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| 中国电力竞争格局分析 |
| 时间：2010/12/30 |
一、产业发展概况
中国电力装机容量
继2009年4月份,我国电力装机容量突破8亿千瓦，2010年6月,我国电力装机容量突破了9亿千瓦，据笔者预测，2011年第三季度，我国装机容量将达到10亿千瓦。我国电力装机将加速增长,发电装机容量连续15年位居世界第二位。未来我国电力工业发展将进一步转变电力发展方式,加快结构调整。
中国电力需求预测
根据中国电力企业联合会发布的2010年前三季度全国电力供需与经济运行形势分析预测报告，今年年底到明年上半年，在保证电煤供应及来水正常的情况 下，全国电力供需总体平衡。其中华北、华东地区电力供需总体平衡，西北、东北地区电力供需平衡有余。从电力需求看，2010年四季度，节能减排考核进入最后阶段，将进一步加快工业用电结构调整力度，重工业用电量进一步下滑，给全年电力预测带来更大的不确定性。综合考虑，预计四季度电量增长率较低，大部分省份的月度用电量增速将持续下降甚至出现负增长，全年全国全社会用电量4万亿千瓦时左右。2020年用电量7万亿千瓦时，人均用电量5000千瓦时。
二、产业发展政策
中国电力体制改革
我国电力体制改革分为三个阶段，第一阶段是政企分开，1998年撤销电力工业部，2002年成立电力监管委员会；第二阶段是厂网分开，国家电力公司进行拆分，发电领域竞争态势初步形成，上网价格、输配电价格、终端售电价格由政府监管；第三阶段是电价改革，反映资源稀缺程度、市场供求关系、环境成本的价格形成机制，逐步实现发电价格和售电价格由市场竞争形成、输配电价格由政府监管的市场体系。
中国电力投融政策
电力投融资政策，主要从金融机构或资本市场融资，目前银行贷款仍是融资来源的主要部分，外方和中方投资者均平等享受多样化的金融服务。其中在审批制度变革、市场主体变化、融资渠道改变、核准权限调整存在不确定性。
中国电力产业政策
现行的电力产业政策分为鼓励类、限制类和淘汰类三类。其中鼓励类包括核能发电、水力发电、可再生能源发电，以及单机600MW以上火电、单机300MW以上资源综合利用、500千伏交直流输变电。限制类包括单机容量300MW及以下常规燃煤机组。淘汰类包括单机200MW及以下火力发电机组。总体来说积极开发水电，优化建设煤电，加快建设核电，鼓励新能源和可再生能源发电。
中国电力价格政策
中国电力价格包括上网电价、输配电价和销售电价。对于不同的主体，价格不一，即使是同一个企业，都有不同的价格匹配相应的发电主体。例如风电、煤层气、生物质发电是政府指导价格、特许权招标定价；燃煤发电是标杆电价，遵循煤电联动机制；水电、核电一事一批，在保证还本付息合理的投资者回报基础测算报批；输配电价、销售电价由政府监管。
中国电力环保政策
国家出台强制性环保政策，如新建燃煤机组必须同步建设脱硫设施，对现有燃煤机组必须脱硫改造，降低小火电机组上网电价进行调整，实行节能调度，鼓励上大压小、热电联产，2010年前关停小火电5000万千瓦以上。
三、产业投资机会
电力市场正在发育之中，发电环节已基本实现主体多元化，初步形成竞争格局。中国政府鼓励多种经济成份进入能源领域，已形成了规范、透明、易于执行的准入政策。到2020年投资总额将达到6万亿元，投资方式可包括股权投资、项目贷款、技术换市场、特许权（BOT、BT、BOO）等。其中火电15000亿元，核电5000亿元，水电等新能源25000亿元，电网15000亿元。核电站建设规模：到2020年，装机容量4000万千瓦，1800万千瓦在建，中国成为国际核电设备商的主战场。外商投资机会将放眼水电等可再生能源，适合成为中长期资本增值的战略投资者。
四、投资风险分析
中长期来说，中国经济总体保持平稳较快发展，电力产业目标市场广，投资风险较小；短期来说，随着经济结构调整，GDP增速可能适度回落，电力供需将进入潜在暂时过剩阶段，局部地区甚至出现电力富余，投资收益存在波动。市场经营风险包括：原料供应、经营结构及竞争加剧。政府出台了脱硫电价和煤电联动政策，保证合理盈利水平，建议向上游产业链延伸进行一体化经营、重组、并购。
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