目錄一．產業發展特征 PAGEREFToc102047778\h21.1電力彈性系數 PAGEREFToc102047779\h21.2電網 PAGEREFToc102047780\h3二．產業發展狀況及其趨勢 PAGEREFToc102047781\h32.1電力供給及其結構 PAGEREFToc102047782\h32.2電力需求及其結構 PAGEREFToc102047783\h52.3電力緊缺形勢及其成因 PAGEREFToc102047784\h7（一）缺電形勢 PAGEREFToc102047785\h7（二）缺電原因 PAGEREFToc102047786\h82.4電力產業需求預測 PAGEREFToc102047787\h9（一）未來電力需求預測分析 PAGEREFToc102047788\h9（二）電力緊缺形勢預測 PAGEREFToc102047789\h11三．產業政策環境 PAGEREFToc102047790\h113.1行業“十五”計劃 PAGEREFToc102047791\h11（一）總體目標 PAGEREFToc102047792\h11（二）具體措施 PAGEREFToc102047793\h123.2行業管理體制改革 PAGEREFToc102047794\h13（一）“5+2”模式 PAGEREFToc102047795\h13（二）電監會 PAGEREFToc102047796\h13（三）國家發改委 PAGEREFToc102047797\h143.3對不同企業的政策 PAGEREFToc102047798\h143.4定價方式和電價政策 PAGEREFToc102047799\h15（一）目前的電力定價方式 PAGEREFToc102047800\h15（二）電力定價的政策趨向 PAGEREFToc102047801\h163.5競價上網 PAGEREFToc102047802\h21（一）競價上網給綜合成本較高的火電帶來沖擊 PAGEREFToc102047803\h21（二）競價上網將使電力企業兩極分化日益嚴重 PAGEREFToc102047804\h223.6電煤采購政策 PAGEREFToc102047805\h23（一）電力體制改革后的電煤采購政策趨勢 PAGEREFToc102047806\h23（二）電煤采購的進展 PAGEREFToc102047807\h24四．結論與政策選擇 PAGEREFToc102047808\h25TOC\h\z\t"圖目錄"\c圖11978年以來發電量增長率圖 PAGEREFToc103490691\h3圖21990年以來火力、水力發電占全部發電比重變化圖 PAGEREFToc103490692\h4TOC\h\z\t"表目錄"\c表12023—2023年發電量結構 PAGEREFToc103490710\h5表22023年主要電網用電量及增長率 PAGEREFToc103490711\h5表32023年各國電力需求彈性 PAGEREFToc103490712\h9表41980年以來中國經濟增長與電力需求變化 PAGEREFToc103490713\h10表52023年至2023年的電力需求預測 PAGEREFToc103490714\h11電力產業分析報告（一）電力產業是國民經濟中具有先行性的基礎產業。電力項目從規劃設計到投產運行需要2-3年的時間。因此，只有采取一定的超前發展，使電力系統具有必要的備用容量和足夠的輸配電能力，才能與經濟發展的周期相吻合。一．產業發展特征1.1電力彈性系數電力產業與國民經濟之間的正向聯系具體表現為發電量增長率和GDP增長率之間呈現出高度的正相關性。電力彈性系數主要是從電力生產、消費的角度來衡量電力發展速度與國民經濟增長速度之間的的關系。隨著國家或地區經濟的發展，無論是生產用電還是居民消費用電都會有所增長。特別是伴隨著我國重化工業的發展，能源、機械制造、電子、化學、石化、冶煉、重型機械、汽車、修造船、冶金及建筑材料等行業和產業逐漸成為經濟發展的主導產業。這些電能消耗大戶將使這一階段的電力彈性系數明顯上升。從1950－1986年世界各主要工業發達國家電力消費彈性系數的變化情況來看，電力消費的彈性系數在相當一段時期內都大于1。從20世紀80年代后期開始，一些工業化國家出現了電力消費彈性系數小于1的情況。從中可以得出一個有關電力消費彈性系數變化規律的一般結論：電力消費彈性系數在經濟發展的不同時期，因產業結構變動和居民生活用電水平的變化而各不相同。在重工業化時期，電力彈性系數一般大于1；高加工化時期電力彈性系數有所減小，但是居民生活用電水平的迅速提高仍然會使該系數大于1；進入工業化后期，電力消費彈性系數一般小于1。自2023年以來，中國電力彈性系數已經連續5年超過1。這反映了一種結構性的變化，即產業結構升級和城市化進程加快導致我國電力需求有了較快的增長。這種狀況在短期內不會改變。1.2電網電力生產具有較強的競爭性，但是電網則具有自然壟斷性。電網的輸配能力決定了電力能否及時、安全地到達終端用戶。根據發達國家的經驗，輸配電資產通常大于發電資產，輸配電資產和發電資產的比例一般是60：40。例如，法國EDF公司2023年輸電、配電和發電資產的比例為18：42：40。我國近年在加大電源建設的同時，也加強了電網建設。但是，由于電網建設不足的問題是多年歷史積累形成的，新的電網建設投資規模巨大，建設周期也比較長，電網建設的任務依然相當艱巨，往往成為制約我國經濟發展的“瓶頸”。電網的建設和發展需要合理的終端銷售電價水平和電價結構相配合。目前，我國的電價水平和電價結構影響了電網系統的盈利水平和投資能力。為促進電力工業的持續發展，有必要在電網運行新體制的基礎上，理順輸配電價，加強電網建設。二．產業發展狀況及其趨勢2.1電力供給及其結構九十年代中期以后，電力產業作為我國基礎產業的重要性越來越明顯。圖1反映了1978年以來的發電量增長率。圖11978年以來發電量增長率圖資料來源：《中國統計年鑒》各年。2023年全國發電量達19080億千瓦時，增長15.3%。其中，水電發電量2830億千瓦時，同比增長3.1%；火電發電量15800億千瓦時，同比增長16.8%；核電發電量450億千瓦時，同比增長64.8%。2023年全國發電量達21302億千瓦時，增長14.9%。其中，水電發電量3065億千瓦時，同比增長17.6%；火電發電量17702億千瓦時，同比增長14.4%。2023年全國凈增發電裝機容量4929萬千瓦，到年底全國發電設備容量達到44070萬千瓦，比上年增長12.6%，為近十年來的最高水平，新增裝機規模創歷史最高。2023年1-2月，全國發電量為3501.35億千瓦時，同比增長12.1%。其中，水電發電量346.83億千瓦時，同比增長19.9%；火電發電量3028.76億千瓦時，同比增長11.2%。圖2顯示了我國電力產業的產量結構。火力發電占我國全部發電量的比重在80％以上，水力發電則略低于18％，在15％左右。圖21990年以來火力、水力發電占全部發電比重變化圖資料來源：同圖1。如表1所示，以上總體結構近年來保持穩定。表12023—2023年發電量結構年份20232023202320232023火電80.9681.1781.7582.6683.10水電17.7717.6016.6014.8214.39核電1.221.171.602.28其他0.050.060.050.24資料來源：《中國統計年鑒》各年和國家統計局網站進度統計。2.2電力需求及其結構我國的電力消費彈性系數從2023開始大于1。2023年的彈性系數為1.70，2023年的彈性系數為1.57。這反映了我國經濟增長對電力的消費需求大幅度增加，特別是2023年和2023年的電力消費增長異常。值得注意的是，顯性的電力消費增長僅僅是以現有生產能力所提供的電力供給為基礎的。現實中還存在著非常嚴重的電力緊缺。2023年中國出現拉閘限電的省份共計為22個，總數比上一年增加10個，部分地區從原先的僅缺電力發展為電力電量均短缺。2023年，拉閘限電仍然是大多數省份維持電力供應的主要手段，拉閘限電的省份數量增加到24個，用電缺口達2500—3000萬千瓦時。表22023年主要電網用電量及增長率電網名稱本年（億千瓦時）增長率（％）華北2675.5816.28東北1709.7210華東3480.6520.56華中1926.9416.01西北1028.1719.06山東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合計15717.7816.46資料來源：國家電力信息網。2023年全社會用電量18910億千瓦時，比去年同期增長15.4%，高于2023年3.8個百分點。其中一次產業用電增長1.69%，增長率低于2023年1.96個百分點；二次產業增長16.54%，高于2023年4.23個百分點；三次產業增長14.86%，高于2023年2.24個百分點。二次產業用電增長高于全社會用電量增長水平1.14個百分點，而三次產業用電增長卻低于全社會用電量增長水平0.54個百分點。2023年春節過后，全國的日用電量一直在高位運行，每天都在55億度左右，接近上一年夏天58億度的歷史最高值。2023年全社會用電量達21735億千瓦時，比上一年增長14.9%，是改革開放以來的第二個高速增長年。其中，全國城鄉居民生活用電量特別是城市居民生活用電量增長15%以上。南方部分地區高溫干旱天氣導致家庭空調使用量劇增，對拉動城市居民生活用電增長產生了很大的作用。

從用電結構的變化來看，自90年代以來，工業用電排前四位的行業依次為化工、黑色金屬、建材、有色金屬。但是最近兩年，受投資的拉動以及國內外市場需求和價格等因素影響，我國生鐵、鋼、成品鋼材、10種有色金屬、鋁材、水泥、化肥等高耗能產品產量均保持了較快的發展速度。從2023年開始，黑色和有色金屬工業一直是我國用電增長最為迅猛的兩個行業。2023年前四位行業用電的排序為：黑色金屬、化工、有色金屬、建材，其中黑色金屬行業用電保持明顯的逐季走高趨勢，表明鋼材仍保持較旺盛的需求；而有色金屬行業用電呈現逐季緩和下降的趨勢。

2023年，國民經濟的重化工業傾向更加明顯，重工業用電增速和比重繼續上升。高耗電行業用電增長勢頭強勁，建材和化工等高耗電行業合計用電增長18.17%，但用電增幅受宏觀調控以及電價上調的影響，總體呈現回落態勢。由此可見，重工業及高能耗產業的快速增長是我國電力供應的主要壓力來源。2.3電力緊缺形勢及其成因（一）缺電形勢改革開放以來，缺電最為嚴重的年份是86年，當年缺裝機容量25％，缺電量20％。94年缺電力15％，缺電量10％，但是東北電網和廣州電網開始出現過剩，大部分地區有不同程度的緩解。97年情況發生了很大的變化，特別是97年下半年開始，我國首次實現了電力供需平衡，全國所有的電網都進入過剩，原已擺脫缺電局面地廣東、東北、海南、蒙西等地裝機繼續有一定的寬裕，枯水期缺電幅度下降，豐水期電力裕度增加；97年5月黃河來水增加，西北電網和河南電網逐步擺脫缺電局面。2023年以來，缺電形勢開始顯現。2023年再次出現了缺電，供應能力增長繼續低于用電，裝機3.56億千瓦，增長5.3％，低于用電2.7個百分點，12個省區在夏季高峰和冬季枯水期出現拉限電：華北河北南網、山西和蒙西電網，華東上海、江蘇和浙江電網，華中河南、湖北、四川和重慶電網，南方廣東和貴州電網；東北、海南、江西和安徽等繼續富裕；2023年電力供需總體緊張，22個省市區（23個省級電網）出現了拉限電，拉限電的地區和持續時間均有所增加，河北南網、蒙西、山西、浙江、江蘇、廣東、云南等電網出現持續拉限。2023年缺電進一步加深，用電缺口為3000萬千瓦時左右。24個省市進行了限電。除東北三省、海南、新疆以外，其他地方基本上都出現了拉閘限電。缺電程度也進一步加深。浙江、山西、蒙西、河北南網、福建、湖南、四月、寧夏缺電嚴重，其中浙江、山西、寧夏的日負荷率在93％以上。（二）缺電原因缺電可分為三類：一是季節性缺電，二是區域性缺電，三是隨機性缺電。季節性缺電主要是指電網的裝機容量的增長落后于用量的增長，使得夏季高峰或者冬季枯水期出現較短時間的拉限電。2023年、2023年缺電主要出現在夏季用電的高峰期。區域性缺電主要是指在區域電網部分省區甚至省級電網一些地區進行了拉限電。區域性缺電在2023年、2023年范圍擴大。隨機性缺電主是由隨機因素引起的。比如從2023年開始，由于氣溫偏高或偏低導致用電需求大大增加。無論是哪種類型的缺電，歸根到底都反映了電力供應不足與電力需求快速增長之間的矛盾。（1）電力基礎投資增長緩慢，電力供應總量不足。電力建設滯后于電力需求的增長是我國缺電的根本原因。有關研究表明，電力基建占全國基建的15％才比較合理。但是近年來我國電力基礎投資連續落后于全國的基建投資，直接導致電力建設緩慢，電力供應總量不足。首先，發電裝機增長緩慢，嚴重滯后于用電需求的增長。從固定資產投資總額與新增裝機的比例關系變化看，90年全國每4億元固定資產投資就配套有1萬千瓦新增裝機。2023年到2023年這一比例分別是每16億、19億、24億固定資產投資才配套1萬千瓦新增裝機。2023年到2023年間，全社會用電量分別增長11.6％、15.4％和14.9%，而2023年到2023年發電裝機增長分別只有6.9％，6％、5.3％。按照電力生產周期性特征看，發電裝機增長遠低于用電需求增長。最后，對宏觀經濟形勢估計不足，導致新開工規模過小。在“九五”末期，國家對“十五”期間經濟增長模式的設想與實際情況存在一定的偏差，從而對“十五”期間的電力需求預測偏低，開工與投產項目過少。（2）高耗能行業高速增長，用電負荷結構重型化，使電力供應對經濟增長的支撐能力下降。導致高耗能行業及其產品近年來迅速發展的原因主要有三：一是國際分工推動部分高耗能產業向我國轉移；二是國內外市場需求旺盛，行業利潤較高；三是電力產業有關政策從98、99年開始給予高耗能行業優惠電價，特別是各地政府自行規定并出臺了一些優惠措施，帶動高耗能行業投資過熱。2023年高耗能行業黑色有色建材及化工對工業用電的貢獻率在44％以上，2023年的貢獻率也在40％左右。工業結構的重型化導致GDP用電單耗持續上升。（3）持續高溫、干旱和來水不足以及電煤供應逐年趨緊等因素導致隨機性缺電增加。從2023年開始，我國許多地區出現了持續高溫、干旱和來水不足的現象，造成水力發電能力不足。電煤供應逐年趨緊造成燃煤機組停機容量和次數越來越多。（4）局部電網結構薄弱，加劇了部分地區的電力供應緊張。不合理的電網結構導致輸配電“卡脖子”的問題。比如，目前東北、黑龍江等地過剩的電力由于電網的問題而送不出來。東北、華北只有一根線在運行，東北過剩的容量往華北送容量還是有限，最大到80萬千瓦，一般在60萬千瓦。2.4電力產業需求預測（一）未來電力需求預測分析未來帶動電力需求的因素較多。從產業結構的變化來看。中國經濟仍處于工業化進程之中，結構轉變是經濟增長的主要源泉和動力。供給方面的因素是造成產業結構變化的基本原因。中國正處于投資迅速增長和資本積累的階段，資本密集型制造業將進一步擴大。從長期來看，由于收入增長引起的消費結構變化和農業土地的制約，農業部門特別是種植業部門在總產出中的比重將有較大下降。輕工業部門如食品和紡織品部門由于中間投入成本增加，在總產出中的份額會有所下降。中間投入品中，能源部門的產出比重將進一步上升，而原材料部門的比重會下降。由于高投資需求和資本有機構成提高，資本品部門（特別是電機、電子等部門）的比重會有所上升。到2023年，電子及通信設備制造業仍將是中國最重要的出口部門。電氣設備、化工等部門的出口將快速增長。到2023年之前，產業結構的這種變化必然造成對電力需求的擴大。我們從電力需求與經濟增長的關系對未來電力需求進行預測。電力需求彈性系數＝電力需求增長速度/經濟增長速度。如果電力需求彈性系數大于1，意味著電力需求的增長速度高于經濟的增長速度。反之，則電力需求的增長速度低于經濟的增長速度。表32023年各國電力需求彈性世界平均水平1.02低收入國家1.3中等收入國家1高收入國家0.93部分國家哥倫比亞1.64斯里蘭卡1.45印度0.98中國0.86澳大利亞0.74英國0.71法國0.71新加坡0.7加拿大0.45美國0.47資料來源：世界銀行和國際能源署。上表是利用世界銀行公布的各國GDP的增長數據和國際能源署提供的各國能源需求數據計算的電力需求彈性。從中可以看出，高收入國家的電力需求彈性一般較低（大多數高收入國家的電力需求彈性小于1），而低收入國家的電力需求彈性則較高。表41980年以來中國經濟增長與電力需求變化年份1981～19851986～19901991～19951996～20231981～19901991～20231981～2023202320232023電力需求增長6.528.659.956.087.5887.799.211.215.4GDP增長10.727.8711.988.269.2910.19.697.389.1電力需求彈性0.611.10.830.740.820.790.81.261.411.70資料來源：國家統計局網站與國家電力信息網。從上表可以看出，我國電力需求彈性在不同時期波動較大。1996年以前，電力需求彈性系數穩定在0.8左右。2023年以來，電力需求彈性保持高位，在短期內這種趨勢可能延續，預計“十五”期間電力需求彈性將保持在1.3－1.5左右。但是從長期來看，隨著產業結構的升級、調整以及用電效率的提高，電力需求彈性會有所降低。根據對國內電力需求的趨勢分析并結合國際經驗，預計“十五”以后電力需求彈性會下降，2023～2023年平均電力需求彈性將與改革開放以來的平均水平相當，保持在0.8左右。據此，2023年至2023年的電力需求預測如下：表52023年至2023年的電力需求預測年份20232023～20232023～20232023～20232023～2023GDP增長速度9.18.67.76.96.3電力需求彈性1.691.30.80.80.8電力需求（億千瓦時）1891022810307704060052260注：（1）2023年為實際數據，其它為預測數據；（2）各期間的電力需求為該期間的最后一年的電力需求。根據研究結果，我們對未來20年的電力需求的預測是：2023年電力需求將達到2023～23000億千瓦時，2023年電力需求將達到28000～32023億千瓦時，2023年電力需求將達到50000億千瓦時。（二）電力緊缺形勢預測根據上述預測，結合電力的生產周期和目前的電力投資情況，我們認為2023年的電力仍然會顯示出緊缺的特征。從電力投資到形成裝機容量，一般需要2—3年的建設期。2023年以來的電力緊缺現象一方面固然是由于增長結構和居民消費結構變化而引起的電力消費需求大幅度上升，另一方面則是由于2023—2023年的電力投資不足造成的。隨著2023、2023年以來出現的電力緊缺信號，2023—2023年全國計劃內和計劃外投資的電廠總計約有1億千瓦的裝機容量投產，平均每年的裝機容量增長8%以上，預計2023年的發電量為2.4萬億千瓦。另一方面，國家宏觀調控對高耗能產業采取了有保有壓的政策，在一定程度上會調整電力需求。因此，目前電力緊缺形勢將會在2023年年末好轉，并于2023、2023年實現基本的供需平衡。三．產業政策環境3.1行業“十五”計劃（一）總體目標1．加快體制改革，引入競爭機制，由市場配置資源，由供需決定價格。2．加強電網建設。“十五”期間，在繼續安排好農網城網建設的同時，集中力量做好以下工作：一是抓緊建設北、中、南三個輸電通道，形成“西電東送”的基本格局；二是重點發展跨省、跨地區輸電線路，積極推進區域電網互聯和全國聯網進程，初步完成不同來水特點流域電網之間、不同峰谷時段電網之間的聯系，實現電量補償調度，裝機互為備用，提高供電質量，優化電力資源配置；三是加強區域內主干電網建設；四是同步建設電網二次系統。3．積極發展水電，優先安排調節性能好、水能指標優越的大中型水電站和流域綜合開發項目的建設；在電網供電能力不足的地區，因地制宜開發小型水電站；在水能資源缺乏、電網調峰困難的地區安排一些抽水蓄能電站的建設。4．優化火電結構。首先，有計劃按步驟地關停超過經濟壽命的小火電，提高大機組的比重。第二，推進超臨界國產化、潔凈煤發電示范工程建設，以促進電力產業技術升級；第三，對已運行的燃煤機組逐步安裝環保設施，減少對大氣的污染；第四，在有條件的地區，根據天然氣資源的開發進展，適當建設天然氣發電項目；第五，在缺水地區，研究啟動大型空冷機組試點工程。5．適當發展核電，加快核電國產化：充分利用我國已經形成的核電設計、制造、建設和運營能力，以我為主、中外合作，以有競爭力的電價為目標，實現核電國產化。（二）具體措施1．環境保護法規體系。建立健全并適當提高現有與能源生產和消費有關的排污收費標準，引導企業積極采用先進設備和生產工藝，淘汰小火電等技術陳舊、效率低下的產能、用能設備。2．價格及收費政策。采取措施降低我國電價水平。在實行競價上網辦法之前，要及時對已完成還本付息的電廠重新核定電價；違反國家建設程序的電廠不能享受還本付息電價政策；不再批準任何以資產重組名義漲價籌資的項目；推廣豐枯、峰谷分時電價；取消各種限制用電的措施；繼續清理整頓電價中的亂攤派、亂加價、亂收費，降低電價水平，開拓電力市場。另外，對新能源發電要實行優惠上網電價，適時開展可再生能源發電配額制，支持其盡快發展。3．稅收及貼息政策。研究制定促進水電和新能源產業發展的稅收和貼息政策，如將生產型增值稅改為消費型增值稅等。4．行政措施。如強制關閉小火電、小煤窯，強制淘汰高耗低效用能產品等。3.2行業管理體制改革2023年3月，國務院正式批準了《電力體制改革方案》。電力體制改革的總體目標是：打破壟斷，引入競爭，提高效率，降低成本，健全電價機制，優化資源配置，促進電力發展，推進全國聯網，構建政府監管下的政企分開、公平競爭、開放有序、健康發展的電力市場體系。（一）“5+2”模式為了在發電環節引入競爭機制，首先要實現“廠網分開”，將國家電力公司管理的電力資產按照發電和電網兩類業務進行劃分。發電環節按照現代企業制度要求，將國家電力公司管理的發電資產直接改組或重組為規模大致相當的5個全國性的獨立發電公司，逐步實行“競價上網”。電網環節分別設立國家電網公司和中國南方電網有限責任公司。國家電網公司下設華北、東北、華東、華中和西北5個區域電網公司。國家電網公司主要負責各區域電網之間的電力交易和調度，并參與跨區域電網的投資與建設；區域電網公司負責經營管理電網，保證供電安全，規劃區域電網發展，培育區域電力市場，管理電力調度交易中心，按市場規則進行電力調度。區域內的省級電力公司可改組為區域電網公司的分公司或子公司。2023年12月29日，五大全國性的獨立發電公司和兩大電網公司已經正式成立我國電力體制發生了重大的變化。（二）電監會為了對電力企業進行有效的監管，國家電力監管委員會于2023年3月20日正式掛牌成立。電監會將按照垂直管理體系，向區域電網公司電力交易調度中心派駐代表機構。其主要職責是制訂市場運營規則，監管市場運行，維護公平競爭；向政府價格主管部門提出調整電價的建議；監督電力企業生產標準，頒發和管理電力業務許可證；處理電力糾紛；負責監督社會普遍服務政策的實施等。目前，電監會的主要工作包括：（1）加快市場建設，優化資源配置。打破分省平衡、地方保護的格局，開放市場，優化資源配置。（2）加強市場監管，規范競價行為。嚴格規范競價上網，認真執行上網電價政策，清理和整頓不合理電價。（3）加強需求管理，科學引導電力消費。積極推行峰谷、豐枯電價政策，積極推廣蓄能技術，采取多種措施削減高峰用電負荷，厲行節約用電。（三）國家發改委國家發改委成立之前，國家計委下設基礎產業司，基礎產業司下設電力處，對電力行業提出發展規劃，監測和分析行業的發展建設狀況，并承擔著發電重大項目的布局工作，事實上承擔著電力產業的主要管理規劃職能。國家發改委成立之后，下設能源局，主要職責為研究國內外能源開發利用情況，提出能源發展戰略和重大政策；擬訂能源發展規劃，提出相關體制改革的建議；實施對石油、天然氣、煤炭、電力等能源的管理；管理國家石油儲備；提出能源節約和發展新能源的政策措施。發改委能源局下設電力處，承擔著電力行業的規劃和重大項目建設審批職能。3.3對不同企業的政策按照“十五”規劃的發展目標，作為電力行業主體的火電產業將充分利用現有發電能力，積極發展坑口大機組火電，壓縮小火電。從總體上來看，盡管火力發電在整個電力產業中并沒有享受太多的產業政策優惠，但發展大機組火電已列入了國家發展的“十五”計劃，有望獲得更多的發展政策支持。而從國家發改委的審批來看，目前火力發電審批的項目大都是30萬千瓦以上的大項目，10萬千瓦之下的小火電不但不可能獲得審批，反而正在清理整頓。這為大機組火電的發展創造了良好的發展環境。原國家經貿委（現已并入國家發改委）在“十五”期間嚴格執行關停小火電機組的規定，于2023年9月和12月公布了2023年第一批和第二批關停的小火電機組的名單，數量達到173家，并加大了管理的力度。在2023年底以前，單機容量5萬千瓦以下的常規小火電機組基本關停。值得關注的是，由于2023年、2023年兩年緊張的用電局面，一些小型火電機組并沒有嚴格按照規定關閉，相反還新上了不少小型火電機組，但是，為了進一步提高火電廠能源利用率，今后，小火電在發電市場中的份額會繼續壓縮，這可能使一部分設備先進、實力雄厚的大機組獲得良好的發展機會，而一些小火電面臨著被市場淘汰出局的危險。除了大機組火電外，坑口火電符合我國的西部大開發政策，同時也符合我國電力結構調整的方向，有望獲得更好的發展。電力產業的“十五”規劃指出，在山西、陜西、內蒙和西南等能源基地建設礦區、坑口電廠，向東部及沿海缺電地區送電，促進更大范圍的資源優化配置，推進全國聯網。國家電力總公司的計劃也指出，將積極支持和建設礦口電廠，建設煤炭基地的電站群，發揮規模經濟效益，而且可以變送煤為送電以減輕對運輸的壓力，同時也可減輕對經濟發達地區的環境壓力。礦口電廠的重點是華北的山西、內蒙古西部、西北的陜西、寧夏以及東北的東三蒙，初步規劃在2023年前要建成投產30～40GW的礦口電廠。從目前來看，坑口火電本身具備的原料價格優勢也使其面臨著很好的發展機會，其所占比重也將逐步提高。從“十五”規劃的整體規劃來看，通過關停小火電和逐步實施競價上網，事實上將使發電市場的競爭日益規范。國有企業尤其是一些資產規模較大的電力企業和獨立上市公司將會從中獲得良好的發展機遇。同時，外資企業在發電資產的整合中也將獲得更多的資源，并有望獲得更大的市場份額。3.4定價方式和電價政策（一）目前的電力定價方式我國目前主要有兩類電價：上網電價和銷售電價。1．上網電價上網電價是指獨立經營的發電企業向電網輸送電力商品的結算價格。我國現行的上網電價一般實行單一電價制，主要有以下幾種形式：（1）獨立經營的老電廠的上網電價。如丹江水電廠、葛洲壩水電廠等發電企業，按定額發電單位成本、發電單位利潤加發電單位稅金的方法核定電價，一廠一價，一次核定、多年有效。（2）獨立經營的集資電廠、中外合資電廠的上網電價。如華能國際下屬的發電企業，一般按還本付息電價的原則核定，即按該電廠的定額發電單位成本加發電單位還貸額、減發電單位折舊額、加發電單位投資回報及企業留利、加發電單位稅金來核定電價，一廠(或一機)一價，一年一定。（3）獨立的地方小火電、小水電及自備電廠的上網電價，一般按平均成本加平均利潤加稅金的方法核定電價。此外還有各電網經營企業（電力公司）對所屬非獨立核算發電廠制定的各種內部核算電價等等。2．銷售電價銷售電價是指電力公司將電力商品銷售給用戶的到戶價。我國目前基本上沒有輸配電的價格形成機制，銷售電價與上網電價之間的差額可看作輸配電價，其中包括各種基金及附加(如三峽建設基金)。2023年底我國平均銷售電價為0.41元/千瓦時，平均上網電價為0.282元/千瓦時，上網電價占銷售電價68%的比重，剩余的0.13元/千瓦時是輸配電價的主要部分。從目前來看，電力定價存在很多不合理的因素。（1）從定價過程來看，主要是一種以企業個別成本為基礎、成本無約束、市場無競爭、價格難控制的成本推動型的價格形成機制。由于物價管理部門在制定或調整電價時基本上是以企業上報的成本為主要依據，電力企業因此沒有降低成本的動力和壓力。雖然物價部門會對企業上報的成本資料進行審核，但由于信息不對稱，無法了解企業的真實成本，這也會刺激企業虛報成本，其結果是鼓勵粗放經營，保護落后，浪費資源。（2）從電價形式來看，表現出一廠一價、一機一價、各類電廠上網電價水平懸殊的不公平狀況。這不僅增加了電價管理的難度，而且使發電企業失去了公平競爭的基礎。（3）輸配環節沒有獨立的具體價格形式，更沒有明確的定價原則和辦法。輸配電網具有顯著的自然壟斷性，因而應該是價格管制的重點，以防止電網經營企業利用壟斷地位獲取壟斷利潤。（4）電價結構不科學。從地區看，沒有形成科學合理的地區差價，阻礙了電力資源從豐富地區向貧乏地區的合理流動。現行電價結構難以發揮電價在促進電力資源優化配置和合理調節供求關系方面的功能，影響了電力工業經濟運行的效率和質量。（二）電力定價的政策趨向按照電監會的工作安排，電價改革的長期任務是：將電價劃分為上網電價、輸電電價、配電價格和終端銷售價格；發電、售電價格由市場競爭形成；輸電、配電價格由政府制定；明晰管理規則，建立規范、透明的管理制度。改革初期（過渡期）的重點是在廠網分開的基礎上，建立與發電環節適度競爭相適應的上網電價機制；初步建立有利于促進電網健康發展的輸配電價格機制；實現銷售電價與上網電價聯動；優化銷售電價結構；允許用電量大的用戶直接向發電企業購電。目前的政策趨向主要包括以下幾個關鍵內容：1．實行臨時上網定價制度廠網價格分離是指對原來與電網實行統一核算、沒有單獨上網電價的電廠核定臨時結算電價，使這些電廠從電網分離出來后能夠正常運行（涉及3500萬千瓦左右的機組）。對分離出來的電廠按保本原則（零利潤原則）核定臨時上網結算電價。臨時上網電價以2023年度發電成本、財務費用、稅金和上網電量為基礎核定。發電廠成本包括：燃料費、外購電費、水費、材料費、工資及福利費、折舊費、修理費、其他費用共8個項目。其中，折舊費按照該電廠綜合折舊率計算的折舊費確定，修理費按照該電廠近3年的平均水平確定。財務費用包括長期借款利息和短期借款利息，均按電廠2023年實際值考慮。其他成本項以電廠2023年決算報表數據為基礎確定。臨時上網電價計算公式分別為：水電廠上網電價＝（發電廠成本費用×1.187）∕近5年平均上網電量。其他電廠上網電價＝（發電廠成本費用×1.187）∕2023年實際上網電量或近3年平均上網電量。2．上網電價實行兩部制電價過渡時期，上網電價實行兩部制電價，即容量電價和電量電價。（1）容量電價的目的是為投資者提供部分收入保障，引導電力的長期投資。容量電價水平按電力調度交易中心經營范圍內發電企業平均投資成本的一定比例制定，原則上實行同網同價，并保持相對穩定。統一制定容量電價是因為容量電價能夠提供明確的價格信號，符合公平競爭的原則，有利于發電市場真正實現同網同價，操作簡單，便于管理。（2）電量電價的確定有兩種市場交易模式。一種是發電企業全部電量集中競價上網模式，即發電商、供電商和用戶等所有市場參與者均需通過電力庫進行交易，電量由電力調度機構統一平衡（稱為強制性電力市場）。在此模式下，市場價格由滿足負荷需求的最后一臺機組的報價決定。另一種交易模式是雙邊交易與集中競價結合模式，即市場參與者可以通過集中競價進行交易，也可以通過雙邊簽訂合同直接交易（稱為非強制性電力市場）。在此模式下，雙邊交易的電量和價格由買賣雙方協商確定。第一種模式的優點是由電網負責電力的調度和平衡，有利于電網的運行穩定。缺點是市場價格由少數機組決定，需求方未參與市場定價，很容易發生發電企業利用壟斷勢力操縱市場。第二種模式的優點是市場價格由供需雙方確定，價格水平較低，但要求有足夠多的需求方，并且對電網調度和市場監管的要求較高。按照電監會的意見，現階段市場發育程度較低，政府監管能力比較薄弱，輸、配電尚未分開，電網輸電能力不足。目前，各地可自由選擇第一種或第二種模式。對選擇第一種模式的地區，為避免出現價格壟斷現象，監管部門可規定最高、最低限價。但電力改革的目標是實行第二種模式。3．上網電價改革主體的不同限定（1）對于大用戶用電直供問題，允許較大用電量的用戶、獨立核算的配電公司與發電公司進行雙邊交易，雙邊交易的電量和價格由買賣雙方協商確定。（2）競價上網的主體是常規水電、火電企業，以及核電企業。電網企業擁有的調峰電廠、風電、地熱等新能源和可再生能源企業目前暫不參與競爭。（3）對于外商投資電廠的競價上網問題，符合國家審批程序的外商直接投資企業，1994年以前建設并已簽訂購電合同的，以及1994年以后經國務院批準承諾過電價或投資回報率的，在保障投資者合理收益的基礎上，重新協商，盡可能參加競價上網。（4）擱淺成本將實施補償。上網電價改革產生了擱淺成本（指這次改革后原有售電合同或協議的電價不能繼續執行而導致的電廠收入降低部分）。根據國務院改革方案，國內投資建設的電廠擱淺成本在發電企業內部消化；外商直接投資電廠可重新協商處理原有購電合同，對于經協商后仍不能完全廢止的購電合同，將形成擱淺成本。中國現有外商直接投資電力企業裝機容量約3700萬千瓦。其中，1994年以前建設的電廠主要集中在廣東地區，約200萬千瓦；1994年以后建設、經國務院批準承諾過電價或投資回報率的電廠約有1000萬千瓦，主要分布在福建、河北、山東、安徽、江蘇、廣東、廣西等地。這些電廠的擱淺成本需要進行逐廠清理。補償資金主要通過變現國有發電資產的方式籌集。（5）關于競價時環保收費政策。發電企業競價時，應執行發電排放的環保收費政策，發電企業排污費標準應逐步達到污染治理的平均成本。4．輸配、銷售等相關電價的改革第一步是廠網分開時輸配電價按平均售電價格扣減平均購電價格確定。第二步是隨著電網的發展，逐步過渡到“成本加成”方式核定輸配電價格。監管機構將制定成本規則，電網運營成本按社會平均水平確定。投資收益以電網企業有效資產和市場籌資成本為基礎確定。第三步是當電網發展比較成熟時，選擇“價格上限制”或“收入上限制”等基于業績的管理方式。（1）輸配電價格分為共用網絡服務價格、專項服務價格和輔助服務價格。共用網絡服務價格按電壓等級制定，各電壓等級價格應反映其對系統造成的成本耗費。競價初期，同一電壓等級的用戶輸配電價執行同一價格水平，原則上實行單一電量電價。專項服務價格分為電廠接入價、專用輸電工程服務價和聯網價三類。價格水平以成本為基礎確定。輔助服務實行有償提供，具體辦法由電力監管部門制定。（2）在銷售電價方面，由于售電環節不具有自然壟斷性，改革方向是在給全部用戶以自由選擇供電商的權力的基礎上，價格由市場決定。競價初期，銷售電價仍需由政府管理。政府制定銷售電價的原則是堅持公平負擔，有效調節電力需求，兼顧公共政策目標，并建立與上網電價聯動的機制。（3）用戶類別包括居民生活用電、農業生產用電以及工商業及其他用電。每類用戶分電壓等級和用電負荷特性進行定價。銷售電價的調整采取正常調價和聯動調價兩種形式。一是居民和農業生產用電實行正常調價，原則上每年一次，期間盡量保持穩定。二是工商業和其他用戶用電價格與上網電價實行聯動，電價同方向變化超過一定幅度時相應調整銷售電價，以使發電市場的價格變化情況能夠及時傳遞給消費者，避免出現美國加州式的能源危機。電力市場運行第一年內，居民生活用電及農業生產用電價格水平原則上保持穩定（城鄉用電同價除外）。調整用戶分類、擴大兩部制電價范圍等改革措施，在電力市場競價開始半年后逐步推行。（4）允許實行季節電價、高可靠性電價、可中斷電價等其他有利于系統平衡、降低系統成本的電價形式。電力監管部門根據市場情況向政府價格主管部門提出調整電價的建議，政府價格主管部門審核批準電價，電力監管機構對企業執行價格的情況進行監督檢查。5、最新電價管理辦法2023年，4月，發改委出臺了《上網電價管理暫行辦法》、《輸配電價管理暫行辦法》和《銷售電價管理暫行辦法》，這標志著我國電價將實行新的定價機制。定于今年５月１日起執行的新電價管理辦法，終于將2023年的《電價改革方案》的原則變成實施辦法。上網電價引導電源投資此次出臺的《上網電價管理暫行辦法》規定，上網電價由政府價格主管部門根據發電項目經濟壽命周期，按照合理補償成本、合理確定收益和依法計入稅金的原則核定。同一地區新建設的發電機組上網電價實行同一價格，并事先向社會公布。燃料價格漲落幅度較大時，上網電價在及時反映電力供求關系的前提下，與燃料價格聯動。上網電價曾經有一段時間比較混亂，存在一機一價，地方加價等情況。經過最近幾年的整頓之后，現行的上網電價已經比較規范，基本上是按照投資成本以個別成本為基礎、運行成本以社會平均成本為基礎的定價方式。新辦法規定，競價上網后，上網電價將實行兩部制電價，其中，容量電價由政府制定，電量電價由市場競爭形成。容量電價將以折舊和財務費用為基礎，并乘以根據電力供求狀況確定的調整系數來制定。簡單地說，容量電價是按機組容量（而非發電量多少）向投資者支付的固定費用，缺電時容量電價水平高一些，反之則減少。按照新辦法，各區域電力市場可以實行全部電量集中競價上網，也可以同時允許大用戶和獨立核算的配電公司與發電公司進行雙邊交易。獨立輸配電價帶來利好在《輸配電價管理暫行辦法》中，輸配電價由政府制定，實行統一政策，分級管理。電網輸電業務、配電業務應逐步在財務上實行獨立核算。輸配分開后，應單獨制定輸電價格和配電價格。電價改革初期，共用網絡輸配電價由電網平均銷售電價扣除平均購電價和輸配電損耗后確定，逐步向成本加收益管理方式過渡。新電價管理辦法將建立獨立、規范的輸配電價機制，使輸配電價真正能夠反映輸配電真實成本。這樣，輸配電價占銷售電價的比例將逐步趨向合理。銷售電價引導合理用電《銷售電價管理暫行辦法》規定，銷售電價由購電成本、輸配電損耗、輸配電價及政府性基金四部分構成。銷售電價分類將最終簡化為農業電價、居民用電和工商業及其他電價三類，農業電價與居民電價實行定期校核和調整，調整居民電價前需依法召開聽證會。工商業及其他電價與上網電價實行聯動。對于普遍關心的居民電價問題，新電價管理辦法并不意味著居民電價的即時上漲。即使根據市場化改革的長期趨勢，居民用電的價格要逐步反映居民供電的成本，但總體上看，居民用電還是被補貼的。隨著電價總水平的上升，居民電價也應有所上升。3.5競價上網按照新的電價管理辦法，中國的電價將實行競價上網，主要內容包括：（1）無論是還貸未完的現有機組還是要新建的電廠將來都改按發電項目經營期核定平均上網電價（目前實行的是還本付息定價制度）；（2）按先進的社會平均成本核定上網電價；（3）電網輸配電價格應按照合理補償成本費用、合理確定收益、依法計處稅金的原則核定；（4）嚴格控制老電廠因改制和向境內外企業出售產權而提高電價。競價上網是我國電力體制改革的最終目標，2023年底，幾大重點電力企業和隨后電監會的成立，標志著廠網分開邁出了關鍵的一步，但真正徹底實現廠網分開仍然需要一段時間。同時，競價上網所需的負荷預測、實時電價計算系統等軟硬件設施的到位也不可能一蹴而就，因此競價上網在近期并不是全面實施在相當長的時間內，國內電力定價機制無法實現競價上網這種理想狀態。從長期看，電力改革將對電力產業的發展產生重大影響，尤其是原國電電力總公司的發電資產拆分將會導致電力產業的資產大重整，將使電力行業的競爭格局發生變化，發電企業將出現分化，呈現“強者更強，弱者淘汰”的格局。（一）競價上網給綜合成本較高的火電帶來沖擊與火力發電相比，水電在實現廠網分開、競價上網和全國聯網后將表現出明顯的低成本競爭優勢，其發電量和在電力結構中的比重將不斷提高。水電與火電在單位千瓦造價方面相比較，水電大約為7000－10000元，30－60萬千瓦國產機組的火電為5400－6300元，進口的66萬千瓦機組為7200－8200元，水電比火電高約40%。盡管水電的建設成本高于火電，但是隨著國家對環保控制要求的提高，如果考慮到火電廠脫硫、脫硝、除塵等環保要求所需資金（約占總投資的1/3），單位千瓦火電建設成本比水電低的優勢差不多喪失殆盡。而水電站的長運營期和低運行成本卻是火電站遠遠不及的。目前，國內水電公司運行成本一般是0.04－0.09元/千瓦時。火電廠由于需要源源不斷地購買和運輸大量燃料，而這方面的費用約占火力發電總成本的60%-70%，致使目前火電運行成本高達0.19元/千瓦時左右，隨著煤炭價格的上漲，火電廠的發電成本還將上升。至于其他能源如核能、風能在中國尚屬新技術，對外國技術依賴性很大，成本都比較高。所以，在發電公司實行競價上網時，水電公司的優勢最為明顯。因此，隨著發電排放的環保折價標準及相應配套稅收政策的出臺，在國家大力扶持水電企業的政策下，水電的發電成本低廉帶來的競爭優勢將會給火電帶來一定沖擊，而隨著未來競價上網的逐步實施，電力尤其是油電的成本過高問題將非常突出，加上電力產業內部產業政策的變化，火力發電在我國發電市場中所占的份額會有所縮小。不過，盡管燃煤電廠的發電量在電力結構中的比重將不斷下降，但絕對數還將繼續提高。預計到2050年，燃煤電廠發電量仍然要占50%左右。（二）競價上網將使電力企業兩極分化日益嚴重競價上網后，電價的統一趨勢必然將導致電力企業盈利水平出現較大分化。由于電力企業具有明顯的規模經濟效益，大機組、大電廠相對于小機組、小電廠來說具有無法比擬的成本優勢，因此象華能國際、大唐電力等擁有大機組的企業在電力體制改革中無疑將會受益，其發電量和效益都將得到增長。而那些發電成本高、規模小、機組性能差的電力類企業由于市場競爭力較弱，市場份額將會逐步縮小，經營業績堪憂，加上國家對小火電清理的力度正日益加大，未來面臨著被淘汰出局的境地。除了規模因素外，競價上網會對擁有不同機組的電力企業影響不一。按未來的電力定價機制，無論是還貸未完的現有機組還是將要新建的電廠都要改按發電項目經營期核定平均上網電價（目前實行的是還本付息定價制度），從長遠看將促進電力企業的更快發展（提高效率、降低成本）。但對于電力企業而言，視其所擁有的機組情況不同，其盈利將受不同影響。比如，新投產發電機組的盈利能力將可能下降，對現有機組來講，如果使用的是銀行貸款或社會集資，其盈利能力將受到明顯不利的影響。而華能國際、北京大唐等老電廠折舊提取已基本完成，沒有債務，財務費用較低，在電價競爭上具有優勢。另外，因國家政策的傾斜，擁有符合環保要求的機組的電力企業將有一個較為寬松的經營環境。總的來看，競價上網會使我國的上網電價下降，這對所有的電力企業都是一個沖擊，但具有競爭優勢的電力企業可以通過擴大市場份額來獲得比以前更高的收入和利潤，從而導致電力企業的分化。但是，電力體制改革是一個長期的過程，競價上網真正在全國范圍內實施還需要一段時間。因此，它對具體企業的影響需要參照其發電方式、發電成本、企業規模、所處地區等因素做具體分析，不能一概而論。在廣東、江蘇、上海等經濟發達、電力緊張的地區存在的高電價隨著競價上網的逐步實施有下降趨勢，這會使當地的發電企業的利潤將來會有所下降。從目前來看，在2年內全國范圍內實施競價上網的可能性很小，但在單個電網內部實施競價上網的可操作性很大，尤其是南方電網獨立后，隨著“西電東送”計劃的實施，廣東地區的電價可能會有較大幅度的下調，這將部分發電成本較高的廣東發電企業面臨較大的經營壓力。而對于山西、內蒙古等煤炭產區的發電企業來說，由于臨近煤炭礦區，發電成本較低，通過競價上網可以獲得更大的市場份額和利潤，這些企業包括：漳澤電力、內蒙華電、西山煤電等獨立上市公司以及華能國際等大的發電集團在當地的發電企業。3.6電煤采購政策（一）電力體制改革后的電煤采購政策趨勢我國電力工業以火力發電為主，火電占全部電力生產的80%，而用于發電的煤炭占每年煤炭產量的70%，因此電力體制改革勢必對電煤生產產生深遠影響。電力改革以后，電力煤炭采購將改變目前的單一壟斷采購模式，有分有合，演化為幾個具備一定規模的集團采購。新組建的兩大電網公司和五個發電集團公司在2023年訂貨前都同意電煤訂貨由中能燃料公司(原國家電力公司下屬負責煤炭采購供應的公司)統一進行，但各公司正式掛牌后，對未來電煤采購都有自己的想法，所以并不完全配合中能燃料公司的工作，導致電煤采購的實施更加復雜。電力競價上網不但在電廠之間引入了競爭機制，而且必將引發電廠對成本的嚴格控制，其中最主要的是降低主要成本的煤炭價格。由此，在合同關系以外，電力集團采購將可能采取各種各樣的采段以最大限度地降低成本。一是競價招標采購；二是簽定議價合同；三是委托集中采購；四是兼并收購建設煤礦，從源頭開展競爭；五是在小煤礦集中地區或港口集散地自行采購；六是南方地區電力企業，在條件具備的情況下利用國際資源調節；七是與鐵路運輸企業、港口、航運企業組建綜合性(集團)公司，擴展競爭領域和競爭范圍，實行電力資本的順向、逆向擴張等等。這將在一定程度上引發煤炭企業之間的惡性競爭。電力上網還會引發煤炭與其他能源品種之間的競爭。目前，我國水電企業的營運成本（不含建設成本）是每千瓦時0.04元～0.09元之間，而火電企業的運行成本卻在每千瓦時0.19元左右。考慮到今后火電企業脫硫、除塵等環保方面的投入，如果火電價格高于其他能源品種的發電價格，火電便會失去競爭力。（二）電煤采購的進展由于我國電煤長期實行計劃采購政策，電煤價格問題一直是煤電雙方爭執的焦點。過去，用煤企業都是按照國家計劃與煤炭企業簽訂合同，電力企業也不例外。從近幾年計劃內的電煤價格和市場價格比較看，國內電煤價格一直低于市場價格。其中固然有電煤需求量大、集中采購運輸成本較低等原因，但也不能排除國家在協調煤電行業發展上的政策導向等因素的影響。從這個意義上來說，電力行業的高額利潤是以犧牲煤炭行業為代價的。由于利益分配不均，煤炭企業和發電企業多次產生價格分歧。在2023年12月在長沙召開的全國煤炭訂貨會上，煤礦在充分考慮電力企業承受能力的基礎上，提出調整部分煤種的價格，但電力部門堅持“不談價，不變交貨方式，不修改合同條款”的三不原則，結果導致許多電力企業沒有采購到足夠數量的煤炭。拖延數月之久的2023年電煤供應問題，隨著發改委的多次協調，在2023年5月調高山西電煤價格的通知而得到初步解決。國家發改委在2023年5月通知發給了山西省和5大發電集團及兩大電網公司。建議發電用煤在2023年合同價格的基礎上，貧瘦煤和無煙煤每噸提高8元，大同優混煤每噸提高2元。發改委強調，煤電雙方企業要按照協調價格，在2023年6月底以前把電煤訂貨合同補簽完畢，不簽的企業后果自負。這次電煤訂貨價格上漲，無疑會造成發電成本的增加。2023年全國電煤平均價格為136元/噸，平均到廠價格210元/噸，平均供電煤耗按照381g/kWh測算，電的燃料成本平均為0.08元/千瓦時，按照新近確定的電煤價格，電的燃料平均成本將上升至0.083元/千瓦時，上漲約3.75%。當然，各地區發電企業因所處地區不同，煤炭價格也有差別，從而對成本的影響也不同。如山東電力、華能集團、華能國際、湖南電力、湖北電力等，將增加支出4—5億元。一年一度的煤炭訂貨會，2023改名為“產運需銜接會”，希望借此積極探索符合市場機制要求的煤炭交易形式。為了打破“煤電之爭”的瓶頸，國家發改委制定了新的游戲規則，——煤電價格聯動。煤電雙方要按照價格聯動機制的精神，對尚未簽訂長期合同的電煤，2023年的車板價以2023年9月底實際結算的車板價為基礎，在8%的幅度內進行浮動、進行協商。東北地區以及內蒙古東部地區，如果2023年10月份的電煤價格超過了9月份，2023年繼續維持該價格。不過，從長期發展趨勢看，盡管我國的電煤價格已經初步放開，并且隨著電力需求的迅猛增長，電煤價格出現了較大幅度的上升。但是我國煤炭行業總體仍供大于求，這制約了煤炭價格的上漲空間，而環保的要求也使部分煤炭的消費量降低，煤炭價格的上漲是有限度的。另外，如果火電企業滿負荷生產，發電量的加大使單位發電成本下降，也可以部分抵銷煤炭價格上漲的影響。因此，火電企業在煤炭政策上仍然有很大的決定權。四．結論與政策選擇1．在新的經濟加速發展周期中，由于冶金、化工、建材等重化工業的加速發展，另一方面由于居民消費結構的升級，從生產和生活兩個方面產生了電力消費的強大需求。2023年電力需求彈性系數高達1.70，2023年達1.57，在供給沒有跟進的情況下，導致了較大的用電缺口，電力緊缺給經濟增長帶來了較大的傷害，大多數省份通過拉閘限電維持電力供應。2．在市場需求的刺激下，2023年以來電力投資加速增長，這些投資將在2023年底、2023年形成生產能力并投產，預計2023年全年的發電量將達2.4萬億千瓦時。與此同時，隨著國家對鋼鐵、水泥等固定資產投資過熱的宏觀調控，高耗電產業的發展將受到一定程度的制約，對電力生產方面的需求增長速度會略有下降。我們預計，2023年底電力供需會趨平。目前電力緊缺的局面不會持續太長時間。3．在一定的產業結構和經濟發展階段，電力的消費需求彈性是相對穩定的。根據我國目前的產業結構和經濟發展水平，我們預測我國電力需求仍然會保持較高的增長速度。2023年電力需求量將達到3萬億千瓦時，2023年電力需求量將達4萬億千瓦時，2023年電力需求將達到5萬億千瓦時。基于電力產品特殊性，電力方面的投入應該根據經濟發展水平和對電力的消費需求來組織。4．由于電力產品具有不可儲存性的特征，盡力維持電力的供需平衡必須堅持效率原則。一方面要發揮價格機制在引導消費與生產方面的的作用，另一方面也要求政府部門對電力發展進行充分的規劃與指導，糾正市場機制下電力發展的扭曲。近兩年來電力緊缺局面的嚴重性反映了我們目前電力運行機制上的缺陷，對于這一缺陷我們的判斷是市場機制在電力產業發展方面的力量太薄弱，傳統的“看得見的手”由于其固有的信息和激勵方面的劣勢，機制比較僵硬，不能正確保持電力行業供需平衡與健康發展。市場化是未來電力行業運行機制深入改革的一個基本的取向。5．在電力體制市場化取向的改革過程中，發電領域應該充分培育市場主體，鼓勵民營企業進入電力生產領域。加快對原有的大型發電企業進行實質性的產權改革，為“競價上網”提供可行的市場競爭主體。6．我國目前電網建設不足，企業分布不合理。電網是一種自然壟斷行業，如何實行有效的電網公司經營機制，使得電網能夠擁有較好的信息反饋機制和激勵機制，確實根據經濟發展需要布網、建網，合理輸配電力，這是電力體制改革的需要深入探索的一個問題。7．電力價格的合理性直接影響到電力資源配置的效率。電力價格改革的基本原則是實行競加上網，制定獨立的輸配電價，引入配售公開，實行獨立的售電服務電價，最終形成發電、輸電、配電和售電均有獨立價值體系的電價形成機制。從目前的情況看，電廠上網電價改革是目前改革的核心和關鍵。在單一價格機制和兩部制電價機制中，我們認為單一價格機制更為適合，因為它可以保證發電企業充分的競爭并提供更有效的激勵，同時可以保證相關發電技術量的最優組合。明確輸配電價的形成辦法，促進輸配網絡的建設和發展，是改革的一個難點。目前一方面電網的建設和布局嚴重不能滿足經濟發展的需要；另一方面，電力的輸配方面沒有獨立的價格形成機制，留給輸配環節的價格份額太低，這一方面損害了進一步建設電網的激勵與能力，另一方面扭曲了進一步建設電網所需要的信息。在輸配電價格改革方面，我們建議目前推行受益率監管機制，確保電網的有效建設與布局。最后，加快實行銷售電價改革，取消交叉補貼，實行價格聯動，逐步推廣分時電價和實時電價機制，這將成為今后電價改革的趨勢。

2023年IPTV行業分析報告2023年4月目錄一、IPTV真正受益于“三網融合”、“寬帶中國” 31、三網融合：網絡運營商推動IPTV的動力 32、寬帶中國：IPTV高清化及增值業務的增長引擎 43、與有線電視的競爭：捆綁銷售、一線入戶優勢明顯 6二、以“合作”姿態在產業鏈中占據有利地位 71、政策監管已趨完善穩定 72、合作心態開放，促進多方共贏 83、積極持續投資影視內容形成積累 9三、未來增長看點在IPTV挖潛與OTT擴張 91、IPTV增長依靠增值業務提升ARPU 92、機頂盒“小紅”領先布局 113、IOTV：發揮IPTV與IPTV的協同效應 12一、IPTV真正受益于“三網融合”、“寬帶中國”1、三網融合：網絡運營商推動IPTV的動力我國“三網融合”方案提出、試點已有多年，從目前三網融合進程中來看，電信系更占優勢，IPTV是電信系進入視頻領域重要的成功戰略。電信系網絡運營商在現有網絡上開展IPTV視頻業務也非常平滑。我國擁有超過4億多電視用戶，網絡用戶近2億，寬帶網絡用戶為IPTV的潛在客戶。三網融合試點的第一階段（2023-2021年）已經收官，即將邁入推廣階段（2022-2020年），第二批54個試點城市已經包括全國大部分重要省市，覆蓋人口超過3億。在電信、視頻網站、廣電等各利益方的參與下，我國IPTV用戶數已從2022年的470萬戶發展到了2021年底的2300萬，成為全球IPTV用戶最多的國家。預計未來兩年仍將有40%-50%的增速，2022年底用戶數有望達到3400萬的規模。2、寬帶中國：IPTV高清化及增值業務的增長引擎帶寬決定著IPTV是否能夠實現高清內容的傳輸，進而決定IPTV的用戶體驗。今年四月工信部、國家發改委等部委發布《關于實施寬帶中國2022專項行動的意見》：目標2022年新增光纖入戶覆蓋家庭3500萬戶，同時寬帶接入水平將有效提升，使用4M及以上寬帶接入產品的用戶超過70%。各省級網絡運營商也反應迅速積極，出臺相關規劃。IPTV業務作為電信運營商推動寬帶升級服務的重要賣點。運營商的推廣積極性高。例如2020年上海電信發布的＂二免一贈一極速＂的＂城市光網＂計劃，與百視通聯手推出IPTV3.0視頻業務，共同發力高清IPTV業務。電信與百視通的合作使得此次寬帶升級實施順利，上海IPTV用戶也發展到了百萬規模。而帶寬約束被打破后，高清點播也將成為IPTV增值業務的重要增長引擎之一。從IPTV存量的廣度上來看，我國IPTV當前的區域性明顯，集中在上海、江蘇、廣東等經濟發達地區，其中僅江蘇一省就已經發展了430萬的客戶規模，占比18.9%。這種情況與中國電信在發達地區寬帶基礎建設優異相關。西部和北部地區市場依然廣闊，有待于中國聯通和中國移動的發力。寬帶及光纖業務作為中國電信目前最為核心的一塊領域，其市場領先的優勢由來已久，相比而言，覆蓋了大部分北方省市的中國聯通和中國移動的積極性是行業的最大變數。2021年以來，兩家公司都在寬帶業務方面積極發力，以中國移動為例：2021年中國移動新增FTTH覆蓋家庭超過180萬戶；使用4M及以上寬帶產品的用戶超過50%；新增寬帶端口320萬個；新增固定寬帶接入家庭超過120萬戶。3、與有線電視的競爭：捆綁銷售、一線入戶優勢明顯IPTV最直接的競爭者是各地的有線電視。價格上來看，由于歷史原因，我國有線電視網的公益屬性導致其價格相對較低，這也成為有線電視網絡市場化程度低、升級換代困難，“三網融合”中競爭能力弱的原因。IPTV基于IP網絡傳輸，通常要在邊緣設置內容分配服務節點，配置流媒體服務及存儲設備，而有線數字電視的廣播網采取的是HFC或VOD網絡體系，基于DVDIP光纖網傳輸，在HFC分前端并不需要配置用于內容存儲及分發的視頻服務器，運營成本大大降低。但帶來的問題是如要實現視頻點播和雙向互動則必須將廣播網絡進行雙向改造。從技術角度看，IPTV成本較高，難以與有線電視比拼價格。但IPTV的優勢在于可以直接利用互聯網，而與寬帶的捆綁銷售能夠大大降低客戶對價格的敏感度。在各地網絡運營商的支持下，IPTV與寬帶捆綁營銷，對于用戶來講，更像是寬帶贈送的增值業務，收費模式則可以訂制，包月、按頻道等，靈活而更有針對性。而“三網融合”進程中的電信系寬帶接入商的強勢，使用戶在互聯網光纖一線入戶后，較為自然的選擇IPTV作為電視方案。二、以“合作”姿態在產業鏈中占據有利地位1、政策監管已趨完善穩定由于電視內容播控屬于國家宣傳范疇，監管較為嚴格。根據廣電總局43號文規定，IPTV集成播控總平臺牌照