2009~2012年中国电力设备行业调研及战略咨询报告（节选）
时间：2009-10-23 来源：<赛尔输配电产品应用变压器及仪器仪表卷>
{dy}章电力设备行业发展环境分析

    {dy}节我国宏观经济发展分析
   
    一、2008年我国工业发展状况分析
   
    2008年，工业经济运行呈现“前高后低”走势。受国际经济金融形势变化等因素的影响，进入下半年工业经济运行下行压力加大，生产增长放缓，出口明显下滑，部分行业、企业经营困难。为着力扭转经济下滑趋势，中央及时采取了扩内需、保增长的一系列政策措施。工业生产增速小幅回升，经济运行显现出一些回暖迹象。全年工业经济运行的主要特点是：
   
    2008年，全国规模以上工业增加值比2007年增长12.9%，增速同比回落5.6个百分点。其中，一季度增长16.2%，二季度增长15.9%，三季度增长13%，四季度增长6.4%。12月份，规模以上工业增加值同比增长5.7%，增速比11月份回升0.3个百分点，同比回落11.7个百分点。
   
    轻工业增速回落慢于重工业，年底重工业增速有所回升。全年轻、重工业增加值分别增长12.3%和13.2%，增速比2007年回落4个和6.4个百分点。12月份，轻工业增长8.1%，比上月减缓2个百分点；重工业增长4.7%，回升1.3个百分点。
   
    工业产品出口下滑。全年规模以上工业完成出口交货值80844亿元，比2007年增长10.8%，增幅同比回落10.7个百分点。进入四季度，工业产品出口下滑趋势更加明显，11、12月份出口交货值分别下降5.2%和8.8%。
   
    多数地区生产增势减缓。全国27个省份生产增速比2007年有不同程度回落，山东、广东、江苏、浙江等工业大省增速同比分别减缓7个、5.5个、4.7个和7.8个百分点。全年东、中、西部地区工业增加值平均增长11.6%、15.8%和15%，增速比2007年分别回落6.2个、5个和4.6个百分点。
   
    产销衔接基本正常。全国工业产品销售率97.7%，同比降低0.4个百分点。其中，轻、重工业产销率分别为97.4%和97.8%，同比降低0.3个和0.4个百分点。
   
    效益水平下滑，亏损面扩大。前11个月，规模以上工业企业实现利润24066亿元，同比增长4.9%。分时间段看，1~2月增长16.5%，3~5月增长23.1%，6~8月增长17.3%，9~11月下降26.2%。亏损企业亏损额4879亿元，同比增长1.8倍。企业亏损面达到18%，同比扩大3.6个百分点。
   
    二、2009年我国经济运行情况及预测
   
    中国的实体经济受到了全球经济危机的的巨大冲击，但目前还没有出现太大问题。这场危机对中国的影响之所以比其他国家来得要小，是因为中国不依赖国外资本支持经济增长，银行业基本上未受国际金融动荡的波及，同时存在采取大规模财政和宏观经济刺激措施的空间。然而，随着全球危机的加剧，中国的出口已受到重创，并正在对社会投资和市场情绪产生影响，对制造业的影响尤其明显。
   
    尽管中国的经济增长速度在下降，但仍将继续高于其他大部分国家。强有力的刺激政策将会对国内需求、生产和就业起到支持作用，并有助于缓解经济的下滑。银行在前几年的去杠杆化后，目前正在积极地扩张信贷。私人消费到目前为止仍表现较为活跃，应当能够继续保持较快增长。由于经济刺激政策的出台，政府主导的投资正在加速增长。
   
    持续的全球性经济危机将会抑制中国2009和2010年的增长速度，这种抑制作用主要是来自出口的疲软和社会投资的减缓。世界银行最近大幅下调了对2009年全球GDP和全球进口的预测。据此，预计2009年中国出口将继续萎缩。虽然政府主导的经济活动将会支持经济的增长，但由于它在整体经济中所占份额有限，因此不能而且也不应该xx抵消市场活动下行的压力。预计2009年中国GDP的增速为6.5%，大大低于其潜在增长速度。
   
    然而，中国经济的基本面坚实，使得决策者可以从更长远的角度来考虑政策对经济的影响，而不是只局限于2009年。到目前为止，有关政策措施的重点是通过刺激投资来实现经济增长的目标，应该将政策的重点从过于强调短期的GDP增长目标转移到更多地关注结构调整和改革上。
   
    总的说来，尽管外部环境充满挑战，但由于大规模的政策刺激，中国经济应当会继续保持显著增长。预计2009年GDP增长6.5%，比2008年11月底的预测低1个百分点。下调的主要原因是国际经济前景比那时看来更不乐观。在这一形势下，政府主导的开支将拉动GDP增长4.9个百分点，或者占说是总增长的三分之二。
第二节我国电力行业发展状况分析
   
    一、2008~2009年我国发电装机容量和新增装机容量情况
   
    （一）2008年我国发电装机容量达79253万千瓦
   
    据{zx1}统计快报显示：截止到2008年底，我国发电设备装机容量达到79253万千瓦，同比增长10.34%。其中，水电17152万千瓦，约占总容量21.64%，同比增长15.68%；火电60132万千瓦，约占总容量75.87%，同比增长8.15%。水、火电占总容量的比例同比分别上升1.00个百分点和下降1.55个百分点。风电并网总容量894万千瓦，同比增长111.48%。全国电网220kV及以上输电线路回路长度36.48万千米，同比增长11.10%。220kV及以上变电设备容量138714万千伏安，同比增长17.80%。
   
    2008年，我国全口径发电量34334亿千瓦时，同比增长5.18%。其中，水电5633亿千瓦时，约占全部发电量16.41%，同比增长19.50%；火电27793亿千瓦时，约占全部发电量80.95%，同比增长2.17%；核电684亿千瓦时，约占全部发电量1.99%，同比增长8.79%；风电128亿千瓦时，同比增长126.79%。分地区看，发电量同比增长排在前3位的依次为：安徽（25.8%）、广西（23.4％）、陕西（20.2%）。
   
    2008年，全国发电生产能力继续提高，电源结构调整力度进一步加大。三峡电站5台机组（350万千瓦）、广西龙滩水电站（一期）4台机组（280万千瓦）和云南景洪水电站（一期）3台机组（105万千瓦）等一批大中型水电机组集中投产，使得水电新增装机规模再创历史新高。截止到年底，三峡电站26台机组（总容量1820万千瓦）、广西龙滩水电站（一期）7台机组（总容量420万千瓦）均已全部投产；四川锦屏二级、向家坝及云南小湾等水电站相继实现大江截流，全年水电建设取得了历史性辉煌成就。火电建设继续向着大容量、高参数、节水环保型方向发展，上海外高桥电厂2台、江苏泰州电厂1台百万千瓦超超临界机组又相继投运，使得全国在运百万千瓦超超临界机组达到10台，世界首台百万千万空冷机组也已经在宁夏开工建设。核电加快了立项核准和建设速度，全年共核准浙江秦山、福建宁德、福建福清及广东阳江共14台核电机组，建设规模1512万千瓦。风力发电翻倍增长，全年基建新增风电设备容量466万千瓦。内蒙古自治区继2007年风电装机容量突破100万千瓦后，2008年已逼近300万千瓦。中国国电集团公司风电设备容量突破200万千瓦。全年又有一批生物质发电厂建成投产。
   
    2008年上半年，全国电力供需形势基本保持总体平衡态势；下半年，受国际金融危机加深等因素影响，全国经济增长势头迅速放缓，电力消费需求明显减弱，发电设备利用小时数大幅回落。2008年，全国6000千瓦及以上电厂累计平均设备利用小时数为4677小时，同比降低337小时。其中，水电3621小时，同比增长102小时；火电4911小时，同比降低427小时；核电7731小时，同比降低46小时。
   
    2008年，全国电力行业节能减排成效继续显现。经国家能源局核实，全年关停小火电机组容量1669万千瓦。2008年，全国发电生产耗用原煤13.4亿吨，同比增长4.05%。全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗为349g/kWh，比上年降低7g/kWh。全国电网输电线路损失率为6.64%，比2007年下降0.33个百分点。
   
    2008年，全社会用电量34268亿千瓦时，同比增长5.23%，增速比上年回落9.57个百分点。其中，{dy}产业879亿千瓦时，同比增长1.85%；第二产业25863亿千瓦时，同比增长3.83%；第三产业3498亿千瓦时，同比增长9.67%；城乡居民生活4035亿千瓦时，同比增长11.83%。轻、重工业用电量分别为4511亿千瓦时和20984亿千瓦时，同比分别增长0.99%和4.24%，轻、重工业增幅比2007年分别下降7.92和13.45个百分点。

    2008年，全国特高压、超高压电网以及跨区送电规模加快发展。晋东南-荆门1000kV特高压交流试验示范工程试运行，向家坝-上海±800kV特高压直流输电工程的开工，体现了特高压建设取得新进展；兰州东-白银-宁东750kV输电线路、青海官亭-西宁750kV输变电工程相继投运,标志着西北地区750kV电网建设取得阶段性成果；500kV贵州施秉至广东贤令山输变电工程和500kV文山-大新-南宁输变电工程相继建成投产，500kV“皖电东送”西通道建成投运，以及内蒙古送华北电网的汗海-沽源-平安城500kV输变电工程建成投产，“西电东送”通道建设快速推进；东北-华北直流背靠背联网工程竣工投产、世界{sg}±660kV西北（宁东）-华北（山东）直流输电示范工程和西北-华中（四川）直流联网工程开工，全国跨区联网建设加快进行。
   
    2008年，电力行业经受了多重困难的严峻考验，圆满完成了全国经济运行和奥运保电任务。全国电力建设与投资结构继续加快调整，电力新增生产能力持续较快提升。受国际金融危机影响，电力消费需求减缓，发、用电量增速大幅回落，电力节能减排成效继续显现。
   
    2008年，南方部分地区遭遇百年罕见的雨雪冰冻灾害，四川等地发生里氏8级地震，面对突发的重大自然灾害，电力职工众志成城，团结奋战，胜利完成了灾区保电、抢修任务，为灾区的恢复重建作出了巨大贡献。
   
    2008年，中国成功举办了第29届奥运会，电力职工在奥运期间克服重重困难，努力工作，出色地完成了奥运保电任务。
   
    2008年，全国电力基本建设投资完成额继续增加，达到5763.29亿元，同比增长1.52%。其中，电源、电网分别完成投资2878.73亿元和2884.56亿元，同比分别下降10.78%和增长17.69%，电源基本建设投资呈现结构加快调整的态势。核电、风电基本建设投资完成额分别增长71.85%和88.10%，火电基本建设投资完成额下降21.99%。电网基本建设投资占电力基本建设投资的50.05%。
   
    2008年，全国基建新增生产能力依然保持较大规模，基建新增发电设备容量9051万千瓦。其中，水电2010万千瓦，火电6575万千瓦，风电466万千瓦。新增220kV及以上输电线路4.10万千米，新增220kV及以上变电设备容量23222万千伏安。

    （二）2009年我国发电装机容量将达到8.6亿千瓦
   
    预计2009年我国电力生产能力将继续提高，全国基建新增发电设备容量8000万千瓦左右，除去全年全国预计将关停的小火电机组容量1300万千瓦，到2009年底，我国发电装机容量将达到8.6亿千瓦左右。相对于电力需求，电力供应能力充足。
   
    报告指出，国家出台拉动投资各项措施后，电力企业也已经积极行动起来，确保国家促进经济平稳发展各项措施在电力行业落实到位。预计全年电源投资仍然在3000亿元左右，其中水电、核电、风电等可再生能源投资比例特别是核电投资比例将继续提高。电网投资规模继续扩大，全年电网投资(包括各类技改投资)预计在3500亿元左右。
   
    此外，2009年，电源结构调整力度将加大，水电建设规模仍然较大，火电向大容量、高参数方向发展，核电、风电等可再生能源及电网建设加速。2009年，在解决好移民、环保问题的前提下，金沙江中下游、雅砻江、大渡河等水电建设步伐将加快；2009年仍将是水电投产高峰期，全年将有一批大中型水电机组(包括抽水蓄能)集中投产。将在控制总建设规模的前提下，适度控制一般火电项目建设，主要支持热电联产、大型煤电基地等项目建设；新投产火电机组中，80%以上为30万千瓦以上机组。2009年，将积极推进甘肃、内蒙古等大型风电基地建设；生物质发电将继续适度发展；浙江三门、山东海阳和广东台山等一批核电项目将尽快开工。
   
    电网建设方面，2009年，国家将继续支持增强电网抗灾能力，还将重点支持青藏联网和中西部地区县级以上城市电网改造；继续推进皖电东送、川电东送、葛沪直流改造、西南水电送出、宁东和呼伦贝尔、锡盟煤电外送等工程。适时启动新疆联网工程，配套建设大型风电基地送出输变电工程。在海南联网一期工程预计2009年投产基础上，将积极推进该工程的二期建设。
   
    对于电力需求及供需形势，报告做了并不乐观的预测。预计2009年一季度甚至二季度将是电力增长最困难的时期，上半年仍有可能持续出现负增长。预计自二季度末期，在部分地区(例如华北、华东)相对上年同期有可能出现一定恢复，进入三季度各地区特别是华北、华东和华南沿海地区电力需求量可能会陆续出现正增长，并逐步带动或影响中部、西部地区进入四季度后有一定的用电增长。全年呈现明显的“前低后高”态势。预计2009年全社会用电量增速在5%左右。全年发电设备利用小时在4500小时左右，其中，火电在4700小时左右。

二、2008年我国电力生产情况
   
    2008年随着电力下游需求的减少，电力行业新增生产能力同比减少；可再生能源发电容量增加，其中以风电发电容量增加幅度{zd0}；设备变电容量增加；发电设备利用方面，倾向于利用可再生能源发电设备。
   
    2008年，全国发电量34334亿千瓦时，同比增长5.18%，增速降低8.99个百分点。全年发电量呈现下降趋势，尤以2008年11月份受到下游需求减少的影响，发电量当月负增长幅度{zd0}。2008年12月，发电量情况有所好转，但仍面临生产能力过剩需求不足的局面。
   
    （一）可再生能源新增生产能力同比增加
   
    2008年，全国基建新增生产能力依然保持较大规模，基建新增发电设备容量9051万千瓦，同比减少10.6%。其中，水电2010万千瓦，同比增加53.8%；火电6575万千瓦，同比减少24.1%；风电466万千瓦，同比增加57.3%；新增220kV及以上输电线路4.10万千米，较上年减少50万米；新增220kV及以上变电设备容量23222万千伏安，同比增加23.2%。
   
    （二）可再生能源发电设备利用增加
   
    受电力需求减少的影响，发电设备利用小时数大幅回落，其中，水电利用小时数增长，火电和核电的利用小时数降低。具体来看，2008年全国6000千瓦及以上电厂累计平均设备利用小时数为4677小时，同比降低7.14%。其中，水电3621小时，同比增长2.52%；火电4911小时，同比降低8.25%；核电7731小时，同比降低0.78%。
   
    （三）电源结构调整力度加大
   
    2008年，全国发电生产能力继续提高，电源结构调整力度进一步加大。火电调整关停力度加大，可再生能源和清洁能源发电比重提高。具体呈现以下几个特点：
   
    1.电源建设向环保清洁能源倾斜
   
    水电建设方面：三峡电站新增5台机组(350万千瓦)、广西龙滩水电站(一期)新增4台机组(280万千瓦)和云南景洪水电站(一期)新增3台机组(105万千瓦)，使得水电新增装机规模再创历史新高；截止年底，三峡电站26台机组(总容量1820万千瓦)、广西龙滩水电站(一期)7台机组(总容量420万千瓦)均已全部投产；四川锦屏二级、向家坝及云南小湾等水电站相继实现大江截流，全年水电建设取得了历史性辉煌成就。
　
    火电建设继续向着大容量、高参数、节水环保型方向发展，上海外高桥电厂2台、江苏泰州电厂1台百万千瓦超超临界机组又相继投运，使得全国在运百万千瓦超超临界机组达到10台，世界首台百万千万空冷机组也已经在宁夏开工建设；
   
    核电加快了立项核准和建设速度，全年共核准浙江秦山、福建宁德、福建福清及广东阳江共14台核电机组，建设规模1512万千瓦；
   
    风力发电翻倍增长，全年基建新增风电设备容量466万千瓦。内蒙古自治区继上年风电装机容量突破100万千瓦后，2008年已近300万千瓦。中国国电集团公司风电设备容量突破200万千瓦。全年又有一批生物质发电厂建成投产。
   
    2.火电发电设备装机容量占比降低
   
    截止到2008年底，装机容量增速降低，水电增速提高，火电降速。从发布的数据来看：全国发电设备容量79253万千瓦，同比增长11.11%，增速比上年减少3.25个百分点。其中，水电17152万千瓦，约占总容量21.64%，同比增长18.08%，增速比上年增加6.59个百分点；火电60132万千瓦，约占总容量75.87%，同比增长8.15%，增速较上年减少6.13个百分点，水、火电占总容量的比例同比分别上升1.00个百分点和下降1.55个百分点；风电并网总容量894万千瓦，同比增长111.48%。
   
    3.水电、火电发电量增速同时降低
   
    2008年各发电结构中，从2008年10月开始，火电出现连续三个月负增长。水电方面，2008年前9个月，同比稳定增长；进入10月份以来随着电力需求下降影响，出现负增长。
   
    2008年，水电5633亿千瓦时，约占全部发电量16.41%，同比增长19.50%增速增加1.89个百分点；火电27793亿千瓦时，约占全部发电量80.95%，同比增长2.17%，增速减低11.65个百分点；核电684亿千瓦时，约占全部发电量1.99%，同比增长8.79%，增速降低5.26个百分点；风电128亿千瓦时，同比增长126.79%。分地区看，发电量同比增长排在前3位的依次为：安徽(25.8%)、广西(23.4%)、陕西(20.2%)。
   
    火电生产方面，2008年火电发电量同比增长3.0%。2008年12月单月发电量2294亿千瓦时，同比降低12.4%，较上个月降幅减少。降幅减少主要源于刺激内需政策，带动工业产品增加，电力需求回升。
   
    2008年10月份，受国际金融危机影响，国内经济下滑在水电生产方面有所显现。2008年10月水电生产同比负增长1.4%，首次负增长。2008年11月份，葛洲坝地区水域流量和中国水电集团、中电投等主要电力集团水电装机容量的增加，带动水电发电量回升。截止2008年12月份，水电发电5277亿千瓦时，12月当月发电365.37亿千瓦时，分别同比增长17.5%和27.9%。

    4.小火电关停机组容量增加单位煤耗降低
   
    2008年我国总计关停小火电机组1669万千瓦，同比增加231万千瓦。从各省份关停情况来看：河南、广东、浙江、山东、安徽、江苏省居前6位，分别关停240.6万千瓦、240.2万千瓦、184.6万千瓦、110.8万千瓦、108万千瓦和103.8万千瓦。大唐集团关停199万千瓦、中国电力投资集团关停153万千瓦、华电集团关停121万千瓦、国电集团关停116万千瓦、华能集团关停65万千瓦。五大发电集团总关停容量约占2008年关停总量的40%。
   
    2008年发电生产耗用原煤13.4亿吨，同比增长4.05%；全国6000kW及以上电厂供电标准煤耗为349g/kWh，比上年降低7g/kWh。

    三、2008年我国电力消费情况
   
    2008年上半年，全国电力供需形势基本保持总体平衡态势。下半年，受国际金融危机加深等因素影响，全国经济增长迅速放缓，电力消费需求明显减弱。
   
    （一）用电量增速降低
   
    随着重点行业用电需求的放缓，2008年用电量增长趋势不断下滑。从2008年4月份开始重点行业用电增速逐步回落，2008年8月份以后由于企业停、限产导致其用电增速开始下滑。2008年，四大行业合计用电量占全社会用电量的32.33%，比上年降低0.59个百分点；合计用电量同比增长3.58%，比全社会用电增速低1.82个百分点。
   
    从区域来看，由于金融危机对沿海地区影响较早较深，因此全国用电需求属东部沿海地带放缓更快，接着逐步由沿海向内地扩散。2008年9月份用电需求放缓明显，以高耗能行业为主的中、西部省区，受经济危机影响最为严重，用电量下降幅度也{zd0}。
   
    具体来看，2008年，全社会用电量34268亿千瓦时，同比增长5.23%，增速比上年回落9.57个百分点。
   
    （二）三大产业用电量增速同比回落
   
    2008年，受金融危机对我国实体经济的影响，三大产业用电量增速同步回落。其中以第二产业下降幅度最为明显，增速回落11.83个百分点。从化工、建材、水泥、有色金属等第二产业2008年12月的用电量数据看，化工行业用电量175.5亿千瓦时，较11月略有下降，比2007年12月下降28.39%；建材行业2008年12月用电量155.5亿千瓦时，较11月下降4.6%，与2007年同期相比则下降10.21%；有色金属行业2008年12月用电量183亿千瓦时，同比下降16.13%；水泥行业2008年12月用电量82.7亿千瓦时，同比下降7.34%。
  
    第三节电力设备行业政策分析
   
    一、2008年4季度电力及设备行业政策综述
   
    2008年四季度，电力行业的政策主要集中在电网建设，电力监管，可再生能源电价补贴，煤电矛盾调解四个方面。其中电力系统安全运行成为电力监管的主要内容。
   
    （一）指导和规范汶川地震灾区电网恢复重建为明确汶川地震灾区电网恢复重建的原则、标准，指导和规范恢复重建工作，国家能源局组织制定了《汶川地震灾区电网恢复重建导则》，于2008年10月10日颁布，即日起施行。
   
    恢复重建的范围包括汶川地震中受损的电网设施，受损的营销、生产用房等，以及为灾区群众安置、新建城镇和受损企业搬迁等配套新建的电网设施；电网恢复重建要在各级政府统一领导下，以科学发展观为指导，以重在恢复重建、兼顾规划发展为原则。导则对电网企业、变电站和输电线路选择做出指示：
   
    首先，电网企业应查清受损电网设施的数量、地点、性质和受损程度，进行工程质量和抗震性能鉴定。电网企业和相关设计单位要在认真研究的基础上，提出修订电网抗震设计规程规范的建议；在相关标准正式出台前，灾区电网恢复重建，应依据所处地震带烈度分级，适当提高抗震标准，增强电网抗灾能力。
   
    其次，变电站站址的选择应避开不良地质地带。变电站内建筑物的设计应严格按照《建筑工程抗震设防分类标准》的要求。
   
    {zh1}，输电线路路径选择应避开易出现滑坡、泥石流、崩塌、地基液化等不良地质地带；当无法避让时，应适当提高抗震设防标准或采取局部加强等措施；输电线路杆塔及基础的抗震设计：对位于地震烈度为七度及以上地区的混凝土高塔和位于地震烈度为九度及以上地区的各类杆塔均应进行抗震验算；对大跨越杆塔及特殊重要的杆塔基础，当位于地震烈度为七度及以上的地区且场地为饱和沙土和粉土时，均应考虑地基液化的可能，并采取必要的稳定地基或基础的抗震措施；对220千伏及以上的耐张转角塔基础，当位于地震烈度为八度以上地区时，均应考虑地基液化的可能，并采取必要的稳定地基或基础的抗震措施。
   
    电网恢复重建工作要分阶段、分重点实施，优先保证骨干网架和受损严重地区电网恢复，保障地震灾区居民生活和灾后重建工作的电力供应。对于受损程度不同的电网设施采取相应的措施。
   
    此次汶川电网恢复重建工作，对该地区电网选址进行重新规划，恢复汶川地区正常电力输送，避免自然灾害再次对电网造成损害；同时对震后汶川地区发展也具有重要意义。
   
    （二）电力系统安全成为电力监管焦点电力监管贯穿于电力系统的发、输、配、送四个环节。本季度电力监管方面的主要政策包括以下五个方面，其中前三项属于电力系统安全监管方面。具体如下：
   
    1.部署加强电力系统抗灾害能力建设
   
    2008年以来出现的自然灾害，暴露出了电力工业存在着抢险救灾装备落后、应急机制不完善、电力系统设防标准不科学等问题；同时在电力规划布局、工程质量和电力体制等方面也存在着一些深层次的矛盾。
   
    为切实加强电力系统抗灾能力建设，国家能源局组织于2008年10月14日召开全国加强电力系统抗灾能力建设工作会议，总结电力行业抗冰、抗震救灾经验，回顾《国务院批转发展改革委、国家电监会关于加强电力系统抗灾能力建设若干意见的通知》(国发[2008]20号)（以下简称《意见》）印发以来各地开展的工作，部署下一步工作任务。
   
    《意见》从电力系统规划布局、标准规范、设计与新技术应用、灾害防范和应对措施等5个方面入手；首次确立了电力规划的基本原则；提出合理布局电源，科学规划电网；根据电力资源和需求分布，优化电源电网的布局，合理确定输电范围；电网实施分层分区运行，电源分散布局，分级接入电网，控制单一通道的送电容量；灾害易发区建设电力工程要经过充分论证，慎重决策。
   
    此次会议要求：各地、各部门和有关单位按照国家发展改革委、国家能源局、国家电监会《关于贯彻落实加强电力系统抗灾能力建设的若干意见的通知》(发改能源〔2008〕2605号)的要求，全面排查电力系统安全隐患，加强薄弱环节。建立健全电力安全预警和应急体系，做好应急抢险物资储备和抢险救援队伍建设，积极开展实战演练。各地制订工作计划，切实落实国发[2008]20号文件精神，从加强电力规划、优化电源电网结构和布局、科学确定设防标准、研究应用新技术新设备等方面，做好加强电力系统抗灾能力建设各项工作。

    2.完善核电安全监管因重水堆核电厂在设计和运行方面均与压水堆核电厂存在较大差别，而现行《核电厂营运单位报告制度》（HAF001/02/01）中的运行事件判定准则对重水堆核电厂有一定的局限性；根据《中华人民共和国民用核设施安全监督管理条例》（HAF001）和《中华人民共和国民用核设施安全监督管理条例实施细则之二附件一—核电厂营运单位报告制度》（HAF001/02/01）的有关规定，结合重水堆核电厂的运行经验以及监管实践，对现行运行事件判定准则进行适当的修订和补充，国家安全局2008年11月11日发布了《核电厂营运单位报告制度》中的《重水堆核电厂运行事件判定准则》（试行）（2008）94号。
   
    准则中规定：在核电厂试验和运行期间，发生违反核电厂技术规格书，导致核电厂安全屏障或重要设备的性能受到严重损害；核电厂安全受到现实威胁或发生妨碍核电厂值班人员完成安全运行的自然事件和其他外部事件；导致专设安全设施和反应堆保护系统自动或手动触发的事件（预先安排的这类试验，以及反应堆处于保证停堆状况时因干扰信号引起停堆系统触发的事件除外）。任何可能妨碍构筑物或系统实现下列安全功能的事件；导致多个独立的具有下列功能的系统、序列或通道同时失效的共因事件；放射性释放失去控制的事件；对核电厂安全有现实威胁或明显妨碍值班人员安全运行的内部事件；以及其他事件对核电安全造成影响的，核电营运单位需向国家核安全局和所在地区监督站报告。
   
    各重水堆核电厂营运单位严格按照新的判定准则实施管理，确保核电厂运行安全，并根据运行经验对试用情况进行反馈和总结，在试行期间，每年需向国家核电安全局提交有关总结报告。
   
    3.维护供电秩序为加强供电监管，维护电力消费者合法权益和社会公共利益，保障奥运期间电力可靠供应，构建和谐的供用电环境。在供电力企业自查自纠的基础上，2008年5月至10月，电力监管机构对与电力消费者权益密切相关的报装接电、收费和电价执行等方面进行重点抽查；同时，对供电质量、供电服务和供电市场行为等三个方面进行了现场检查。检查结果显示，部分供电力企业仍存在一些问题。
   
    广西自治区和湖南省也分别于2008年12月23日和2008年12月25日，出台供电用电办法，进一步规范供电力企业、用户的行为和供电设施建设。供电力企业不得向用户分摊应当由供电力企业承担的相关费用，强制用户购买、使用供电力企业经营的电能表和其他供用电设备，为用户指定电力工程设计、施工和设备材料供应单位，非法设定供电条件或者违反行业规范，变相增加用户负担，无正当理由停止向用户供电；同时，用户签订供用电合同，按照合同规定的用电类别用电，按时交纳电费，使用合格的配用电设施并保证其运行安全。
   
    目前，在我国承担供电业务的有国家电网公司、南方电网公司所属供电力企业，新疆生产建设兵团、中国石油天然气总公司等系统所辖供电力企业和地方供电力企业。总计区域级电网公司5家，省级供电力企业37家，地（市）级供电力企业431家，县级供电力企业2698家。地方所属省级供电力企业6家、地（市）级供电力企业27家、县级供电力企业979家。
   
    国家电监会将此次结果公布，对于供电市场提高供电质量，优化供电服务水平，规范供电行为起到重要作用。各供电力企业根据检查结果进行针对性的整改工作，便于当地电力监管机构对供电力企业进行监管，保护受电方的合法权益。此次检查也显示了需要进一步加强的工作：电力法律法规需要进一步健全，农村电网建设和改造应得到加强，供电力企业主多分开改革需加快步伐，电力收费行为需要进一步规范。
   
    4.加强燃煤电力企业节能减排监测根据《国务院批转节能减排统计监测及考核实施方案和办法的通知》（国发（2007）36号）、《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》（国发（2007）15号）、国家发展改革委和原国家环保总局《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》（发改价格（2007）1176号）、《排污费征收标准管理办法》（国家计委财政部国家环保总局国家经贸委令第31号）和《排污费征收工作稽查办法》（国家环保总局令第42号）等文件的要求，依据主要污染物总量减排现场核查情况，环境保护部和国家发展改革委员会于2008年10月23日发布对2007年脱硫设施非正常运行燃煤电厂进行处罚的公告。

    这七家燃煤电厂都出现脱硫系统投运率不足，二氧化碳超标排放的现象。根据《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》第十九条（三）的要求，扣减上述6家电厂机组(洛阳豫港电力开发有限公司伊川二电厂为自备电厂未享受脱硫电价除外)脱硫设施停运时间所发电量的脱硫电价款并处5倍罚款；同时，各省级环保部门和价格主管部门加强燃煤脱硫设施运行监督管理和脱硫电价执行力度。
   
    5.公布2007年各省级电网输配电价和销售电价标准，增加电价政策透明度在我国电价系统主要包括上网电价、输配电价和销售电价。上网电价是指发电方与购电方之间进行上网电能结算的价格；输配电价是电网经营企业提供接入系统、联网、电能输送和销售服务的价格总称；销售电价是指电网经营企业对终端用户销售电能的价格。其中，上网电价由市场供求状况决定，输配电价由政府监管，销售电价实行政府定价，分级管理。销售电价由购电成本和输配电损耗构成，由政府监管。
   
    为逐步建立科学合理的输配电价和销售电价形成机制，推进电价改革和大用户直购电试点，促进电网企业健康发展，增加电价政策透明度，根据《国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》（国办发（2003）62号）和《国家发展改革委关于印发电价改革实施办法的通知》（发改价格（2005）514号），国家发展改革委2008年11月3日公布2007年各省级电网输配电价和销售电价标准。国家发展改革委要求，各地区价格主管部门以此次发布的电价标准为基础，规范电网企业电价行为，开展大用户向发电力企业直购电试点工作；加强对电网企业价格执行情况的监管，向全社会公布省级电网企业执行分类销售电价的情况（包括基本电价、电度电价执行情况），以及对各类发电力企业结算上网电价与上网电量的情况等信息。
   
    从公布的2007年各省级电网输配电价和销售电价标准可以看出，在销售电价方面，西部省份普遍低于东部省份；销售电价水平平均相当于输配电价的3.5倍。与2006年各省级电网输配电价和销售电价标准相比：输配电价方面，降低的省份是上海、浙江、福建、河南、青海、宁夏、新疆、云南、海南和内蒙西，上升{zd0}的前三个省份是吉林、四川和湖北；销售电价方面，降低的省份只有云南、海南和内蒙古自治区；上升{zd0}的前三个省份是吉林省、黑龙江和新疆。
   
    （三）对可再生能源发电提供政策支持可再生能源主要包括水能、风能、太阳能、地热能、生物质能、海洋能等，因其清洁、对环境友好、可以持续利用等特点被广泛用作二次能源的动力。水能和风能在我国电力装机系统中占有较大容量，可再生能源在电源结构中占有很大比例。因此，对可再生能源发电提供政策支持，规范可再生能源电力市场越来越重要。国家发展改革委、国家电监会、财政部、国家税务总局分别从可再生能源电机补贴，配额交易，电费结算，增值税征收，外商投资可再生能源等方面给可再生能源发电行业予以支持。
   
    1.加强对可再生能源电价附加征收、配额交易、电费和补贴结算行为的监管，确保可再生能源电价附加补贴按时足额到位。
   
    2008年11月11日，国家发展改革委、国家电监会办公厅共同发布可再生能源电价补贴和配额交易方案，结算期间为2007年10月至2008年6月。
   
    根据方案，可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、公共可再生能源独立电力系统运行维护费用、可再生能源发电项目接网费用可享受补贴。其中，秸秆直燃发电亏损项目按上网电量给予临时电价补贴每千瓦时0.1元。允许那些可再生能源电价附加不足以支付本省可再生能源电价附加补贴的省级电网企业，依据短缺资金金额以配额方式实现电价附加资金调配。电费结算应在在下发通知10个工作日之后结清，对结算期间的公共可再生能源独立电力系统的电价附加补贴，除中德技术合作(云南)太阳能供电系统项目外，其余全部按照装机容量的30%进行补贴。

    2.鼓励利用可再生能源发电
   
    2008年12月9日，财政部和国家税务总局在《关于资源综合利用及其他产品增值税政策的通知》（财税（2008）156号）中指出：对于利用风力和不低于发电燃料60%的煤矸石、煤泥、石煤、油母页岩为燃料的发电力企业，销售这部分电力时享受该部分增值税额即征即退50%的优惠政策；而对于利用不低于发电燃料80%比重的城市生活垃圾、农作物秸杆、树皮废渣、污泥、医疗垃圾为燃料，并且生产排放达到GB13223-2003第1时段标准或者GB18485-2001的有关规定的发电力企业，实行增值税即征即退的政策。
   
    3.国内外商投资可再生能源发电设备制造给与政策优惠
   
    2008年12月25日，国家发展改革委《中西部地区外商投资优势产业目录（2008年修订）》中对于吉林省、重庆市、甘肃省、宁夏自治区和新疆自治区（含新疆生产建设兵团）五个地区的风能、太阳能、生物质能发电设备制造（限于合资、合作），给予外商投资项目优惠政策。
   
    以上可再生能源电价补贴和再生能源为燃料发电的增值税补贴政策调动发电力企业利用可再生能源发电的积极性，进一步提高可再生能源占电源的比重，从而优化电源结构；同时，对于环境保护也有重要作用。

二、四万亿投资对行业影响分析
   
    纵观各大券商2009年的策略报告，他们认为2009年的行业热点应该集中在受益于四万亿的投资上，主要包括电力设备、工程机械、水泥板块、铁路、钢铁行业。
   
    电力设备投资规模成倍扩大
   
    实体经济出现的下滑幅度属于历史罕见,这是发电设备需求变化{zd0}的不确定性。2009年将延续2007年以来的周期下行趋势,海外市场虽然成长迅速,但总体规模只能平滑中国周期。空冷比例的上升能够弥补火电的下降,行业仍将维持景气。
   
    风电设备,预计“十一五”的总规模小于2000万千瓦,但超过1500万千瓦的可能性较大。如果按照2020年15亿千瓦装机计算,对应的风电装机将达到12000万千瓦,大约是2010年实际装机容量的6倍,年复合增长率为30%左右,{jd1}速度仍相当可观。
   
    国家电网最近提高了投资规划,对行业{zd0}影响在于将可能下降的增速拉回原来的水平,行业景气周期将延续到2011年。另外,按照项目建设程序,国家电网的投资规划调整还需要等待国家发改委的审批,审批的进度和幅度成为一大不确定因素。
   
    在新的规划中,用于跨国、跨地区联网工程2400亿元,大型水电、煤电、风电送出工程3100亿元,特（超）高压交流业务和直流业务将得到快速发展。交流特高压实际上是增加了输电的环节从而增加了市场需求。
   
    在国家电网{zx1}的调整规划中,将城市电网和农村电网作为重点,南方电网也提高了配网的投资额度。由于配网中的一次设备以220kV以下的中低压为主,行业竞争激烈。我们认为,机制灵活、管理优势的民营企业具有相对的竞争优势。