）无论是还贷未完的现有机组还是要新建的电厂将来都改按发电项目经营期核定平均上网电价（目前实行的是还本付息定价制度）；（2）按先进的社会平均成本核定上网电价；（3）电网输配电价格应按照合理补偿成本费用、合理确定收益、依法计处税金的原则核定；（4）严格控制老电厂因改制和向境内外企业出售产权而提高电价。竞价上网是我国电力体制改革的最终目标，2023年底，几大重点电力企业和随后电监会的成立，标志着厂网分开迈出了关键的一步，但真正彻底实现厂网分开仍然需要一段时间。同时，竞价上网所需的负荷预测、实时电价计算系统等软硬件设施的到位也不可能一蹴而就，因此竞价上网在近期并不是全面实施在相当长的时间内，国内电力定价机制无法实现竞价上网这种理想状态。从长期看，电力改革将对电力产业的发展产生重大影响，尤其是原国电电力总公司的发电资产拆分将会导致电力产业的资产大重整，将使电力行业的竞争格局发生变化，发电企业将出现分化，呈现“强者更强，弱者淘汰”的格局。（一）竞价上网给综合成本较高的火电带来冲击与火力发电相比，水电在实现厂网分开、竞价上网和全国联网后将表现出明显的低成本竞争优势，其发电量和在电力结构中的比重将不断提高。水电与火电在单位千瓦造价方面相比较，水电大约为7000－10000元，30－60万千瓦国产机组的火电为5400－6300元，进口的66万千瓦机组为7200－8200元，水电比火电高约40%。尽管水电的建设成本高于火电，但是随着国家对环保控制要求的提高，如果考虑到火电厂脱硫、脱硝、除尘等环保要求所需资金（约占总投资的1/3），单位千瓦火电建设成本比水电低的优势差不多丧失殆尽。而水电站的长运营期和低运行成本却是火电站远远不及的。目前，国内水电公司运行成本一般是0.04－0.09元/千瓦时。火电厂由于需要源源不断地购买和运输大量燃料，而这方面的费用约占火力发电总成本的60%-70%，致使目前火电运行成本高达0.19元/千瓦时左右，随着煤炭价格的上涨，火电厂的发电成本还将上升。至于其他能源如核能、风能在中国尚属新技术，对外国技术依赖性很大，成本都比较高。所以，在发电公司实行竞价上网时，水电公司的优势最为明显。因此，随着发电排放的环保折价标准及相应配套税收政策的出台，在国家大力扶持水电企业的政策下，水电的发电成本低廉带来的竞争优势将会给火电带来一定冲击，而随着未来竞价上网的逐步实施，电力尤其是油电的成本过高问题将非常突出，加上电力产业内部产业政策的变化，火力发电在我国发电市场中所占的份额会有所缩小。不过，尽管燃煤电厂的发电量在电力结构中的比重将不断下降，但绝对数还将继续提高。预计到2050年，燃煤电厂发电量仍然要占50%左右。（二）竞价上网将使电力企业两极分化日益严重竞价上网后，电价的统一趋势必然将导致电力企业盈利水平出现较大分化。由于电力企业具有明显的规模经济效益，大机组、大电厂相对于小机组、小电厂来说具有无法比拟的成本优势，因此象华能国际、大唐电力等拥有大机组的企业在电力体制改革中无疑将会受益，其发电量和效益都将得到增长。而那些发电成本高、规模小、机组性能差的电力类企业由于市场竞争力较弱，市场份额将会逐步缩小，经营业绩堪忧，加上国家对小火电清理的力度正日益加大，未来面临着被淘汰出局的境地。除了规模因素外，竞价上网会对拥有不同机组的电力企业影响不一。按未来的电力定价机制，无论是还贷未完的现有机组还是将要新建的电厂都要改按发电项目经营期核定平均上网电价（目前实行的是还本付息定价制度），从长远看将促进电力企业的更快发展（提高效率、降低成本）。但对于电力企业而言，视其所拥有的机组情况不同，其盈利将受不同影响。比如，新投产发电机组的盈利能力将可能下降，对现有机组来讲，如果使用的是银行贷款或社会集资，其盈利能力将受到明显不利的影响。而华能国际、北京大唐等老电厂折旧提取已基本完成，没有债务，财务费用较低，在电价竞争上具有优势。另外，因国家政策的倾斜，拥有符合环保要求的机组的电力企业将有一个较为宽松的经营环境。总的来看，竞价上网会使我国的上网电价下降，这对所有的电力企业都是一个冲击，但具有竞争优势的电力企业可以通过扩大市场份额来获得比以前更高的收入和利润，从而导致电力企业的分化。但是，电力体制改革是一个长期的过程，竞价上网真正在全国范围内实施还需要一段时间。因此，它对具体企业的影响需要参照其发电方式、发电成本、企业规模、所处地区等因素做具体分析，不能一概而论。在广东、江苏、上海等经济发达、电力紧张的地区存在的高电价随着竞价上网的逐步实施有下降趋势，这会使当地的发电企业的利润将来会有所下降。从目前来看，在2年内全国范围内实施竞价上网的可能性很小，但在单个电网内部实施竞价上网的可操作性很大，尤其是南方电网独立后，随着“西电东送”计划的实施，广东地区的电价可能会有较大幅度的下调，这将部分发电成本较高的广东发电企业面临较大的经营压力。而对于山西、内蒙古等煤炭产区的发电企业来说，由于临近煤炭矿区，发电成本较低，通过竞价上网可以获得更大的市场份额和利润，这些企业包括：漳泽电力、内蒙华电、西山煤电等独立上市公司以及华能国际等大的发电集团在当地的发电企业。3.6电煤采购政策（一）电力体制改革后的电煤采购政策趋势我国电力工业以火力发电为主，火电占全部电力生产的80%，而用于发电的煤炭占每年煤炭产量的70%，因此电力体制改革势必对电煤生产产生深远影响。电力改革以后，电力煤炭采购将改变目前的单一垄断采购模式，有分有合，演化为几个具备一定规模的集团采购。新组建的两大电网公司和五个发电集团公司在2023年订货前都同意电煤订货由中能燃料公司(原国家电力公司下属负责煤炭采购供应的公司)统一进行，但各公司正式挂牌后，对未来电煤采购都有自己的想法，所以并不完全配合中能燃料公司的工作，导致电煤采购的实施更加复杂。电力竞价上网不但在电厂之间引入了竞争机制，而且必将引发电厂对成本的严格控制，其中最主要的是降低主要成本的煤炭价格。由此，在合同关系以外，电力集团采购将可能采取各种各样的采段以最大限度地降低成本。一是竞价招标采购；二是签定议价合同；三是委托集中采购；四是兼并收购建设煤矿，从源头开展竞争；五是在小煤矿集中地区或港口集散地自行采购；六是南方地区电力企业，在条件具备的情况下利用国际资源调节；七是与铁路运输企业、港口、航运企业组建综合性(集团)公司，扩展竞争领域和竞争范围，实行电力资本的顺向、逆向扩张等等。这将在一定程度上引发煤炭企业之间的恶性竞争。电力上网还会引发煤炭与其他能源品种之间的竞争。目前，我国水电企业的营运成本（不含建设成本）是每千瓦时0.04元～0.09元之间，而火电企业的运行成本却在每千瓦时0.19元左右。考虑到今后火电企业脱硫、除尘等环保方面的投入，如果火电价格高于其他能源品种的发电价格，火电便会失去竞争力。（二）电煤采购的进展由于我国电煤长期实行计划采购政策，电煤价格问题一直是煤电双方争执的焦点。过去，用煤企业都是按照国家计划与煤炭企业签订合同，电力企业也不例外。从近几年计划内的电煤价格和市场价格比较看，国内电煤价格一直低于市场价格。其中固然有电煤需求量大、集中采购运输成本较低等原因，但也不能排除国家在协调煤电行业发展上的政策导向等因素的影响。从这个意义上来说，电力行业的高额利润是以牺牲煤炭行业为代价的。由于利益分配不均，煤炭企业和发电企业多次产生价格分歧。在2023年12月在长沙召开的全国煤炭订货会上，煤矿在充分考虑电力企业承受能力的基础上，提出调整部分煤种的价格，但电力部门坚持“不谈价，不变交货方式，不修改合同条款”的三不原则，结果导致许多电力企业没有采购到足够数量的煤炭。拖延数月之久的2023年电煤供应问题，随着发改委的多次协调，在2023年5月调高山西电煤价格的通知而得到初步解决。国家发改委在2023年5月通知发给了山西省和5大发电集团及两大电网公司。建议发电用煤在2023年合同价格的基础上，贫瘦煤和无烟煤每吨提高8元，大同优混煤每吨提高2元。发改委强调，煤电双方企业要按照协调价格，在2023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。这次电煤订货价格上涨，无疑会造成发电成本的增加。2023年全国电煤平均价格为136元/吨，平均到厂价格210元/吨，平均供电煤耗按照381g/kWh测算，电的燃料成本平均为0.08元/千瓦时，按照新近确定的电煤价格，电的燃料平均成本将上升至0.083元/千瓦时，上涨约3.75%。当然，各地区发电企业因所处地区不同，煤炭价格也有差别，从而对成本的影响也不同。如山东电力、华能集团、华能国际、湖南电力、湖北电力等，将增加支出4—5亿元。一年一度的煤炭订货会，2023改名为“产运需衔接会”，希望借此积极探索符合市场机制要求的煤炭交易形式。为了打破“煤电之争”的瓶颈，国家发改委制定了新的游戏规则，——煤电价格联动。煤电双方要按照价格联动机制的精神，对尚未签订长期合同的电煤，2023年的车板价以2023年9月底实际结算的车板价为基础，在8%的幅度内进行浮动、进行协商。东北地区以及内蒙古东部地区，如果2023年10月份的电煤价格超过了9月份，2023年继续维持该价格。不过，从长期发展趋势看，尽管我国的电煤价格已经初步放开，并且随着电力需求的迅猛增长，电煤价格出现了较大幅度的上升。但是我国煤炭行业总体仍供大于求，这制约了煤炭价格的上涨空间，而环保的要求也使部分煤炭的消费量降低，煤炭价格的上涨是有限度的。另外，如果火电企业满负荷生产，发电量的加大使单位发电成本下降，也可以部分抵销煤炭价格上涨的影响。因此，火电企业在煤炭政策上仍然有很大的决定权。四．结论与政策选择1．在新的经济加速发展周期中，由于冶金、化工、建材等重化工业的加速发展，另一方面由于居民消费结构的升级，从生产和生活两个方面产生了电力消费的强大需求。2023年电力需求弹性系数高达1.70，2023年达1.57，在供给没有跟进的情况下，导致了较大的用电缺口，电力紧缺给经济增长带来了较大的伤害，大多数省份通过拉闸限电维持电力供应。2．在市场需求的刺激下，2023年以来电力投资加速增长，这些投资将在2023年底、2023年形成生产能力并投产，预计2023年全年的发电量将达2.4万亿千瓦时。与此同时，随着国家对钢铁、水泥等固定资产投资过热的宏观调控，高耗电产业的发展将受到一定程度的制约，对电力生产方面的需求增长速度会略有下降。我们预计，2023年底电力供需会趋平。目前电力紧缺的局面不会持续太长时间。3．在一定的产业结构和经济发展阶段，电力的消费需求弹性是相对稳定的。根据我国目前的产业结构和经济发展水平，我们预测我国电力需求仍然会保持较高的增长速度。2023年电力需求量将达到3万亿千瓦时，2023年电力需求量将达4万亿千瓦时，2023年电力需求将达到5万亿千瓦时。基于电力产品特殊性，电力方面的投入应该根据经济发展水平和对电力的消费需求来组织。4．由于电力产品具有不可储存性的特征，尽力维持电力的供需平衡必须坚持效率原则。一方面要发挥价格机制在引导消费与生产方面的的作用，另一方面也要求政府部门对电力发展进行充分的规划与指导，纠正市场机制下电力发展的扭曲。近两年来电力紧缺局面的严重性反映了我们目前电力运行机制上的缺陷，对于这一缺陷我们的判断是市场机制在电力产业发展方面的力量太薄弱，传统的“看得见的手”由于其固有的信息和激励方面的劣势，机制比较僵硬，不能正确保持电力行业供需平衡与健康发展。市场化是未来电力行业运行机制深入改革的一个基本的取向。5．在电力体制市场化取向的改革过程中，发电领域应该充分培育市场主体，鼓励民营企业进入电力生产领域。加快对原有的大型发电企业进行实质性的产权改革，为“竞价上网”提供可行的市场竞争主体。6．我国目前电网建设不足，企业分布不合理。电网是一种自然垄断行业，如何实行有效的电网公司经营机制，使得电网能够拥有较好的信息反馈机制和激励机制，确实根据经济发展需要布网、建网，合理输配电力，这是电力体制改革的需要深入探索的一个问题。7．电力价格的合理性直接影响到电力资源配置的效率。电力价格改革的基本原则是实行竞加上网，制定独立的输配电价，引入配售公开，实行独立的售电服务电价，最终形成发电、输电、配电和售电均有独立价值体系的电价形成机制。从目前的情况看，电厂上网电价改革是目前改革的核心和关键。在单一价格机制和两部制电价机制中，我们认为单一价格机制更为适合，因为它可以保证发电企业充分的竞争并提供更有效的激励，同时可以保证相关发电技术量的最优组合。明确输配电价的形成办法，促进输配网络的建设和发展，是改革的一个难点。目前一方面电网的建设和布局严重不能满足经济发展的需要；另一方面，电力的输配方面没有独立的价格形成机制，留给输配环节的价格份额太低，这一方面损害了进一步建设电网的激励与能力，另一方面扭曲了进一步建设电网所需要的信息。在输配电价格改革方面，我们建议目前推行受益率监管机制，确保电网的有效建设与布局。最后，加快实行销售电价改革，取消交叉补贴，实行价格联动，逐步推广分时电价和实时电价机制，这将成为今后电价改革的趋势。

2023年环保行业分析报告2023年5月目录一、总体净利增速达30%，水处理板块表现最突出 PAGEREFToc356759998\h31、2022年总体净利润增长达30%，2023年一季度相对平稳 PAGEREFToc356759999\h32、水处理板块表现最突出，节能板块增长依然落后 PAGEREFToc356760000\h4二、水和固废龙头企业增势良好，大气治理等待政策推动 PAGEREFToc356760001\h101、水和固废龙头保持持续增长，一季度情况相对平稳 PAGEREFToc356760002\h102、水及固废处理企业业绩较好，大气和监测企业等待政策推动 PAGEREFToc356760003\h123、主要环保公司年报及一季报情况汇总 PAGEREFToc356760004\h15三、盈利能力变化情况 PAGEREFToc356760005\h191、2023年毛利率稳中略降，净利率各季度波动较大 PAGEREFToc356760006\h192、2023年费用控制较好，2023年一季度费用率提升较多 PAGEREFToc356760007\h203、碧水源资产收益率继续提升，期待后续资金使用带来效益 PAGEREFToc356760008\h22四、关注资产负债表中应收、预收、存货等各项变化 PAGEREFToc356760009\h23五、投资建议——关注政策及订单催化剂 PAGEREFToc356760010\h25一、总体净利增速达30%，水处理板块表现最突出1、2022年总体净利润增长达30%，2023年一季度相对平稳2022年，环保公司整体实现营业收入219亿元，同比增长26%，营业成本157亿元，同比增长27%；实现归属净利润合计30亿元，同比增长30%。2023年一季度单季，环保公司整体实现营业收入36亿元，同比下降0.54%，环比减少57%；主营业务成本25亿元，同比下降4.3%，环比减少59%；归属净利润合计4亿元，同比增长10%，环比减少71%。环保公司2023年总体净利润增长速度达到30%，总体增长情况好于其他行业，也符合市场预期。而2023年一季度，环保公司总体增速表现相对比较平稳，总营业收入和去年基本持平，成本和费用的下降促进了净利润的增长。从历史来看，一季度历来是环保工程公司收入确认的低点，因此，平稳的表现也属于预期之中。对于板块后续的增长，我们认为，2023年各项政策将逐步落实，治污力度加大，对与环保企业2023年的盈利增长仍是可以充满信心的。2、水处理板块表现最突出，节能板块增长依然落后根据各公司主营业务的类型，我们将目前主要的环保上市公司分为环境监测、节能、大气污染治理、水污染治理、及固废污染治理五大板块，对各个板块盈利增长情况进行。为了更好地说明各板块增长情况，我们在板块分析中对以下几处进行了调整：（1）由于九龙电力2023年电力资产仍在收入和利润统计中，因此大气污染治理板块中我们此次仍暂时将其剔除，2023年二季度开始将其并入分析；（2）盛运股份目前收购中科通用的重组进程尚在推进，目前盈利中并不是环保资产盈利状况的体现，因此等待重组完成后，我们再将其纳入固废板块中统一讨论。2023年，大气污染治理板块在所有环保公司中收入占比仍然最大，主要是由于目前上市公司中，大气污染治理的企业最多，其中还包括了成立时间较长、发展比较成熟的龙净环保。但从净利润占比来看，水污染治理、固废处理板块均开始超越大气治理板块，水和固废处理领域相关企业盈利能力还是较强的。而从2023年一季度各板块收入和利润的占比情况来看，水处理板块收入和利润的季节性波动相对明显，一季度是全年业绩低点。而固废、和大气治理板块的季节性波动相对较小。从收入和净利润增速来看，固废处理板块和水处理板块仍然是净利润增长相对最高的，而其中水处理板块表现尤为突出，2023年、2023年一季度净利润增速都大幅领先于其他板块。水处理一直是环保行业中最重要的一部分，2023年，经济形势相对低迷，但对以市政投入为主的污水处理工程建设影响较小，水处理板块中的碧水源、津膜科技收入和利润增长形势都较好。而其中的工业水处理企业万邦达、中电环保等，由于之前基数较低，也在2023-2023年有了良好的业绩增速。在所有板块中，节能板块增长依然落后，受宏观经济不景气影响较大。大气治理板块2023年、及2023年一季度净利润增速依然偏慢，需要等待后续的政策落实推动业绩提升。而环境监测板块发展则逐步平稳。大气污染治理：2023年，板块实现营业收入71.3亿元，同比增长24%；营业成本53亿元，同比增长28%；归属净利润7.4亿元，同比增长12%。2023年一季度，板块实现营业收入12.6亿元，同比增长24%；营业成本8.9亿元，同比增长23%；归属净利润0.94亿元，同比增长5.5%。固废处理：2023年，板块实现营业收入39.9亿元，同比增长18%；营业成本24.7亿元，同比增长15%；归属净利润7.6亿元，同比增长38%。2023年一季度，板块实现营业收入8.5亿元，同比增长9%；营业成本5.5亿元，同比增长16%；归属净利润1.5亿元，同比增长3.5%。水污染治理：2023年，板块实现营业收入30亿元，同比增长64%；营业成本19亿元，同比增长75%；归属净利润7.8亿元，同比增长53%。2023年一季度，板块实现营业收入4.4亿元，同比增长40%；营业成本3.3亿元，同比增长54%；归属净利润0.46亿元，同比增长28%。其中，工业水处理板块2023年实现营业收入9.5亿元，同比增长60%；营业成本7亿元，同比增长70%；归属净利润1.6亿元，同比增长28%。2023年一季度实现营业收入1.7亿元，同比增长65%；营业成本1.3亿元，同比增长67%；归属净利润0.24亿元，同比增长30%。节能：2023年，板块实现营业收入15.9亿元，同比增长36%；营业成本10.6亿元，同比增长45%；归属净利润2.4亿元，同比减少4.6%。2023年一季度，板块实现营业收入2.6亿元，同比下降3%；营业成本1.7亿元，同比下降2%；归属净利润0.39亿元，同比下降1.8%。环境监测：2023年，板块实现营业收入14.2亿元，同比增长15%；营业成本6.9亿元，同比增长18%；归属净利润3.2亿元，同比增长9%。2023年一季度，板块实现营业收入2.5亿元，同比增长17%；营业成本1.2亿元，同比增长21%；归属净利润0.24亿元，同比增长10%。二、水和固废龙头企业增势良好，大气治理等待政策推动1、水和固废龙头保持持续增长，一季度情况相对平稳从各家环保公司2023年度业绩情况来看，水、固废领域的两家龙头公司桑德环境、碧水源增长势头依然良好。在我国环保产业发展的现阶段，龙头公司具备品牌、规模优势，发展思路清晰、市场拓展顺畅，经营状况也相对稳定，可保持持续增长的势头。此外，天壕节能、永清环保2023年业绩增速也较为亮眼。而从2023年一季报情况来看，环保公司利润增速大多不高，一季度历来是工程公司收入和业绩确认的低点，其中桑德环境业绩季节性波动相对较小，凯美特气和国电清新则由于去年同期基数较低，2023年一季度利润增速达到较高水平。此外，目前收入增速高于成本增速的公司仍然较少，大部分公司由于新业务拓展、异地扩张、或原材料上涨等因素影响，都面临成本上涨的压力。从长期趋势来看，各环保公司还将抓住产业发展的机会大力拓展新市场，而且随着环保市场参与主体的增加、竞争加剧，毛利率还存在下降的可能性。2023年收入增速高于成本增速的公司：雪迪龙、桑德环境、九龙电力、东江环保。2023年一季度收入增速高于成本增速的公司：九龙电力、龙源技术、国电清新。2023年及2023年一季度收入增速均显著低于成本增速的公司：先河环保、凯美特气、燃控科技。2023年收入和净利增速均较高的公司：天壕节能、永清环保、桑德环境、碧水源。2023年收入和净利增速较低的公司：易世达、三维丝。2023年一季度收入和净利增速均较高的公司：桑德环境、凯美特气、国电清新。2023年一季度净利润增速较低的公司：先河环保、易世达、永清环保、三维丝。2、水及固废处理企业业绩较好，大气和监测企业等待政策推动从2023年年报情况来看，水处理、固废处理企业业绩基本都符合或略超预期。监测、节能、大气治理板块企业业绩大多低于预期。我们认为，2023年，整体宏观经济环境较为低迷，与工业企业相关的投入、污染治理都可能受到一定影响。而水处理、固废处理作为环保板块中占比最大的两个细分领域，多以市政投入为主，污染治理监管也相对更加到位，因此受到经济周期的影响波动小。相比之下，节能板块受经济不景气的影响最大。而大气治理和监测企业则受政府换届、治污政策推动的影响较大。2023年，随着政策的落实和推动，大气治理和监测企业的业绩应有望得到改善。从2023年一季报的情况来看，一季度历来是环保工程类公司收入确认低点，因此对其业绩预期普遍也较低，2023年一季度的收入结算也没有太多亮点。部分企业由于去年同期基数较低，2023年增速表现相对较好。部分企业的利润增长来自于募集资金带来财务费用的减少、或管理销售费用的控制。还有部分企业去年留下的在手订单结算保障了一季度的增长。环保公司全年业绩的兑现情况还需等待后面的季度表现再判断。2023年年报业绩略超预期的公司：桑德环境（固废业务进展良好，配股顺利完成）、天壕节能（2023年新投产项目多，2023年贡献全年收益，还有资产处置收益）。2023年年报业绩符合预期的公司：碧水源（北京地区项目结算多，各地小碧水源持续拓展）、九龙电力（煤价下跌、脱硫脱硝等环保业务发展快）、中电环保（延期的核电、火电项目恢复建设）、雪迪