中国电力行业分析报告

第一篇：中国电力行业分析报告

中国电力行业分析报告

一、行业发展概况

电力是国民经济的重要基础产业。改革开放初期，全国电力供应紧张，加快电力建设，增加电力供应是当务之急。为此，电力工业首先进行了投资体制改革，以解决电力建设短缺的矛盾。1981年，山东龙口电厂开工建设，首开中央与地方合资建设电站的先河。1987年，国务院又提出了关于电力体制改革的＂二十字方针＂，即“政企分开，省为实体，联合电网，统一调度，集资办电”，再加上“因地、因网制宜”，形成了完整的集资办电、多渠道筹资办电。1984年，我国第一个利用外资兴建的大型水电站——云南省鲁布革水电站开工建设，由日本公司中标承包。该电站深化施工管理体制改革被称作“鲁布革冲击波”。从1985年开始，国务院陆续设立了华能国际(相关,行情)电力开发公司等一批电力企业，以加大利用外资的力度。

新政策极大地促进了电力工业的发展，年投产容量完成了500万千瓦、800万千瓦、1500万千瓦三个跳跃，促成了全国电力装机容量连跨三大步：1987年超过1亿千瓦，1995年超过2亿千瓦，2000年超过3亿千瓦，装机容量和发电量均居世界第二位，中国成为世界电力生产和消费大国。从1996年开始，全国电力供需基本实现平衡，结束了拉闸限电的局面。至2001年底，全国年发电量达到14839千瓦时，装机总容量为3.386亿千瓦，两项指标均居世界第二位，分别比1978年底的2566亿千瓦时和5712万千瓦增长了近6倍。

在大力开展电源建设的同时，我国的电网建设也迅速发展。到2000年底，全国已形成了7个跨省电网和5个独立的省电网。7个跨省电网中，有6个已形成以500千伏为主干、220千伏为骨干、110千伏为高压配电的电网结构。“西电东送”战略实施以来，已初步形成了北、中、南三条通道。南方电网西电东送能力达到370万千瓦，蒙电东送能力达到109万千瓦。以三峡工程为契机，并以三峡电站为中心向东、西、南、北四个方向辐射。华中电网与华东电网联网，川渝电网与华中电网联网，华东与福建联网工程建成投运，东北电网与华北电网实现交流互联。全国电网互联的雏形已基本形成。目前我国基本上进入大电网、大电厂、大机组、高电压输电、高度自动控制的新时代。

与此同时，建国以来最大规模的城乡电网建设与改造取得明显进展。1998年，国务院决定进行城乡电网建设与改造工程，改造农村电网、改革农电管理体制，实现城乡用电同网同价（简称＂两改一同价＂），由国家电力公司组织实施。投入资金2600多亿元，改造了269个城网和2500多个农网。通过改造，城市电价平均每千瓦时降低5分钱，减轻用户负担400亿元；农村电价平均每千瓦时降低1角3分钱，减轻农民负担350亿元，解决了2500多万人口的用电问题。

在规模不断扩大的同时，我国电力工业的质量也不断提高。水电发展速度位居世界前列，火电结构得到优化。加快水电建设，中国长江、黄河以及其它大江大河中上游梯级开发，新的大中型水电站成批投产，改变了水火电的比例。淘汰了一批小火电机组，单机容量30万千瓦、60万千瓦机组已成为电网的主力机组。单机容量80万千瓦的发电机组已投入运行。90万千瓦火电机组正在建设中。正在建设的三峡电站将采用70万千瓦的水轮发电机组。核电建设已经起步，并形成300多万千瓦的生产能力。风力发电也形成40万千瓦左右的规模。地热发电、太阳能发电、垃圾发电取得进展。

在科技进步与可持续发展方面，我国已经形成了500千伏交流输变电成套设备的生产能力，掌握了紧凑型输电关键技术；研制开发的220千伏、500千伏紧凑型输电线路已投入运行；所有跨省电网和省电网实施了在线监控，使用了各种高级应用软件，在电网调度自动化领域和系统仿真技术方面已进入世界先进行列，电力系统分析达到了世界先进水平。在电源科技方面我国已掌握了大型火电厂的设计、施工及运行技术；已经形成了30万千瓦、60万千瓦亚临界火电机组和50万千瓦水轮发电机组的成套设备生产能力。在坝工技术方面，研究开发了200米坝高的筑坝成套技术和多项坝工新技术、新工艺、新设备，使我国在高坝筑坝技术方面居于世界先进行列。

电力工业体制改革不断得以深化。实行政企分开，建立现代企业制度。1988年，能源部的成立。同年成立中电联，加强行业协会自律服务功能。1997年，国家电力公司成立，是电力体制的重大改革。1998年3月撤销了电力部。此后，国家电力公司提出“四步走”的改革安排，制定了“控股型、经营型、现代化、集团化管理的国际一流电力公司”的总体战略构想，积极稳妥地走上了实体化经营的道路，扎扎实实地建立现代企业制度，进行了电力市场化改革的探索。2002年2月，国务院印发《电力体制改革方案》，提出要遵循电力工业发展规律，充分发挥市场配置资源的基础性作用，加快完善现代企业制度，促进电力企业转换内部经营机制，建立与社会主义市场经济相适应的电力体制。2000年国家电力公司首次跻身世界企业500强，名列第83位，2001年上升至第77位，2002年上升至第60位。

二、行业发展特征

1、基本特点

目前，我国的电力行业主要呈现出以下几个基本特点：

（1）电力生产的特殊性首先表现在电力产品不能保存，因此电力行业具有很强的计划性。电力企业的经济效益主要取决于核定发电量尤其是上网电量，相应地还要受到核定上网电价以及各种税费政策的影响。

（2）由于我国煤炭资源相对丰富，因此电力生产以火力发电为主，约占总装机容量和发电量的80%；水力发电次之，约占总装机容量和发电量的20%；其他如核电等所占比重很小。相对而言，火电类上市公司业绩要好一些，但也呈两极分化的势态，并且受煤炭价格影响较大；水电类公司成本低廉，但受气候影响大。

（3）电力需求增长存在地区性不平衡状况：东南沿海等经济发达地区电力需求增速明显高于全国平均增长水平，而东北和四川省地区增速较低。相应地，东南沿海地区的电力上市公司的业绩也高于其他电力上市公司的平均业绩水平。

（4）由于电力项目往往投资额巨大，投资周期长，规模的大小对经济效益的影响比较显著。一般而言，电力企业规模越大，效益就越好；而那些规模较小的企业由于生产成本高，相对缺乏竞争力。

（5）鉴于现行电力体制垄断特征明显，因此“厂网分开、竞价上网”成为今后的改革方向。

（6）从今后的发展趋势来看，水电作为电力行业中的朝阳产业，发展前景非常广阔。加快和优先发展水电建设，已经成为我国电力工业发展的一项基本的和长期的策略。

（7）“西电东送”战略的加紧实施对未来电力企业的经营影响越来越大。

2、总体运营状况

从电力供需情况看，2002年上半年全国电力供需均有所增长，但分地区和行业看表现并不平衡。

（1）电力需求

上半年全社会用电共计7392亿千瓦时，同比增长8.9%，其中第一、二、三产业分别同比增长2.5%、9.2%、11.4%。居民生活用电同比增长7.0%。在电力需求快速增长的同时，主要电网最高负荷也比去年同期有所增加。华北、东北、华东、华中、西北电网的最高负荷同比增长速度分别为11.8%、3.4%、6.4%、14.0%和9.2%。

分行业来看，上半年农林牧渔水利业用电增长缓慢，同比增长仅为1.4%，工业用电增长了9.2%，其中轻工业增长了12.6%，重工业为8.3%，主要耗电行业对工业用电增长的贡献率有所下降。建筑业、交通运输邮电通讯业、商业用电分别增长了12.1%、13.3%和14.9%，增速明显。

分地区来看，东部沿海地区的江、浙、闽、粤、鲁和海南省，西部的川渝地区，中部地区的江西省以及以高耗电行业用电支持其用电增长的地区中的内蒙古、宁夏的电力需求持续快速增长，用电增速均超过了10%；相比之下，晋、豫、黔、湘、陇、桂、徽等省份以及京、津、沪三大直辖市的用电增速均低于全国平均水平，东北地区则用电增速几乎没有增长。

（2）电力供给

今年上半年，我国电力固定资产投资完成609亿元，同比增长1.1%，其中基建投资完成408亿元，增长33.2%；城乡电网改造完成投资26亿元，同比下降36.7%。今年预计新开工电源1500——2000万千瓦，到6月底已开工883万千瓦，新增发电设备450万千瓦。全国累计发电量7414亿千瓦时，同比增长8.8%，其中水电1087亿千瓦时，增长0.5%；火电6229亿千瓦时，增长10.3%；核电92亿千瓦时，下降11.7%。全国发电设备平均利用小时数较去年同期增加57小时。国家电力公司全资及控股机组发电量合计3607亿千瓦时，同比增长6.8%。

（3）全年形势展望

由于我国宏观经济形势总体良好，今年前三季度的国内生产总值增长率已经达到了7.9%。电力行业作为于国民经济发展密切相关的支柱产业，也面临着良好的发展机遇。因此，可以预计，今年下半年我国电力的总体需求仍将快速增长，预计全年用电量将接近16000亿千瓦时，增长率接近两位数。

三、行业主要热点问题

1、电力体制改革的即将实施

今年4月，国务院批准了《电力体制改革方案》，并发出通知，要求各地认真贯彻实施。届时，国家电力公司管理的资产将按照发电和电网两类业务划分，并分别进行资产重组。

（1）电力体制改革方案简介

根据方案，“十五”期间电力体制改革的主要任务是：实施厂网分开，重组发电和电网企业；实行竞价上网，建立电力市场运行规则和政府监管体系，初步建立竞争、开放的区域电力市场，实行新的电价机制；制定发电排放的环境折价标准，形成激励清洁电源发展的新机制；开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局；继续推进农村电力管理体制的改革。

“厂网分开”，主要指将国家电力公司管理的资产按照发电和电网两类业务划分，并分别进行资产重组。厂网分开后，原国家电力公司拥有的发电资产，除华能集团公司直接改组为独立发电企业外，其余发电资产重组为规模大致相当的3～4个全国性的独立发电企业，由国务院分别授权经营。

在电网方面，成立国家电网公司和南方电网公司。国家电网公司作为原国家电力公司管理的电网资产出资人代表，按国有独资形式设置，在国家计划中实行单列。由国家电网公司负责组建华北（含山东）、东北（含内蒙古东部）、西北、华东（含福建）和华中（含重庆、四川）五个区域电网有限责任公司或股份有限公司。西藏电力企业由国家电网公司代管。南方电网公司由广东、海南和原国家电力公司在云南、贵州、广西的电网资产组成，按各方面拥有的电网净资产比例，由控股方负责组建南方电网公司。

电力体制改革的另一重要举措是改革电价机制。这也是电力体制改革的核心内容。新的电价体系将划分为上网电价，输、配电价和终端销售电价。首先在发电环节引入竞争机制，上网电价由容量电价和市场竞价产生的电量电价组成。对于仍处于垄断经营地位的电网公司的输、配电价，要在严格的效率原则、成本约束和激励机制的条件下，由政府确定定价原则，最终形成比较科学、合理的销售电价。

在管理体制方面，成立国家电力监管委员会，按照国家授权履行电力监管职责。

（2）电力体制改革方案对电力行业的影响

长期来看，电力体制改革实施的结果，能够打破行业垄断，引入竞争机制，有利于优胜劣汰、形成以一批业内的龙头企业和明星企业为核心的企业集团。企业规模的扩大以及相应技术水平的升级，有助于降低经营成本；考虑到“西电东送”工程的不断进展，供求关系会得到缓解，因此从长期看电价有降低的趋势。短期内，电力体制改革的事实，必然会促进产业内的资产重组。事实上，近一段时期以来电力行业重组的“真空”恰恰说明了电力企业本身蕴藏着重组的内在动力，只是由于政府的干预才没有进行，但许多业内企业都已经进行了充分的准备。有理由相信，大规模的重组即将来临，并将对产生深远的影响。

根据本次电改方案，对电力企业的影响将主要涉及以下几方面：

a.重组的影响：产业重组催生一批以国电公司旗下的四大公司为首的特大型企业集团，这些集团将通过国电公司内部重组，以大的地域划分为单位，吸纳国电公司拥有的绝大部分电力企业的股权；同时，各地电力公司也将通过省内的重组，组建一批大中型企业集团；不符合产业政策的弱势企业将被迫被收编，纳入上述公司的势力范围。

b.厂网分开，竞价上网的影响：尽管电价受到资源分布和地方保护主义的影响，很难在全国范围内统一，但就各地区内的电网而言，不同企业迟早将要面临同一道门槛，逐步做到同网同价。这样，经营成本高于平均水平的企业仅能得到低于全行业的利润，其最终出路无非是被收购，或者被迫退出竞争。相反，具有机制、管理、技术优势的少数企业将不断发展壮大，瓜分市场份额。因此，对业内不同企业的影响应分别加以分析。

c.对下游产业的影响：电力的下游产业分布极其广泛，比较突出的是电力成本占经营成本比重较高的部门，如冶炼业（电解铝、钢铁业等），很可能从电价的下降中受惠。尽管电价下降是长期趋势，但由于受供求关系影响，电价的近期走势并不明朗。因此，对这些下游产业以及再下游的产业的影响还将做进一步分析。

d.69号文效力尚存：需要注意的是，尽管电力体制改革方案已经得到国务院的批准，但由于具体的实施方案尚未最后公布，国务院办公厅于2000年10月下发的《国务院办公厅关于电力工业体制改革有关问题的通知》，也就是业内人士通常所说的69号文件仍然在发挥作用。这一文件规定，“为规范运作，防止国有资产流失，除正常生产经营外，有关各级国有电力企业资产重组、电站出售和其他资产处置问题，将纳入电力体制改革总体方案统筹考虑。目前除按国家规定程序审批的资产重组、电站出售、盘活存量项目外，停止其他任何形式的国有电力资产的流动，包括电力资产的重组、上市、转让、划拨及主业外的投资等；凡项目未经国家批准的，其已经变现所得的资金应停止使用并予以暂时冻结。”另外，69号文件还规定，除已经试点的六省市外，其余各地区一律暂停执行地方政府或电力企业自行制订实施的“竞价上网”发电调度方式，并暂时不再批复新的试点。69号文的出台，遏制了电力行业积极重组的势头，也给即将实施的电改方案增加了诸多变数。

2、西电东送的价格调整

为了促进西电东送的顺利运行，国家电力公司、国家计委曾在今年5月20日以计价格[2002]781号文发出《国家计委关于南方电网西电东送有关问题的通知》，决定对南方电网西电东送价格进行适当调整，包括云南、贵州重点电厂进行西电东送的送电价格、有关线路的输电价格以及输电损耗电费的费率都作了明确的定位，并已经于今年4月1日开始执行这一文件。

西电东送战略的实施，是为了满足经济发达但电力供给短缺的两广地区的巨大需求，及有效利用了云贵地区富余的水力、火力资源，也降低了发达地区企业生产经营成本，是一种“双赢”的措施。价格调整后，将更大地提高发电企业和输变电企业的生产积极性，产生巨大的经济效益和社会效益。

四、电力行业上市公司概况

目前，国内证券市场的电力类上市公司共计42家。由于业绩普遍较为稳定，加之现金流充沛，投资者很容易在这些上市公司中的大股东名单中发现证券投资基金的身影。2002年半年报统计数据也显示，根据证监会颁布的上市公司行业分类指引所统计的行业经营指标中，电力行业上市公司的平均每股受益和平均净资产收益率在全部行业中均居于前两位，充分说明了电力上市公司的良好经营业绩。

截止到2002年6月30日，全部42家电力上市公司的平均总股本为63797.20万股，平均流通A股为14132.20万股，平均每家公司拥有总资产41.02亿元，净资产23.52亿元。在核定经营规模的各项指标上，华能国际均高居榜首。（这只国电系统的巨擘实现了大陆、香港和纽约的三地上市，并不断通过收购电厂提升装机容量和经营规模，其总股本为60亿股，总资产和净资产分别达到了近430亿元和290亿元，中期实现税后利润18.21亿元）。

可以看出电力类公司的业绩实现了稳定增长，尤以主营业务收入的增长更甚。上市公司的主营业务规模增长速度，超过了全国平均用电量的增长速度，而从全国范围来看，电价基本稳定，因此，收入的提高主要是由于发电量和售电增长的贡献。而主营业务利润、利润总额和净利润低于主营业务收入的增速，主要原因是由于发电成本的提高，而这主要是由于煤价上涨因素造成的。目前，随着煤炭行业关井压产工作的基本完成，煤价已经开始回落，并不具备再度大幅波动的基础。因此，在我国经济继续快速增长的宏观背景下，预计下半年电力行业的经营业绩将进一步增长。

每股收益和净资产收益率两项指标有所下降主要是由于统计中采用了按照上市公司家数的简单平均计算方法，存在一定误差，如华能国际、粤电力(相关,行情)这样股本和资产规模大同时业绩优良的没有发挥相应的权重。如果按照加权平均计算，则电力行业2002年中期的每股收益和净资产收益率分别为0.186和5.41%，仍然增长强劲。考虑到衡量公司业绩含金量的经营活动产生的现金流量净额这一指标由20026.95万元上升到23695.70万元，可以肯定公司的业绩增长是比较具有保障的。

另外，从其它衡量公司资产质量的财务指标来看，公司的平均流动比率、速动比率和应收账款周转率均有明显改善，说明上市公司资产质量有了提高，但也存在一些需要注意的问题。比如说，与期初相比，每家公司的平均应收账款由20972.07万元增加到24638.64万元，增长了17.48%；平均存货由7635.04万元增至9001.97万元，增长了17.90%。类似的，还有长期负债余额由63433.65万元增至76859.36万元，增长了21.16%。与此同时，在营业费用和财务费用略有下降的同时，平均每家公司的管理费用由了近两位数的上升，达到了2716.64万元，不能不使投资者产生一丝疑虑。

电力上市公司的不同业绩表现反映了电力生产的特点。首先，规模较大的公司业绩普遍良好。电力板块业绩前五家公司的装机容量都在100万千瓦以上，规模经济效应明显。如华能国际，2001年发电量增长21.86％，就是因为其吸收合并了山东华能，规模扩大了；而今年上半年又相继收购了上海石洞口一厂、江苏太仓电厂、淮阴电厂、浙江长兴电厂四个电厂，装机容量增加245万千瓦，发电量也劲增11.2％。日前，华能国际的一则公告再度预计其第三季度发电量将继续迅速增长。

其次，不同类型的发电企业业绩差异明显。25家火电类上市公司中除两家鲁能泰山(相关,行情)、华银电力(相关,行情)外，主营业务收入均实现了增长；而9家水电公司受气候影响大。平均中期每股收益仅为0.09元，同比下降近30%；作为传统意义上的绩优股的热电类公司今年中期业绩急剧下滑，平均每股收益仅为0.06元。主要原因是煤价的上涨和补贴收入的取消。个别公司的巨额应收账款也连累了整个板块的业绩。

目前，2002年业已进入尾声。整体来看，电力上市公司的业绩增长已成定局。尽管电力体制改革方案还没有付诸实施，从近期电力上市公司的情况看，行业内部的重组已是暗流涌动。电力行业的特点更适于进行长期投资，投资者在期待电力上市公司交出满意的全年答卷的同时，也不妨对行业内的重组进展情况把保持密切关注。

第二篇：电力行业分析报告

电力行业分析报告

Ⅰ．行业分类

一、发电方式总共分为六种：

1、火力发电，一般是指利用石油、煤炭和天然气等燃料燃烧时产生的热能来加热水，使水变成高温、高压水蒸气，然后再由水蒸气推动发电机来发电的方式的总称。火力发电按其作用分单纯供电的和即发电又供热的，按原动机分汽轮机发电、燃气轮机发电、柴油机发电。按所用燃料分，主要有燃煤发电、燃油发电、燃气发电。火力发电系统主要由燃烧系统（以锅炉为核心）、汽水系统（主要由各类泵、给水加热器、凝汽器、管道、水冷壁等组成）、电气系统（以汽轮发电机、主变压器等为主）、控制系统等组成。前二者产生高温高压蒸汽；电气系统实现由热能、机械能到电能的转变；控制系统保证各系统安全、合理、经济运行。

2、太阳能发电是由光能转变成电能的技术。太阳能发电系统目前分为三种：并联型太阳能光电系统、独立型太阳能光电系统、防灾型太阳能光电系统。

3、风力发电系统主要有恒速恒频风力发电机系统和变速恒频风力发电机系统两大类。恒速恒频风力发电系统一般使用同步电机或者鼠笼式异步电机作为发电机，变速恒频风力发电系统一般采用永磁同步电机或者双馈电机作为发电机。

4、核能发电，利用核反应堆中链式核裂变反应所释放的能量发电。将原子核裂变释放的核能转变电能的系统和设备通常称为核电站，也称为原子能发电站。其关键设备---核反应堆，除此之外还有主泵，稳压器，蒸汽发生器，安全壳，汽轮发电机和危急冷却系统等。

5、水利发电，将河流、湖泊或海洋等水体所蕴藏的水能转变为电能的发电方式。水轮机及水轮发电机是水电站的基本设备。为保证安全经济运行，在厂房内还配置有相应的机械、电气设备，如水轮机调速器、油压装置、励磁设备、低压开关、自动化操作和保护系统等。在水电站升压开关站内主要设升压变压器、高压配电开关装置、互感器、避雷器等以接受和分配电能。

6、氢能发电，利用物质电化学变化释放出的能量直接变换为电能。常见的氢能发电方法有:燃料电池、氢直接产生蒸汽发电、氢直接作为燃料发电。

二、输电，电能的传输。

输电是用变压器将发电机发出的电能升压后，再经断路器等控制设备接入输电线路来实现。按结构形式，输电线路分为架空输电线路和地下线路。架空输电线路由线路杆塔、导线、绝缘子等构成，架设在地面之上。地下线路主要是使用电缆，敷设在地下（或水域下）。

三、变电

变电是变电所通过升高和降低电压来完成的。变电所是电力系统中通过其变换电压、接受和分配电能的电工装置，其作用是变换电压，传输和分配电能。变电所由电力变压器、配电装置、二次系统及必要的附属设备组成。

四、配电

配电系统由配电变电所（通常是将电网的输电电压降为配电电压）、高压配电线路（即1千伏以上电压）、配电变压器、低压配电线路（1千伏以下电压）以及相应的控制保护设备组成。

五、用电

用电一般分为五大类：居民生活用电、大工业用电、一般工商业用电、非工业用电、农业生产用电。

Ⅱ．行业状况

一、电力现状

目前，电力建设发展快速，特别是风力发展；中国清洁能源发电快速发展，截至2010年底，中国水电装机容量已达2.47亿千瓦，总容量为世界第一；核电装机容量为908万千瓦，占总容量的2.1%；风电装机容量已连续三年实现倍增式增长。光伏行业，预计2012年全球新增装机量约20.2GW,增长约30%。以目前世界各国的可再生能源发展规划和光伏装机目标推算,全球太阳能行业在未来5-10年能保持25%-30%的复合增长率,而中国的累积装机10年可翻26倍。太阳能电池:晶硅电池企业业绩提升,薄膜、聚光电池阶段性行情可期。由于国内晶硅电池产能扩建加速，光伏设务的新一轮需求爆发，展现出光伏设备与辅材的较大市场。

我国电力发展目前主要存在五大问题：

1、电力结构不尽合理。概据调研数据说明，2009年底，火电装机占全国装机总量的70.5%，且大部分是用煤作燃料，水电装机占装机总量的22.5%与巨大的水电资源相比，明显偏低。核电装机所占比例只有1%，也明显偏低。

2、电力的规划工作严重滞后。目前电力行业的规划指导性与权威性不强，电力的全国规划与地方规划之间、电源规划与电网规划之间、电源结构规划之间、传统能源规划与新能源规划之间、输煤规划与输电规划之间，缺乏统一性、协调性与科学性。

3、电价的形成机制也存在不合理。煤电价格联动机制执行不到位，办法不完善，既影响电力企业的可持续发展，也影响媒体企业的长远规划。

4、电力行业法律法规建设速度缓慢。

5、电力开发建设的环境和社会压力加大，发展的困难增大。征地拆迁、水土保持、植被保护、移民诉求等等的成本大幅提升，有的已超过了电力企业的承受能力。

第三篇：印度电力行业报告及分析

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2015、2016、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

电力行业信息化建设分析报告

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

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。

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。

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

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。

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。

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

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。

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；

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：

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。

第五篇：2010年电力行业分析报告（模版）

2010年电力行业分析报告

在3月27中国电力企业联合会（下简称中电联）主办的“2010年经济形势与电力发展分析预测会”上获悉，2009年火电行业负债率近年来首次同比下降，火电行业总体实现扭亏，但中电联同时警告2010年电力行业的经营前景不容乐观。

根据一份中电联提供的近两年1至11月全国电力各子行业资产负债率情况的表格，2008年火力发电的资产合计19343.48亿元，负债合计14445.11亿元，资产负债率为74.68%；而2009年火力发电的资产总计21479.79亿元，负债合计15618.82亿元，资产负债率下降到72.71%

据了解，这是近年来火电行业负债率首次出现同比下降。中电联介绍，由于煤价由上年同期的高位大幅回落，以及上年上调上网电价的影响，加上下半年各月火力发电量的增加，共同导致1至11月份火电行业企业经营总体实现扭亏。

全社会用电量迅速回升是我国电力行业尤其是火电利润有所恢复的主要原因。

火电行业经营虽然在去年实现总体扭亏，但是在企业和地区间分布不均衡，从火电企业了解到，相当一部分火电厂仍然没有摆脱亏损局面。

中电联专家介绍，由于各省煤价、电价差异较大，加上电量增长速度不一，导致行业利润在各地区间分布不平衡

电监会研究室的吴疆研究员认为，国家电力结构优化也是火电行业负债率下降的一个原因，“从投资的角度上看，可再生能源的迅猛发展挤占了火电的投资空间，银行、国债对贷款给火电企业不像以前那么热衷。”吴疆表示。

中电联认为，由于上网电价和销售电价调整不到位、以及四季度以来延续的煤价过快上涨的情况将对2010年电力行业整体效益造成巨大影响。

下半年，电力行业将积极按照国家要求做好保发展、调结构等各项工作；加大结构调整力度，全年计划关停小火电1000万千瓦，全年预计新增装机超过9000万千瓦，年底全国装机容量将达到9.5亿千瓦，供应能力进一步增强；电力需求保持平稳，增速逐步回落，预计全年增长12%左右；供需总体平衡，个别地区在枯水期、迎峰度夏和迎峰度冬期间的结构性矛盾依然存在，全国发电设备利用小时比上年略有上升；电煤、来水和气温将是影响部分地区电力电量平衡的决定性因素。

（一）电力供应情况

上半年，全国电力投资增幅同比回落，电源投资继续保持平稳较快增长，清洁能源投资力度加大，电网投资规模小于上年同期；新增装机继续保持较大规模，发电装机容量接近9亿千瓦，全国电力供应能力总体充足。发电量继续保持高速增长，增速有所回落，水电发电量累计增速恢复正增长，火电发电量增速自高位回落；发电设备利用小时同比有较大提高，已经接近2008年同期水平。以下情况：

1.电源投资和发电装机稳步增长，供应能力充足

2.发电量保持高速增长，水电发电量恢复正增长

3.发电设备累计平均利用小时较大提高并接近2008年同期水平

4.发电日均耗煤量快速增长，一季度供需平衡偏紧，价格同比高位波动

（二）电网输送情况

上半年，电网投资完成额略有减少，所占比重有所下降。

5、6月份，电网新增规模较大，对迎峰度夏的保障作用大大加强。6月份，±800kV云南-广东特高压直流工程双极投产；7月初，±800kV向家坝-上海特高压直流工程成功投运，至此，我国第一批特高压直流输电线路顺利投产，西南水电外送能力将明显提升。

（三）电力消费情况

上半年，电力消费增速延续了2009年四季度以来高位运行的态势。在国家主动宏观调控以及基数作用下，各月用电量增速逐月稳步回落。第二产业对用电增长的拉动作用突出，第三产业稳定增长，城乡居民生活用电受气候影响明显。国家宏观调控作用显现，重点行业用电量继续增加的动力有所减弱。地区用电分布差异较大，中西部发展速度领先于东部。以下情况：

1.全社会用电量增速持续高位运

2.第二产业用电确保全社会用电增速维持在高位

3.工业用电量持续较大规模

4.重点行业单月用电保持很大规模

5.中西部用电增速快于东部

（四）电力行业整体效益恢复性增长，火电亏损严重

根据国家统计局统计，1-5月份，电力行业利润总额由上年同期的155亿元，增加到504亿元。但电力行业分省利润分布极不均衡，其中，火电行业利润主要分布在东部三省（山东亏损严重），占全国火电行业总利润的73%。中部地区各省火电亏损情况十分严重，主要原因是河南、山西、安徽等坑口电厂历来上网电价偏低，而近年来电煤市场化以及外运煤炭增加导致本地电煤价格上涨幅度较大。火电行业亏损面继续加大，上升到43.36%，比上年同期提高3.10个百分点，中部地区各省亏损面均超50%。电力行业销售利润率整体偏低，仅为3.50%，比上年同期提高1.84个百分点，比全国工业销售利润率的平均水平低2.53个百分点。其中，电力供应业尤为明显，销售利润率仅为2.28%，火电行业销售利润率也仅为

3.92%。

三、当前电力供需值得关注的几个问题

（一）加强设备维护和安全管理，确保电网安全稳定运行随

（二）尽快完善煤电联动机制，遏制火电行业特别是中西部地区亏损面不断加大的严重局面

（三）进一步加强对煤电运全过程的监测和监管，防止到厂电煤价格的变相涨价

（四）密切关注宏观经济运行态势，把握电力需求走势

2009年以来，在国家一揽子计划拉动下，我国经济实现了回升向好后的稳步发展，各项宏观调控政策符合预期。但是，目前我国经济进一步发展面临的两难问题增多，欧洲存在二次探底风险，国际竞争矛盾增多，国内部分先行指标在5月份以后出现下滑的情况，如果处理不好，可能会继续向下游传导，因此，下半年我国经济运行存在较大的困难和不确定性。建议密切关注国际经济形势变化，分析对进出口造成的影响，采取必要的措施；各部门、行业、企业加强宏观经济运行监测分析，开展联合调研，准确把握宏观经济形势变化；电力行业企业也要坚决执行国家节能减排、调结构等各项措施，加强电力需求市场调研，监测重点地区、重点行业运行状况，及时向政府有关部门提供监测结果，供政府部门决策参考，同时做好相应的发电生产和调度预案。