电力工业体制改革最新政策分析[最终定稿]

第一篇：电力工业体制改革最新政策分析

电力工业体制改革最新政策分析

近日出台的《关于电力工业体制改革有关问题的通知》（以下简称《通知》）今年下半年已在业内已广为人知，该〈通知〉指出国家电力体制改革工作将由国家计委牵头，与经贸委、财政部、国电公司等有关部门组成电力体制改革协调领导小组。这表明下一步的国家电力体制改革，将很有可能不按照原国家电力公司自己提出的“四步走”的改革方案来进行，我国电力工业改革将在更广更高的层次上来展开，在我国电力工业内打破垄断，真正引入竞争机制，将是一种必然趋势。而且，我们估计，这种电力改革进程将会加快。那么，下一步，很有可能将原国家电力和各省市地方政府所属的电网资产，分离出来由国家来管理，在更大的网省范围内形成几家电力公司，国家电力公司将有可能被分拆成几家。这对国电及国电系统的上市公司，也将是一个大的不确定性因素。不过，可以肯定的是，不管将来将实行何种电力市场模式，电力上市公司的壳资源，仍然是宝贵的，目前，国电系统的上市公司的资产规模，相对于国家电力的资产来讲，其规模仍然是相对较小的，大的变革或许会给这些国电上市公司，带来更大的发展机会。《通知》提到“地方各级政府不再相应设置电力体制改革领导机构，也不得自行制订或出台本地区电力体制改革方案。”同时“除按照《意见》确定的辽宁、吉林、黑龙江、上海、浙江、山东6省（市）外，其余各省、自治区、直辖市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。”我们认为，部分电力体制改革走的比较快的省份，受到的影响较小，由于前几年，个别省份通过对区内电力资产的整合，强化管理，发展多种经营等方式，已经积聚了实力，取得了较快的发展，目前在人员安置、债务问题等方面负担较轻。但对于某些正准备通过电力改革，来解决多年以来积累下来的问题的省电力公司，将产生不利的影响，其所属的上市公司相应也会受到一定的影响。

《通知》指出“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。”

我们理解，各级国有电力资产，是指除了国家电力的所属的电力资产之外，各地方政府投资的电厂，也应该包括在内。这一项政策对目前的电力上市的资产重组，将有较大的影响。国家出台这样的规定，我们估计，这与前期各地的电力改革有很大的关系，某些地方电力出于地方集团利益的考虑，为避免国家将原统配电厂直接划拨出去，采取了通过出售、资产重组等多种方式来套现。同时，国家电力公司也采取了，把分布在各地方的优质电厂，向国家电力集中的作法。这些行为，应该引起了国家有关部门的重视。此〈通知〉应该是在这样一种背景下出台的。

〈通知〉中指“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。”这对某些已经完成资产重组申报立项的电力企业影响较小，而对某项只提出了策划方案，但没有申报立项的电力企业，将受较大的影响。目前，国家对国有电力资产的流动将严格的限制。不过，我们认为，符合国家产业政策趋向的电力资产的重组，仍会得到有关方面的认可，比如，涉及到西部大开发，“西电东送”工程、实现水电的流域开发等的有关电力资产的重组。同时，我们认为，目前暂时的冻结，是

下一步大变革的前奏，电力上市公司，将会因为下一步电力体制变革而带来更大的商机。附：

《关于电力工业体制改革有关问题的通知》

（2000-10-31）

为了更好地满足经济建设和人民群众日益增长的物质文化生活需要，推动电力工业的健康发展，促进电力工业引入竞争机制，尽快建立符合社会主义市场经济要求的电力工业管理体制，经国务院同意，1998年12月国务院办公厅转发了《国家经贸委关于深化电力工业体制改革有关问题的意见》（国办发[1998]146号，以下简称《意见》）。经过各地区、各有关部门的共同努力，改革试点工作取得了一定成绩，为下一步继续深化电力工业体制改革（以下简体电力体制改革）积累了经验，打下了基础。根据目前改革试点工作的实际情况，国务院决定对已经开展的电力体制改革试点内容作必要的调整。为做好此项工作，经国务院同意，现就有关事项通知如下：

一、电力体制改革工作由国家计委牵头，会同国家经贸委、财政部、国务院法制办、国务院体改办、国家电力公司及中国电力企业联合会等有关部门和单位组成的电力体制改革协调领导小组负责。电力体制改革总体方案由协调领导小组组织制订，报国务院审批。地方各级政府不再相应设置电力体制改革领导机构，也不得自行制订或出台本地区电力体制改革方案。

二、按照政企分开的原则，各省、自治区、直辖市要继续按照《意见》的要求，结合地方机构改革工作，将电力局（公司）现承担的行政管理职能移交给地方政府综合经济管理部门，并接受其指导与监督。地方各级政府均不设立电力专业管理部门。

三、自本通知下发之日起，除按照《意见》确定的辽宁、吉林、黑龙江、上海、浙江、山东6省（市）外，其余各省、自治区、直辖市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。已经进行试点的6省（市）电力公司，在新的电力体制改革总体方案出台前，可以继续在原试验电量的范围内进行竞价上网发电调度。有关省为实体的试点范围暂不扩大，尚未进行的一律暂停。

关于改革农村电力管理体制，实现“两改一同价”的工作，仍按《意见》的精神继续进行。

四、为确保电网的安全运行和电力体制改革的顺利进行，国家电力公司系统及其他电力企业要加强管理，明确责任，服从调度，切实保证电力企业日常生产和各级电网的安全运行。

五、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。

各地区、各有关部门和单位要顾全大局，统一认识，按照国务院的统一部署和各自职责分工，做好电力体制改革有关工作。对因玩忽职守，给国家电力资产造成损失或酿成安全事故的单位和个人，要依法严肃追究有关责任人的责任。

第二篇：关于电力工业体制改革若干重大问题的建议

关于电力工业体制改革若干重大问题的建议

作者：杨名舟

摘自：中共中央党校《学习时报》

中国电力工业体制改革已经到了最关键的转折时期，电力工业在新一轮的反复、停滞和波折过程中，垄断日深，体制扭曲、机制复归，改革遭遇阻力，付出了巨大成本，却离市场化的方向甚远。改则兴，不改则败，市场化则兴，维护传统则败。

一、电力工业的现状与问题

在21世纪世界能源大博弈浪潮冲击下，中国电力工业改革演绎了一曲跌宕起伏的悲壮之歌。从历史的角度审视电力工业改革，早在1985年集资办电发轫初期，一场垄断与反垄断、集中与反集中、尊重规律与反规律的较量即已开始。2002年国务院电力工业改革“5号文”是一个推动市场化改革的纲领性文件，是向传统计划经济堡垒发起的一场重大冲击，是一场改革路线与传统办电、管电思想的交锋。由于特定的历史原因和理论准备不足，最终改革方案被迫妥协，加之缺乏强有力的推动和监督力量，缺乏法律支撑，导致改革围城难破，形成目前僵持、停滞和反复的局面，政府在改革中的具体执行职能不到位，厂网未真正分开、输配分开被搁浅，公司化改组被扭曲，电源发展盲目扩张，电网发展缺乏清晰的思路，垄断愈亦深重，安全的基础遭到破坏，电价普遍上涨，煤电油运全面紧张。大缺电、盲目投资凸显调控乏力，改革成本加重，改革方向逐渐发生转变，一步步走向规律的反面，将给中国后二十年经济的高速发展带来不可低估的影响和隐患。

（一）电力发展没有走出典型的高投入、高消耗、高污染、高电价、低效率的泥潭。

据有关财务报告，2004年国有全资的“两网、五公司”七家电力巨头，效率畸低，近2万亿的电力资产，占国有资产四分之一总量，在全国电价普遍上涨情况下，每年只有2百多亿元的微薄盈利，1%的资金回报率，而发达国家及至巴西电力工业的资金投资回报率即达9-11%，投资回报低于银行贷款利率，在国外早已是濒临破产企业了。若大的一份能源产业，经营如此惨淡，不改革国家发展何望？

（二）区域电网公司发展受阻，企业公司制改革被扭曲，输配分开被搁置。区域电网是电力市场的最重要的载体，区域电网公司是电力市场最主要的承担者，但命途多舛。1993年电力工业改革，成立五大电力企业集团，在国家计划单列，尔后的三年，五大区域电网公司发展势头迅猛，方兴未艾。1999年国家电力公司利用行政手段，撤消五大区域电力集团公司，将其变为分公司，2002年改革虽然恢复为子公司，但仍与省公司一样是国家电网公司的全资子公司，在垂直一体化的体制下，企业权利虚置，成为了改革的软肋，区域电力市场的建立和资源的优化配置仍是无本之木；其次，作为电力市场最大购售电主体的供电公司，不是独立的企业法人和市场主体，至今连北京、广州、武汉等省会城市的大型供电公司都仍是分公司模式，使得电力市场主体单边化，国家电网公司是实际单一购买主体，电力市场改革支离破碎，市场化改革受阻，推动维艰。而本作为区域电力改革试点组建的南方电网公司，在其成立后，由于缺乏必要的制约，公司发展背离改革的初衷。

（三）推行一千千伏特高压交流电网，使区域电力市场发展受阻。

在我国推行1000千伏特高压交流电网，一是经济上不可行，2004年，我国跨省、跨区的电量交换不到全国总发电量的5.4%，即使到2010年也到不了10-12%，在500千伏电网亟待发展的情况下，要投入几千亿的资金超前地搞没有效益的特高压电网，完全是浪费国家资财与人民几十年的艰辛积累；二是环境上不可行，日本、俄罗斯、意大利都建有少量的1000千伏电网，但都是按500千伏降压运行，目前特高压交流电网的电磁感应对人的生存环境的影响和危害尚未研究，其线路走廊占用的土地资源和物力亦是难以承受的：三是技术上不可行，据有关资深专家测算，1000千伏交流特高压电网线路长100公里时输电能力为4827—5307MW，长1000公里时为2045—2249MW，其输电能力大为降低，不宜长距离输送，且为防止过电压，需安装大量的电抗器，投资十分巨大；同时交流特高压全国同步电网存在波及全国电网稳定破坏的隐患。

国家电网公司强制推行特高压交流电网，将会从技术上削弱区域电网公司的主体地位。因为特高压交流电网一旦形成，全国一张网即宣告形成，垄断在技术上即形成屏障，区域电网的500千伏网架必须解列，成为配电电网，区域电网公司即被架空，区域电网公司的体制模式和区域电力市场即失去依托。对此，有关专家呼吁，像这样一个比三峡投资还大的工程必须经过全国人大严格论证和批准。

（四）现行体制无法应对电力工业周期性波动的负面影响，集中反映了体制性矛盾和结构性矛盾。

2002年以来，电力供需矛盾日益突出，短缺局面日趋严峻，电力短缺成为了国民经济发展的一大瓶颈，缺电以后的盲目投资、无序建设又形成了难以控制的大起大落趋势，预计到2010年电力的总装机容量将达8亿千瓦。这一畸形发展速度，姑且不论其是否符合中国基本国情和电力工业发展规律，中央和地方各投资主体的投资85%来自国有银行贷款，一旦电力供过于求，电价降低，企业投资回报率和效益下降，无法还本付息，对国有银行和经过改制在境内外上市的商业银行来说，将形成几千亿乃至上万亿的不良资产，甚至由电力危机转化为巨大的金融风险和金融危机，实在堪忧。

此外，厂网最终未能真正分开，垄断更为深重，垂直一体化更为严厉。

二、改革需要厘清的几个理论问题

有什么样的改革理论，就有什么样的发展思想，“十一五”期间，我国电力工业改革既要解决改革不到位的问题，又要从改革和发展两个层面澄清认识，以科学的发展观作为统领，清理传统的电力发展理论对改革的深刻阻碍和影响。

在改革方面，近20年的改革，主要存在几大理论误区：其一，省为实体的体制取向长期争论未休，被利用来作为实现集权、削弱区域公司的靶子。省为实体不是省间壁垒，打破省间壁垒，并非要撤消省公司。客观地看，真正的交易在省网，优化配置在区域。省公司是区域电力市场的竞争主体，是区域电力市场和更大范围资源优化配置的承担者；其二，厂网分开与输配分开是否应同时进行。厂网分开是改革的核心，输配分开是改革的灵魂，厂网分开和输配分开不同时推进，是无法建立电力市场和形成完善的市场机制的。输配分开是输配电资产和经营业务的分开，与设备技术条件和电网安全没有必然的联系，电网物理上的统一性和管理上的可分性并不矛盾和相悖，阻碍厂网分开和输配分开，实质是既要管电厂，又害怕失去配售环节丰厚的利益，害怕失去垂直一体化的垄断市场；其三，中央与地方如何在输配电网管理权上合理分权。应彻底扭转垂直一体化的管理思路，调动中央和地方两个积极性，建立一个中央与地方在输配电网管理权上合理分工、适度分权的新的电力工业管理体制框架，将配、售电资产所有权和管理权移交给地方政府，国家主要是集中精力抓好输电主网架的建设、管理与发展，重点是管好电力规划、电力市场建设、全国电力工业监管和全国资源的优化配置；地方政府将配售系统作为城镇建设的重要基础设施和公用设施，具体抓好配售电力市场的监管。

在发展方面，厘清传统的电力发展理论的误区，以科学发展观统领全局。多年来传统理论一直无视基本国情，不顾资源约束、自然规律和可持续发展的科学性，不顾项目的经济性，盲目强调人均用电比例，超现实地把高电压、大机组、长距离输电作为发展方针，把搞全国一张网作为发展思想和目标。当前，我国仍然是一个低收入的落后的发展中农业大国，以我国的人口数量基数追求中等发达国家人均用电水平，是不现实的。目前我国跨省、跨区域电量交换仍然较小，全国的电量交换则更小，按照经济性的原则，电力并非越长距离输送越好。应从节约土地、资源和解决重点发达地区缺电问题的角度，转变经济增长方式，创新发展模式，在发展的方向、速度和结构上进行战略调整，因地因网制益，形成国家、大区、省各自相对独立又相互支撑的强大有序的现代化电力体系。

三、当前电力工业改革的若干建议

目前，我国正处在经济社会和经济体制转轨的关键时期，也处在各种社会矛盾和社会问题的凸显期，改革不能停滞，改革要对历史负责，要经得起历史的检验。电力工业改革要吸取前一轮改革的经验教训，排除干扰和困难，明确改革的方向、目标、路径，下大决心、出大力气，坚定不移地推进市场化的进程。

（一）明确改革目标。

改革的目标是打破垄断、引进竞争，建立电力市场，提供优质、廉价、安全的电力供应和服务，实现资源的优化配置，推动国家经济的发展，让社会公众受惠。竞争不是目的，而是手段，关键在于提高效率，构筑公平有序的电力市场秩序。而电力市场的完善有赖于改革的推进，当前最关键的是实现投资主体的多元化，电力企业建立现代企业制度，成为真正的市场主体。

（二）重新划分区域电力市场。

现在的六大区域电网，在历史上按行政区划形成，区域覆盖面太大，行政色彩浓厚，省与省之间资源缺乏互补且贫富不均，电力市场缺乏活力，有的省外价格比省内高，造成资源省缺电，地方对此意见很大。建议按照合理性和发展的原则，根据市场功能、资源优化配置，结合国家能源发展战略，重新洗牌，重新划分区域电网。将经济水平接近、电网联系较紧的省划为一个区域，通过区域的优化，在全国形成7-8个区域电网和电力市场，打破垄断。

（三）重组电网公司。

根据我国的一次能源分布和经济布局的国情，我国需要一个坚强合理的国家级电网和多个大区域电网，作为西电东送，北电南送，大功率、远距离电能输送

和交换的支撑。为打破垄断，避免国家级电网公司一统到底，管生产、管经营、管人、管资产、上收下划、把区域公司管死的弊端，进行制度创新，打破长期以来只能由中央一家自上而下投资控股进行资产重组改革的思维定势，转变为由多家区域电网公司共同出资持股组建国家电网公司的模式。即国家国有资产管理委员会将各区域输电资产授权区域电网公司经营，在国资委资产单列，多家区域电网公司将自己的全部输电资产作为出资，共同发起组建国家电网股份公司。国家电网股份公司主要承当全国性大型电网项目和跨区联络线工程的投资和建设。

（四）大区电网公司独立，由省公司持股组建。

进一步界定省、区域电网公司的资产，由省国资委授权省电网公司经营省内输、配电资产，区域内各省电网公司将其省内输电资产出资共同发起组建区域电网股份有限公司，区域电网公司和省公司分别在国家和省国资委资产单列，各自独立，通过建立现代企业制度，确立区域电网公司和省公司的电力市场主体地位。

（五）一步到位，区域、省电力公司的电力调度交易机构从电网经营企业中独立出来。

电网调度是电力生产和电网运行的指挥机构，关系电网的安全经济运行和发电厂经济利益。调度交易机构从电网经营企业中独立出来，实行“三公”调度，是建立电力市场的必然要求，是发电企业的迫切意愿，当前加快电力工业的市场化进程，已是大势所趋，调度交易机构迟独立不如早独立，是作决策的时候了。

（六）输配分开，以农电体制改革和供电体制改革作为改革的突破口。推动供电企业、农电企业的资产重组改制，通过建立现代企业制度，使供电企业、农电企业成为独立的承担民事责任的市场主体，打破国家电网公司单一购买的垄断方式，为建立电力市场体系创造条件。各大、中城市供电公司可通过股份制改造，成为省电网公司控股或独立的股份公司和有限责任公司；鉴于农电企业“两改一同价”以后经营困难的情况，可在划清农电资产的基础上，通过拍卖部分国有资产等方式，进行股份制改造，还清农网、城网改造的贷款债务，扭亏为盈，更好地生存和发展。

（七）依法推动改革。

改革两年来，除厂网分开外，其他的关键性改革步骤无人过问，改革停滞不前。发达国家的改革成功经验是先立法、后改革，根据我国电力工业改革与发展的趋势，只能选择边立法边改革的模式，当务之急是抓紧《电力法》的修改，明确改革主管部门及其职责，确立电力工业监管体制、电力市场框架、电力企业权

利与义务，依法推进和保障改革，使改革有推动的主导力量，使利益各方对改革有一个预期，有效避免停滞和混乱。

（八）加强电力监管。

由于众所周知的原因，电力项目审批权、电价审批权无法到位，电监会无法承担监管责任。电力监管是专业性、技术性很强的现代管理方式，急需要一大批懂技术、懂经济、懂法律、懂财务的高级人才，尽管《电力监管条例》已经出台，但缺乏支撑其实施的机制、体制和人才，徒法不足以自行。建议国家抓紧理顺电监会与有关政府部门的关系，改变传统的政府管理方式，避免多头管理，从制度和机制上赋予电监会监管职能，使其真正地履行和承担监管的权利与职责。

第三篇：行政管理体制改革分析

行政管理体制改革分析

自从20世纪80年代以来，随着我国经济社会发展与转型，我国的行政管理体制不断变革，目前已经实施了7次较大规模的行政管理体制改革。始于2013年的行政管理体制改革，在转变政府职能、创新行政管理方式、规范行政权力运行等方面推出了大量创新性举措。我国海关作为掌管国家经济大门的重要行政机关，近年来在推进行政管理体制改革方面也出台了大量政策。这些政策的实施降低了外贸企业成本，加快了通关速度，是我国在外贸领域释放制度红利的重要表现。为了及时反映海关监管制度的不断变化，“报关实务”课程近年来在教学内容上也出现了较大变动，这给相关专业教师的授课和教材选择带来了一定的挑战。基于这一考虑，本文旨在梳理“报关实务”课程近年来的教学内容变动，解释这些变动背后的行政管理体制改革思路，并提出相关课堂教学建议，以促进学生及时了解并掌握我国现行海关监管制度，保证教学内容与报关实践活动的一致性。

1“报关实务”课程内容调整

1.1简政放权类改革与相关内容调整

实施简政放权是我国行政管理体制改革的重要方向，通过“多证合一”和减少项目审批等措施，显著降低了企业创设成本，优化了营商环境。我国海关在落实简政放权方面，主要出台了以下政策：（1）简化报关单位注册程序。我国于2014年颁布的《报关单位注册登记管理规定》取消了报关企业注册资本、报关员人数等方面的要求，大幅简化了注册所应提交的材料，同时将报关企业行政许可与注册程序合二为一，并将注册许可由以前的前置许可改为后置许可。（2）取消了报关员的资格核准审批。对报关人员的从业不再设置门槛和准入条件，改为由报关企业自主聘用并对其所属从业人员进行备案，由报关协会自律管理。（3）取消了多项加工贸易业务方面的行政审批。我国在2016年取消了商务主管部门对加工贸易合同的审批以及对加工贸易保税进口料件或成品的内销审批，各级商务主管部门不再签发《加工贸易业务批准证》和《加工贸易保税进口料件内销批准证》等证件。

1.2贸易便利化改革类相关内容调整

我国自从加入WTO以来，始终将推行贸易便利化作为海关工作的重要努力方向；尤其是自从2015年我国接受《贸易便利化协定》以来，海关积极开展贸易便利化改革，有利于外贸企业高效、便捷地开展进出口业务。具体而言，我国海关主要在以下几个方面展开了贸易便利化改革：（1）逐步推进通关一体化。为了提高通关效率，促进区域经济一体化发展，我国从2014年起逐步在京津冀、长江经济带等区域实施区域海关通关一体化，并最终于2017年7月启动了全国海关通关一体化。全国通关一体化的实施，使得企业可以选择任意地点报关，全国海关各口岸在同一执法口径的基础上为企业提供统一的便利待遇，简化了通关手续，压缩了通关时间。（2）推进“关检融合”，推行国际贸易“单一窗口”制度。由于我国报关和报检活动在很长一段时间内分属海关和质检部门，长期以来实施的“先报检，再报关”给外贸企业带来了很大的不便。近年来，我国按照“一次申报、一次查验、一次放行”的方式，逐步推进“关检融合”，尤其是今年实施的国务院机构改革，将出入境检验检疫部门划入海关总署，更是为“关检融合”提供了组织保障。此外，考虑到外贸企业在通关过程中需要登录不同职能部门的监管系统，按照各部门的规范填报相关数据，严重制约了通关效率，因此我国当前正在积极推行国际贸易“单一窗口”制度，旨在加强不同外贸管理部门之间的协作，实现外贸企业只需提交一次信息，然后数据在不同部门之间共享的目标。（3）推进海关税收征管方式改革，实施“汇总征税”新模式。海关总署于2015年7月在全国范围内开始推行的这一征税方式，改变了以往“逐票审核，先税后放”的模式。按照这一模式，海关在进出口企业办理了担保手续之后，可通过扣减担保额度的方式，先放行货物；进出口企业再于每月前五个工作日内对上个月放行的应税货物集中缴纳税款。

1.3企业自律与企业诚信类相关内容调整在我国进出口总量不断增长的情况下，通过引导企业守法自律、诚信通关，有利于充分发挥企业的市场主体作用，提高海关监管效率和企业通关效率，实现安全、便利的通关环境。具体而言，我国海关在开展企业自律和诚信方面，主要实施了以下措施：

（1）报关单位分类管理。我国早在2011年就开始实施报关单位分类管理，综合考虑企业遵纪守法、报关质量、经营规模等方面的情况，将其分为AA、A、B、C、D五类。在上述分类的基础上，结合进出口货物的监管要求，海关对企业进出口通关采取低风险快速放行、低风险单证审核和高风险重点审核等差异化措施，以此激励企业通过自律诚信提升等级。为了与世界其他国家海关的AEO制度接轨，我国在上述分类管理的基础上，于2014年进一步开始实施企业信用管理制度，将企业分为高级认证企业、一般认证企业、一般信用企业和失信企业。（2）报关单版式变化中的企业诚信原则。为适应我国行政管理体制改革，我国于2016年对进出口报关单进行了版式调整，除了将之前容易产生歧义的部分栏目名称进行了修改，还有两个方面的修改特别值得关注：一是要求填报统一社会信用代码，逐步替代原海关注册编码；二是增加了要求企业在诚信基础上就进口货物完税价格进行自我确认和申明的栏目：特殊关系确认、价格影响确认和支付特许权使用费确认。

2课程教学建议

2.1注重教材选择，对教材内容进行适当更正，尽管我国海关监管制度近5年内在内容上变化较大，但是当前大多数报关实务类的教材并没有将这些最新的知识变化纳入其中，部分教材甚至依然沿用2013年全国报关员资格考试统一教材的相关内容。可能正是由于相关监管规定纷纷出台，加之报关人员考试的组织形式变化，影响了教材建设以及辅导资料编写，使得现有教材对于通关一体化、国际贸易“单一窗口制度”等重要制度变革完全没有涉及。因此，任课教师在教材选择上，一定要多方面比较，在考察教材内容与教学目标契合度的基础上，重点关注其内容更新情况。与此同时，针对所选择教材与最新监管规定不符之处，要向学生指出并明确要求予以更正，最好能辅之以相应的文字材料。

2.2重点介绍调整内容，理清知识变化脉络

准确把握我国海关最新监管规定，对于外贸专业学生今后的实践工作来说十分必要，尤其是对于选择报关职业的学生而言，是其业务水平的重要表现，关系到其所受雇单位的报关质量与通关效率。但是，正如前面所言，当前的报关教材与网络资源在这些知识点上较为混乱，不同版本、不同时期的海关监管规定同时并存，导致学生在认识上模糊不清，甚至使得部分报关新手无所适从。基于这一现状，专业教师在课堂教学过程中，不仅仅要重点介绍最新的海关监管规定，必要时还需要给学生讲明这一规定调整之前的监管规定，理清我国海关在相关问题上的监管措施演进和知识变化脉络，从而为学生在今后工作过程中的进一步自我学习奠定基础。

2.3引申介绍我国行政管理体制改革思路

报关实务课程内容的上述调整体现了我国行政管理体制改革的思路，例如后置审批、强化事中事后监管、强调企业自律与诚信等。围绕这些改革思路，我国不仅仅在海关监管领域出台了一系列改革措施，在社会经济生活的其它方面也制定了许多类似的改革举措。以报关实务课程的教学为契机，适当引申介绍我国的行政管理体制改革思路，一方面有助于学生深刻理解我国在社会经济生活各个领域的最新政策调整，扩充经管类专业学生的知识面；另一方面，也有助于学生把握我国渐进式经济体制改革的稳步推进过程，增强学生对我国经济社会发展的信心。

第四篇：电力工业十二五规划

电力工业“十二五”规划滚动研究综述报告

2011年，我国经济持续平稳较快发展，国家颁布了国民经济与社会发展“十二五”规划纲要，印发了《“十二五”节能减排综合性工作方案》，出台了新的《火电厂大气污染物排放标准》。国家能源局编制提出了“十二五”能源发展规划、水电发展规划及新能源发展规划等专项规划（征求意见稿），并广泛征求意见。日本发生了福岛核电站泄露事故后，国际上对核电发展出现不同声音。

在2010年编制提出《电力工业“十二五”规划研究报告》的基础上，为进一步推动电力规划研究成果纳入国家能源和电力“十二五”规划，促进电力行业科学发展，中电联2011年牵头开展了电力工业“十二五”规划滚动研究工作。

滚动研究按照我国国民经济与社会发展“十二五”规划纲要对电力的要求以及国家今年出台的涉及电力发展相关政策法规，参照国家能源、水电等“十二五”规划征求意见稿的相关成果，结合国家宏观形势变化及其经济运行状况，在电力规划执行情况和存在问题分析、重点大型电源基地及智能电网发展调研、未来电力供需状况分析预测等工作的基础上，开展深入研究，提出了《电力工业“十二五”规划滚动研究报告》。

一、电力发展成就和存在问题

在党中央、国务院的正确领导下，电力工业克服煤价大幅上涨、电价调整不到位、煤电行业大面积亏损等种种困难，不断提升发展质量、发展水平和发展效益，取得显著成果。“十一五”期间全国净增发电装机容量4.5亿千瓦，创造了世界电力建设的新纪录，电力发展全面支撑了经济社会高速发展，为实现“十一五”期间国内生产总值年均增长11.2％作出了重大贡献。全面掌握特高压核心输电技术，建成投产1000千伏特高压交流试验示范工程和±800千伏特高压直流示范工程，实现了“中国创造”和“中国引领”。电源结构和布局逐步优化，电网优化配置资源能力明显提高，绿色发展能力进一步增强，电力技术装备水平和自主创新能力显著提高。体制和机制创新取得进展，管理水平不断提高，电力企业积极承担社会责任，国际合作取得积极成效。电力工业正从大机组、超高压、西电东送、全国联网的发展阶段，向绿色发电、特高压、智能电网的新阶段转变。

电力工业发展还存在一些深层次问题，电力工业统一规划亟待加强，科学合理的电价机制尚未形成，电力企业可持续发展能力弱，现有绿色发电比重与未来发展目标差距较大，电源基地和电网送出需要加快协调发展，科技创新能力有待提高，市场化改革需要进一步深化。

二、未来电力需求预测

综合考虑能源消费总量控制影响、2011年全国经济运行与电力供需实际情况，滚动研究报告中“十二五”期间全国全社会用电量增长速度略有提高，“十三五”基本不变，适度调高了中西部地区用电量增速，调低东部地区增速。

预计2015年全社会用电量将达到6.02～6.61万亿千瓦时，“十二五”期间年均增长7.5%～9.5%，推荐为6.4万亿千瓦时，年均增长8.8%；最大负荷达到9.66～10.64亿千瓦、“十二五”期间年均增长7.9%～10.0%，推荐为10.26亿千瓦，年均增长9.2%。

预计2020年全社会用电量将达到8～8.81万亿千瓦时，“十三五”期间年均增长4.6%～6.6%，推荐为8.4万亿千瓦时，年均增长5.6%；最大负荷达到13.03～14.32亿千瓦，“十三五”年均增速为4.9%～6.9%，推荐为13.66亿千瓦，年均增长5.9%。预计2030年全社会用电量将达到11.3～12.67万亿千瓦时，最大负荷达到18.54～20.82亿千瓦。

“十二五”期间电力弹性系数为1左右，“十三五”为0.80，西部地区电力需求增速高于东部地区。

三、电力工业发展思路与规划目标

指导思想:高举中国特色社会主义伟大旗帜，以邓小平理论和“三个代表”重要思想为指导，深入贯彻落实科学发展观，以科学发展为主题，以加快转变电力发展方式为主线，以保障供应安全、优化能源结构、促进节能减排、实现和谐发展为重点，着力提高电力供应安全，着力推进电力结构优化，着力推进资源大范围优化配置，着力推进电力技术装备和产业升级，着力推进电力和谐发展，努力构建安全、经济、绿色、和谐的现代电力工业体系，满足经济社会科学发展的有效电力需求，为实现2020年我国非化石能源在一次能源消费中比重达到15%左右和单位GDP二

氧化碳排放量比2005年下降40%～45%的目标作出应有贡献。

基本原则:坚持统筹协调、节约优先、结构优化、科技驱动、绿色和谐、市场导向的原则。

基本方针:以转变电力发展方式为主线，以深化改革和科技创新为动力，坚持节约优先，优先开发水电，优化发展煤电，安全高效发展核电，积极推进新能源发电，适度发展天然气集中发电，因地制宜发展分布式发电，加快推进坚强智能电网建设，带动电力装备产业升级，促进绿色和谐发展。

“十二五”规划目标：全国发电装机容量达到14.63亿千瓦左右。其中，水电3.01亿千瓦，抽水蓄能4100万千瓦，煤电9.28亿千瓦,核电4300万千瓦,气电4000万千瓦,风电1亿千瓦，太阳能发电500万千瓦，生物质能发电及其他500万千瓦。与2010版规划相比，滚动规划中2015年全国发电装机容量增加2600万千瓦，其中，水电增加1700万千瓦，煤电减少500万千瓦，气电增加1000万千瓦,太阳能发电增加300万千瓦，生物质能发电及其他增加200万千瓦。按照装机容量可能达到15亿千瓦左右来规划安排电源前期工作，根据实际市场需求滚动安排开工规模。

非化石能源发电装机总规模将达到4.95亿千瓦，占总装机的比重为33.8％，比2010年提高6.9个百分点。非化石能源发电量1.59万亿千瓦时左右，占总发电量的比重为24.9%，比2010年提高5个百分点左右。非化石能源发电可替代化石能源5.2亿吨标煤，占一次能源消费的比重达到12.4%左右，为全国非化石能源比重达到11.4%的贡献率超过100%。

全国110千伏及以上线路达到133万千米，变电容量56亿千伏安。

2020年规划目标：全国发电装机容量达到19.35亿千瓦左右。其中，水电3.6亿千瓦，抽水蓄能6000万千瓦，煤电11.7亿千瓦,核电8000万千瓦,气电5000万千瓦,风电1.8亿千瓦，太阳能发电2500万千瓦，生物质、潮汐、地热等1000万千瓦。与2010版规划相比，滚动规划中2020年全国发电装机容量增加5000万千瓦，其中，水电增加3000万千瓦，煤电增加1000万千瓦,核电减少1000万千瓦,气电增加1000万千瓦,太阳能发电增加500万千瓦，生物质、潮汐、地热等增加500万千瓦。按照装机容量可能达到20亿千瓦来规划安排电源前期工作，根据实际市场需求滚动安排开工规模。

非化石能源发电装机总规模将达到7.15亿千瓦，占总装机的比重为37.0％，比2015年提高3.1个百分点。非化石能源发电量2.3万亿千瓦时左右，占总发电量的比重为27.3%，比2015年提高2.4个百分点左右。非化石能源发电可替代化石能源7.3亿吨标煤左右，占一次能源消费的比重达到14.5%左右，为全国非化石能源比重达到15%的贡献率达到96.7%。

全国110千伏及以上线路达到176万千米，变电容量79亿千伏安。

四、优化电源结构与布局

按照安全经济、绿色和谐的规划原则，电源发展要重点解决好电源结构和电源布局问题。着眼未来十年和长远发展战略，统筹兼顾能源资源禀赋特点、降低发电成本、保护生态环境，促进节能减排等要求，电源发展要坚持优先开发水电、优化发展煤电、安全高效发展核电、积极推进新能源发电、适度发展天然气集中发电、因地制宜发展分布式发电的方针。

（一）优先开发水电实行大中小开发相结合，推进水电流域梯级综合开发；促进绿色和谐开发，充分体现以人为本的发展理念，使地方经济和人民群众真正从水电开发中受益；扩大资源配置范围，积极推动周边国家水电资源开发和向我国送电；加快抽水蓄能电站发展，提高电力系统运行的经济性和灵活性，促进可再生能源发电的合理消纳。

继续加快开发、尽早开发完毕开发程度较高的长江上游、乌江、南盘江红水河、黄河中上游及其北干流、湘西、闽浙赣和东北等7个水电基地，重点布局开发金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、怒江、黄河上游干流等6个大型水电基地。重视境外水电资源开发利用，重点开发缅甸伊江上游水电基地。

到2015年，全国常规水电装机预计达到3.0亿千瓦左右，水电开发程度达到58%左右（按技术可开发容量计算，下同），其中东部和中部水电基本开发完毕，西部水电开发程度在48%左右。到2020年全国水电装机预计达到3.6亿千瓦左右，全国水电开发程度为69%，其中西部水电开发程度达到63%。抽水蓄能电站2015年规划装机4100万千瓦左右，2020年达到6000万千瓦左右。

与2010版规划研究报告相比，西南金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、怒江等五江干流水电基地电源的开发进度提前，2015年规划目标增加约1500万千瓦，投产容量增加较多的流域是金沙江中游；2020年规划目标增加约3000万千瓦，“十三五”期间投产容量增加较多的流域是大渡河与澜沧江上游。

(二)优化发展煤电推行煤电一体化开发，加快建设大型煤电基地，贯彻落实国家西部大开发战略，加快山西、陕西、内蒙古、宁夏、新疆等煤炭资源丰富地区的大型煤电基地建设；鼓励发展热电联产，统一规划高参数、环保型机组、符合国家政策的热电联产项目；推进煤电绿色开发，大力推行洁净煤发电技术。

以开发煤电基地为中心，重点建设山西（晋东南、晋中、晋北）、陕北、宁东、准格尔、鄂尔多斯、锡盟、呼盟、霍林河、宝清、哈密、准东、伊犁、淮南、彬长、陇东、贵州16个大型煤电基地。

2015年我国煤电装机达到9.28亿千瓦。“十二五”期间开工3亿千瓦，其中煤电基地机组占66%；投产2.85亿千瓦，其中煤电基地机组占53%。2020年我国煤电装机达到11.7亿千瓦。“十三五”期间开工2.6亿千瓦，其中煤电基地机组占62.7%；投产2.65亿千瓦，其中煤电基地机组占55%。

（三）安全高效发展核电本次滚动规划中，将电力发展方针中的“大力发展核电”调整为“安全高效发展核电”。高度重视核电安全，强化核安全文化理念；坚持以我为主，明晰技术发展路线；统一技术标准体系，加快实现核电设备制造国产化；理顺核电发展体制，加快推进市场化、专业化进程；建立立足国内、面向国际的核燃料循环体系。

规划2015年我国核电装机4294万千瓦，主要布局在沿海地区。2020年规划核电装机规模达到8000万千瓦。

2011年3月份，日本发生了福岛核电事故，对我国乃至世界核电发展都产生了一定的影响。鉴于国家《核电安全规划》尚未出台，核电项目一律暂停审批的实际情况，2020年核电发展目标减少1000万千瓦，主要是调减内陆核电，适量调减沿海核电。

（四）积极发展风电等可再生能源发电非水可再生能源开发要在充分考虑电价承受能力和保持国际竞争力的条件下积极推进。

风电开发要实现大中小、分散与集中、陆地与海上开发相结合，通过风电开发和建设，促进风电技术进步和产业发展，实现风电设备制造自主化，尽快使风电具有市场竞争力，力争2020年我国风电技术达到世界领先水平。在“三北”(西北、华北北部和东北)等风资源富集地区，建设大型和特大型风电场，同步开展电力外送和市场消纳研究。发展海上风电坚持海洋规划先行，避免无序发展。坚持统一规划，加快制定相关政策措施，促进低风速地区资源开发，因地制宜地建设

中小型风电场，采用低速风机，就近上网本地消纳。在偏远地区，因地制宜发展离网风电。规划2015年和2020年风电装机分别为1亿千瓦和1.8亿千瓦。

促进发展太阳能发电，规划发电装机2015年达到500万千瓦左右，2020年达到2500万千瓦左右，确保2030年我国太阳能发电技术达到世界领先水平。

因地制宜发展生物质能及其他可再生能源发电，2015年和2020年生物质发电装机分别达到500万千瓦和1000万千瓦。

2015年和2020年地热和海洋能发电装机分别达到1万千瓦和5万千瓦。

滚动规划中，进一步贯彻风电集中分散开发并举思路，在风电发展总量目标保持不变的前提下，合理增加分散布局的风电规模。受国家太阳能光伏发电上网电价政策的激励，太阳能光伏发电发展速度将进一步加快，2015年太阳能发电规划目标增加300万千瓦，2020年规划目标增加500万千瓦。2015年生物质、垃圾、潮汐、地热等规划目标增加200万千瓦，2020年规划目标增加500万千瓦。

（五）适度发展天然气集中发电天然气（包括煤层气等）发电要实行大中小相结合；结合引进国外管道天然气和液化天然气在受端地区规划建设大型燃气机组，主要解决核电、风电、水电季节性电能对电网的调峰压力。在气源地规划建设燃气机组解决当地用电问题。2015年和2020年大型天然气发电规划容量分别为4000万千瓦和5000万千瓦。

与2010版规划研究报告相比，由于气源的增加，2015年气电发展目标增加1000万千瓦，2020年气电发展目标增加1000万千瓦。

（六）因地制宜发展分布式发电结合城乡天然气管道布局规划建设分布式冷热电多联供机组。2015年和2020年天然气分布式发电装机分别达到100万千瓦左右和300万千瓦左右。在电网延伸供电不经济的地区，发挥当地资源优势，建设分布式发电系统。推动分布式发电和储能设施结合的分布式能源供应系统发展。

（七）促进更大范围资源优化配置我国华北京津冀鲁、东北辽宁、华东沪苏浙闽、华中豫鄂湘赣渝、南方两广等16个省（市、区）受端地区，2015年外电送入合计约2.45亿千瓦左右，约占受端地区最大负荷的31%，“十二五”期间增加外电送入1.6亿千瓦；2020年外电送入合计约3.66亿千瓦，约占受端地区最大负荷的38%，“十三五”期间增加外电送入1.21亿千瓦。

2015年大型煤电基地跨区跨省送电规模17050万千瓦，“十二五”期间增加11400万千瓦。2020年为27050万千瓦，“十三五”期间增加约1亿千瓦。

2015年大型水电基地跨区跨省送电规模6690万千瓦，“十二五”期间增加4490万千瓦；2020年为7990万千瓦，“十

三五”期间增加1300万千瓦。

2015年风电跨区跨省输送规模约3000万千瓦，2020年约5000万千瓦。

五、加快建设坚强智能电网

（一）建设大型电源基地外送通道，构建坚强网架“十二五”期间，在特高压交流试验示范工程的基础上，结合西部、北部大型煤电基地，西南水电基地，酒泉、蒙西、张北等大型风电基地以及未来大核电基地的接入系统，重点加快华北、华东、华中特高压交流同步电网建设。2015年华北、华东、华中特高压电网形成“三纵三横”主网架，锡盟、蒙西、张北、陕北能源基地通过三个纵向特高压交流通道向华北、华东、华中地区送电，北部煤电、西南水电通过三个横向特高压交流通道向华北、华中和长三角特高压环网送电。配合西南水电、西北、华北煤电和风电基地开发，建设锦屏—江苏、溪洛渡—浙江、哈密—河南、宁东—浙江、宝清—唐山、呼盟—山东、酒泉—湖南、锡盟—江苏、哈密—重庆、彬长—山东、蒙西—湖北、陇东—江西等直流输电工程。2011年已建成投运青藏联网工程，满足西藏供电，实现西藏电网与西北主网联网。经模拟计算分析，“十二五”规划特高压骨干网架满足电网安全稳定导则要求，能够保证电网可靠运行。

2020年，将建成以华北、华东、华中特高压同步电网为中心，东北特高压电网、西北750千伏电网为送端，联结各大煤电基地、大水电基地、大核电基地、大可再生能源基地，各级电网协调发展的坚强智能电网。华北、华东、华中特高压同步电网形成“五纵六横”主网架。晋陕蒙宁煤电和四川水电通过特高压交流通道向华北、华东、华中电网送电；新疆、呼盟、锡盟、蒙西、宁东、彬长、陇东煤电基地电力和金沙江、锦屏、西藏水电通过特高压直流向华北、华中、华东送电；俄罗斯、蒙古、哈萨克斯坦电力通过特高压直流分别送入东北、华北、华中电网。

西北电网作为重要的送端电网，“十二五”期间，在已有的750千伏电网结构基础上，合理加强省区间联系，提高电网交换能力和抵御严重故障能力，保障风电等可再生能源大规模接入和消纳，并通过多方向、多通道、多落点的直流工程，实现与华北、华东、华中特高压电网的异步紧密联系。

“十二五”期间，南方电网规划建设糯扎渡电站送电广东±800千伏特高压直流工程、溪洛渡电站送电广东同塔双回±500千伏直流工程和金沙江中游梨园、阿海电站送电广西直流工程。2015年西电东送主网架在2010年 “五直八交”的基础上形成“九直八交”送电通道，各省（区）形成坚强的500千伏骨干网架。配合海南核电，建设海南与广东联网二期工程，实现海南与南方主网500千伏双回路联网。加强与港澳特区联网,保

障港澳电力可靠供应。

加强省级500(330)千伏电网建设，建设坚强协调的省网主网架。

（二）促进城乡电网协调发展进一步加强各电压等级配电网建设，做到网架结构合理，运行方式灵活，电压层次简化，供电安全可靠。大部分城市形成220（或110）千伏双环网架，500（或330）千伏变电站深入城市负荷中心并形成500（或330）千伏环网结构，实现500/220（或330/110）千伏间电磁环网解环运行，中低压配电网络具备“手拉手”环路供电或双电源供电。初步建成220千伏电压等级为中心枢纽，110千伏(66/35千伏)电压等级为主网架的坚强农村配电网，县城中压配电网实现环网供电，电网整体供电能力、技术装备水平和可靠性进一步提高，满足农村地区经济社会发展和新农村建设用电需要。城乡配电网容载比满足导则要求，推广小型化、无油化、绝缘化、少（免）维护、节能型、智能型设备，配电网智能化水平显著提高。

到2015年，全国城市用户供电可靠率达到99.943％以上，农村用户供电可靠率达到99.765%以上。2020年城市用户供电可靠率达到99.955％以上，农网用户供电可靠率达到99.810%以上。

（三）推进电网智能化我国电网智能化发展将以坚强网架为基础，以通讯信息平台为支撑，以智能调控为手段，包含电力系统的发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节，覆盖所有电压等级，实现“电力流、信息流、业务流”的高度一体化。

“十二五”期间，重点加强技术创新和试点应用，在系统总结和评价智能电网试点工程的基础上，加快修订完善相关标准，全面推进智能电网工程建设。到“十二五”末，我国智能电网技术和关键设备实现重大突破，智能化标准体系基本完善，电网智能化达到较高水平。

“十三五”期间，我国智能电网技术和设备性能进一步提升，力争主要技术指标位居世界前列，智能化水平国际领先。

六、电力科技创新

坚持自主开发与引进消化吸收相结合，完善产学研用机制，注重具有自主知识产权技术的开发及产业化，实现电力产业的技术提升和跨越式发展。

到2015年，使我国发电技术整体接近和部分达到世界先进水平，前沿技术的研究与发达国家同步；特高压、大电网和自动化等电网技术保持国际领先水平，占领世界新能源发电及接入技术制高点，引领世界智能电网技术发展方向。

到2020年，使我国发电技术整体位于世界先进水平，部分技术领域处于国际领先水平；继续保持电网技术整体引领世界发展。

七、促进绿色和谐发展

通过发展非化石能源、降低供电煤耗和线损等途径，与2010年相比，2015年电力工业年节约标煤2.70亿吨，减排二氧化碳6.69亿吨，减排二氧化硫578万吨，减排氮氧化物254万吨；与2015年相比，2020年电力工业年节约标煤2.35亿吨，减排二氧化碳5.84亿吨，减排二氧化硫504万吨，减排氮氧化物221万吨。

与2010年相比，在燃煤装机增加41.7%的情况下，2015年电力工业二氧化碳排放总量增加30.6%，排放强度降低12.5%；二氧化硫排放总量降低13.6%，排放强度下降40.7%；氮氧化物排放总量降低21.1%，排放强度下降46.4%；与2015年相比，在燃煤装机增加26%的情况下，2020年电力工业二氧化碳排放总量增加27.1%，排放强度降低4.2%；二氧化硫、氮氧化物排放总量与2015年基本持平。

与2010年比，2015年电力工业单位GDP能耗降低0.061吨标煤/万元，对实现2015年单位国内生产总值能耗下降16%目标的贡献率达到37.03%；碳减排量对实现单位国内生产总值碳

排放下降17%目标的贡献率达到36.51%。

电力工业在“十二五”期间将带动社会总产出年均增加3.2万亿元左右，每年提供就业岗位310万个左右。“十三五”期间将带动社会总产出年均增加3.67万亿元左右，每年提供就业岗位360万个左右。

滚动规划依据即将出台的国家“十二五”节能减排规划的要求，对有关环保指标进行了测算，与2010年版规划研究报告相比，污染物排放总量及排放强度均略有下降。

八、电力工业规划经济性

按照滚动规划基准方案，“十二五”期间，全国电力工业投资达到6.1万亿元，比“十一五”增长88.3%，其中电源投资3.2万亿元、占全部投资的52%，电网投资2.9万亿元、占48%。“十三五”期间，全国电力工业投资达到7.1万亿元，比“十二五”增长16.4%，其中电源投资3.6万亿元、占全部投资的51%，电网投资3.5万亿元、占49%。

在考虑煤价上涨、弥补历史欠账和电力企业净资产收益率8%的条件下，2015年合理的平均销售电价为728.7元/千千瓦时，比2010年上涨157.5元/ 千千瓦时，增长27.6%、年均增长5.0%；2020年销售电价为831.7元/千千瓦时，比2015年增加103.0元/千千瓦时，增长14.1%、年均增长2.7%。

根据滚动规划电源方案，假设2015、2020年火电、风电、生物质、太阳能价格按照目前的标杆电价水平不变，在仅考虑发电补贴，不考虑电力系统补贴的情况下，可再生能源补贴额2015年为486亿元，需要征收可再生能源电价附加8.62元/千千瓦时，年均增长16.6%。其中风电补贴额385亿元，需要征收附加6.82元/千千瓦时，占总可再生能源电价附加约80%。2020年补贴额1081亿元，需要征收可再生能源电价附加14.68元/千千瓦时，年均增长11%。其中风电补贴额728亿元，需要征收附加9.89元/千千瓦时，占总可再生能源电价附加约67%。

与2010版规划研究报告相比，新能源装机比重提高、煤电环保设备投资增加等因素使电力工业投资有所增加，上网、销售电价水平相应提高。

九、保障措施和政策建议

（一）强化电力工业统一规划，建立科学的电力规划管理机制。建立健全政府电力规划管理体系，建立规划依法上

报、审批和公布制度。完善电力规划研究协作体系和滚动调整机制。

（二）改革与完善电力项目前期管理机制。规范前期工作程序，推行项目业主市场招标制和项目备案制。

（三）优化电源结构布局，促进绿色电源发展和生态环境改善。重视水电移民和环保工作，促进一批大中型水电项目尽快开工；统一核电技术路线，开放核电投资市场;加强风电统一规划，促进风电消纳;扶持推进风电、太阳能等可再生能源发电产业化，提高技术装备水平；优化煤电布局，积极推进煤电一体化。

（四）把智能电网正式纳入国家发展战略并给以政策和资金扶持，加快制定完善新能源、特高压电网、智能电网等技术标准，推进电力系统智能化建设。

（五）适当提高电价水平，用经济调节手段促进节能减排。制定严格的节能减排标准，培育节能减排商业模式，促进节能减排技术创新和推广。

（六）加强技术创新能力建设，促进电力装备和产业技术升级。注重行业科技资源整合和有效利用。出台重大装备示范工程（首台套）鼓励政策。高度重视并积极扶持电力装备基础研究。

（七）深化电力体制改革，加强电力市场体系建设，完善法律法规体系。

第五篇：电力工业十二五规划

中电联发布电力工业‚十二五‛规划滚动研究综述报告

2011年，我国经济持续平稳较快发展，国家颁布了国民经济与社会发展‚十二五‛规划纲要，印发了《‚十二五‛节能减排综合性工作方案》，出台了新的《火电厂大气污染物排放标准》。国家能源局编制提出了‚十二五‛能源发展规划、水电发展规划及新能源发展规划等专项规划（征求意见稿），并广泛征求意见。日本发生了福岛核电站泄露事故后，国际上对核电发展出现不同声音。

在2010年编制提出《电力工业‚十二五‛规划研究报告》的基础上，为进一步推动电力规划研究成果纳入国家能源和电力‚十二五‛规划，促进电力行业科学发展，中电联2011年牵头开展了电力工业‚十二五‛规划滚动研究工作。

滚动研究按照我国国民经济与社会发展‚十二五‛规划纲要对电力的要求以及国家今年出台的涉及电力发展相关政策法规，参照国家能源、水电等‚十二五‛规划征求意见稿的相关成果，结合国家宏观形势变化及其经济运行状况，在电力规划执行情况和存在问题分析、重点大型电源基地及智能电网发展调研、未来电力供需状况分析预测等工作的基础上，开展深入研究，提出了《电力工业‚十二五‛规划滚动研究报告》。

一、电力发展成就和存在问题

在党中央、国务院的正确领导下，电力工业克服煤价大幅上涨、电价调整不到位、煤电行业大面积亏损等种种困难，不断提升发展质量、发展水平和发展效益，取得显著成果。‚十一五‛期间全国净增发电装机容量4.5亿千瓦，创造了世界电力建设的新纪录，电力发展全面支撑了经济社会高速发展，为实现‚十一五‛期间国内生产总值年均增长11.2％作出了重大贡献。全面掌握特高压核心输电技术，建成投产1000千伏特高压交流试验示范工程和±800千伏特高压直流示范工程，实现了‚中国创造‛和‚中国引领‛。电源结构和布局逐步优化，电网优化配置资源能力明显提高，绿色发展能力进一步增强，电力技术装备水平和自主创新能力显著提高。体制和机制创新取得进展，管理水平不断提高，电力企业积极承担社会责任，国际合作取得积极成效。电力工业正从大机组、超高压、西电东送、全国联网的发展阶段，向绿色发电、特高压、智能电网的新阶段转变。

电力工业发展还存在一些深层次问题，电力工业统一规划亟待加强，科学合理的电价机制尚未形成，电力企业可持续发展能力弱，现有绿色发电比重与未来发展目标差距较大，电源基地和电网送出需要加快协调发展，科技创新能力有待提高，市场化改革需要进一步深化。

二、未来电力需求预测

综合考虑能源消费总量控制影响、2011年全国经济运行与电力供需实际情况，滚动研究报告中‚十二五‛期间全国全社会用电量增长速度略有提高，‚十三五‛基本不变，适度调高了中西部地区用电量增速，调低东部地区增速。

预计2015年全社会用电量将达到6.02～6.61万亿千瓦时，‚十二五‛期间年均增长7.5%～9.5%，推荐为6.4万亿千瓦时，年均增长8.8%；最大负荷达到9.66～10.64亿千瓦、‚十二五‛期间年均增长7.9%～10.0%，推荐为10.26亿千瓦，年均增长9.2%。

预计2020年全社会用电量将达到8～8.81万亿千瓦时，‚十三五‛期间年均增长4.6%～6.6%，推荐为8.4万亿千瓦时，年均增长5.6%；最大负荷达到13.03～14.32亿千瓦，‚十三五‛年均增速为4.9%～6.9%，推荐为13.66亿千瓦，年均增长5.9%。预计2030年全社会用电量将达到11.3～12.67万亿千瓦时，最大负荷达到18.54～20.82亿千瓦。

‚十二五‛期间电力弹性系数为1左右，‚十三五‛为0.80，西部地区电力需求增速高于东部地区。

三、电力工业发展思路与规划目标

指导思想:高举中国特色社会主义伟大旗帜，以邓小平理论和‚三个代表‛重要思想为指导，深入贯彻落实科学发展观，以科学发展为主题，以加快转变电力发展方式为主线，以保障供应安全、优化能源结构、促进节能减排、实现和谐发展为重点，着力提高电力供应安全，着力推进电力结构优化，着力推进资源大范围优化配置，着力推进电力技术装备和产业升级，着力推进电力和谐发展，努力构建安全、经济、绿色、和谐的现代电力工业体系，满足经济社会科学发展的有效电力需求，为实现2020年我国非化石能源在一次能源消费中比重达到15%左右和单位GDP二

氧化碳排放量比2005年下降40%～45%的目标作出应有贡献。

基本原则:坚持统筹协调、节约优先、结构优化、科技驱动、绿色和谐、市场导向的原则。

基本方针:以转变电力发展方式为主线，以深化改革和科技创新为动力，坚持节约优先，优先开发水电，优化发展煤电，安全高效发展核电，积极推进新能源发电，适度发展天然气集中发电，因地制宜发展分布式发电，加快推进坚强智能电网建设，带动电力装备产业升级，促进绿色和谐发展。

‚十二五‛规划目标：全国发电装机容量达到14.63亿千瓦左右。其中，水电3.01亿千瓦，抽水蓄能4100万千瓦，煤电9.28亿千瓦,核电4300万千瓦,气电4000万千瓦,风电1亿千瓦，太阳能发电500万千瓦，生物质能发电及其他500万千瓦。与2010版规划相比，滚动规划中2015年全国发电装机容量增加2600万千瓦，其中，水电增加1700万千瓦，煤电减少500万千瓦，气电增加1000万千瓦,太阳能发电增加300万千瓦，生物质能发电及其他增加200万千瓦。按照装机容量可能达到15亿千瓦左右来规划安排电源前期工作，根据实际市场需求滚动安排开工规模。

非化石能源发电装机总规模将达到4.95亿千瓦，占总装机的比重为33.8％，比2010年提高6.9个百分点。非化石能源发电量1.59万亿千瓦时左右，占总发电量的比重为24.9%，比2010年提高5个百分点左右。非化石能源发电可替代化石能源5.2亿吨标煤，占一次能源消费的比重达到12.4%左右，为全国非化石能源比重达到11.4%的贡献率超过100%。

全国110千伏及以上线路达到133万千米，变电容量56亿千伏安。

2020年规划目标：全国发电装机容量达到19.35亿千瓦左右。其中，水电3.6亿千瓦，抽水蓄能6000万千瓦，煤电11.7亿千瓦,核电8000万千瓦,气电5000万千瓦,风电1.8亿千瓦，太阳能发电2500万千瓦，生物质、潮汐、地热等1000万千瓦。与2010版规划相比，滚动规划中2020年全国发电装机容量增加5000万千瓦，其中，水电增加3000万千瓦，煤电增加1000万千瓦,核电减少1000万千瓦,气电增加1000万千瓦,太阳能发电增加500万千瓦，生物质、潮汐、地热等增加500万千瓦。按照装机容量可能达到20亿千瓦来规划安排电源前期工作，根据实际市场需求滚动安排开工规模。

非化石能源发电装机总规模将达到7.15亿千瓦，占总装机的比重为37.0％，比2015年提高3.1个百分点。非化石能源发电量2.3万亿千瓦时左右，占总发电量的比重为27.3%，比2015年提高2.4个百分点左右。非化石能源发电可替代化石能源7.3亿吨标煤左右，占一次能源消费的比重达到14.5%左右，为全国非化石能源比重达到15%的贡献率达到96.7%。

全国110千伏及以上线路达到176万千米，变电容量79亿千伏安。

四、优化电源结构与布局

按照安全经济、绿色和谐的规划原则，电源发展要重点解决好电源结构和电源布局问题。着眼未来十年和长远发展战略，统筹兼顾能源资源禀赋特点、降低发电成本、保护生态环境，促进节能减排等要求，电源发展要坚持优先开发水电、优化发展煤电、安全高效发展核电、积极推进新能源发电、适度发展天然气集中发电、因地制宜发展分布式发电的方针。

（一）优先开发水电实行大中小开发相结合，推进水电流域梯级综合开发；促进绿色和谐开发，充分体现以人为本的发展理念，使地方经济和人民群众真正从水电开发中受益；扩大资源配置范围，积极推动周边国家水电资源开发和向我国送电；加快抽水蓄能电站发展，提高电力系统运行的经济性和灵活性，促进可再生能源发电的合理消纳。

继续加快开发、尽早开发完毕开发程度较高的长江上游、乌江、南盘江红水河、黄河中上游及其北干流、湘西、闽浙赣和东北等7个水电基地，重点布局开发金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、怒江、黄河上游干流等6个大型水电基地。重视境外水电资源开发利用，重点开发缅甸伊江上游水电基地。

到2015年，全国常规水电装机预计达到3.0亿千瓦左右，水电开发程度达到58%左右（按技术可开发容量计算，下同），其中东部和中部水电基本开发完毕，西部水电开发程度在48%左右。到2020年全国水电装机预计达到3.6亿千瓦左右，全国水电开发程度为69%，其中西部水电开发程度达到63%。抽水蓄能电站2015年规划装机4100万千瓦左右，2020年达到6000万千瓦左右。

与2010版规划研究报告相比，西南金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、怒江等五江干流水电基地电源的开发进度提前，2015年规划目标增加约1500万千瓦，投产容量增加较多的流域是金沙江中游；2020年规划目标增加约3000万千瓦，‚十三五‛期间投产容量增加较多的流域是大渡河与澜沧江上游。

(二)优化发展煤电推行煤电一体化开发，加快建设大型煤电基地，贯彻落实国家西部大开发战略，加快山西、陕西、内蒙古、宁夏、新疆等煤炭资源丰富地区的大型煤电基地建设；鼓励发展热电联产，统一规划高参数、环保型机组、符合国家政策的热电联产项目；推进煤电绿色开发，大力推行洁净煤发电技术。

以开发煤电基地为中心，重点建设山西（晋东南、晋中、晋北）、陕北、宁东、准格尔、鄂尔多斯、锡盟、呼盟、霍林河、宝清、哈密、准东、伊犁、淮南、彬长、陇东、贵州16个大型煤电基地。

2015年我国煤电装机达到9.28亿千瓦。‚十二五‛期间开工3亿千瓦，其中煤电基地机组占66%；投产2.85亿千瓦，其中煤电基地机组占53%。2020年我国煤电装机达到11.7亿千瓦。‚十三五‛期间开工2.6亿千瓦，其中煤电基地机组占62.7%；投产2.65亿千瓦，其中煤电基地机组占55%。

（三）安全高效发展核电本次滚动规划中，将电力发展方针中的‚大力发展核电‛调整为‚安全高效发展核电‛。高度重视核电安全，强化核安全文化理念；坚持以我为主，明晰技术发展路线；统一技术标准体系，加快实现核电设备制造国产化；理顺核电发展体制，加快推进市场化、专业化进程；建立立足国内、面向国际的核燃料循环体系。

规划2015年我国核电装机4294万千瓦，主要布局在沿海地区。2020年规划核电装机规模达到8000万千瓦。

2011年3月份，日本发生了福岛核电事故，对我国乃至世界核电发展都产生了一定的影响。鉴于国家《核电安全规划》尚未出台，核电项目一律暂停审批的实际情况，2020年核电发展目标减少1000万千瓦，主要是调减内陆核电，适量调减沿海核电。

（四）积极发展风电等可再生能源发电非水可再生能源开发要在充分考虑电价承受能力和保持国际竞争力的条件下积极推进。

风电开发要实现大中小、分散与集中、陆地与海上开发相结合，通过风电开发和建设，促进风电技术进步和产业发展，实现风电设备制造自主化，尽快使风电具有市场竞争力，力争2020年我国风电技术达到世界领先水平。在‚三北‛(西北、华北北部和东北)等风资源富集地区，建设大型和特大型风电场，同步开展电力外送和市场消纳研究。发展海上风电坚持海洋规划先行，避免无序发展。坚持统一规划，加快制定相关政策措施，促进低风速地区资源开发，因地制宜地建设 中小型风电场，采用低速风机，就近上网本地消纳。在偏远地区，因地制宜发展离网风电。规划2015年和2020年风电装机分别为1亿千瓦和1.8亿千瓦。

促进发展太阳能发电，规划发电装机2015年达到500万千瓦左右，2020年达到2500万千瓦左右，确保2030年我国太阳能发电技术达到世界领先水平。

因地制宜发展生物质能及其他可再生能源发电，2015年和2020年生物质发电装机分别达到500万千瓦和1000万千瓦。

2015年和2020年地热和海洋能发电装机分别达到1万千瓦和5万千瓦。

滚动规划中，进一步贯彻风电集中分散开发并举思路，在风电发展总量目标保持不变的前提下，合理增加分散布局的风电规模。受国家太阳能光伏发电上网电价政策的激励，太阳能光伏发电发展速度将进一步加快，2015年太阳能发电规划目标增加300万千瓦，2020年规划目标增加500万千瓦。2015年生物质、垃圾、潮汐、地热等规划目标增加200万千瓦，2020年规划目标增加500万千瓦。

（五）适度发展天然气集中发电天然气（包括煤层气等）发电要实行大中小相结合；结合引进国外管道天然气和液化天然气在受端地区规划建设大型燃气机组，主要解决核电、风电、水电季节性电能对电网的调峰压力。在气源地规划建设燃气机组解决当地用电问题。2015年和2020年大型天然气发电规划容量分别为4000万千瓦和5000万千瓦。

与2010版规划研究报告相比，由于气源的增加，2015年气电发展目标增加1000万千瓦，2020年气电发展目标增加1000万千瓦。

（六）因地制宜发展分布式发电结合城乡天然气管道布局规划建设分布式冷热电多联供机组。2015年和2020年天然气分布式发电装机分别达到100万千瓦左右和300万千瓦左右。在电网延伸供电不经济的地区，发挥当地资源优势，建设分布式发电系统。推动分布式发电和储能设施结合的分布式能源供应系统发展。

（七）促进更大范围资源优化配置我国华北京津冀鲁、东北辽宁、华东沪苏浙闽、华中豫鄂湘赣渝、南方两广等16个省（市、区）受端地区，2015年外电送入合计约2.45亿千瓦左右，约占受端地区最大负荷的31%，‚十二五‛期间增加外电送入1.6亿千瓦；2020年外电送入合计约3.66亿千瓦，约占受端地区最大负荷的38%，‚十三五‛期间增加外电送入1.21亿千瓦。

2015年大型煤电基地跨区跨省送电规模17050万千瓦，‚十二五‛期间增加11400万千瓦。2020年为27050万千瓦，‚十三五‛期间增加约1亿千瓦。

2015年大型水电基地跨区跨省送电规模6690万千瓦，‚十二五‛期间增加4490万千瓦；2020年为7990万千瓦，‚十

三五‛期间增加1300万千瓦。

2015年风电跨区跨省输送规模约3000万千瓦，2020年约5000万千瓦。

五、加快建设坚强智能电网

（一）建设大型电源基地外送通道，构建坚强网架‚十二五‛期间，在特高压交流试验示范工程的基础上，结合西部、北部大型煤电基地，西南水电基地，酒泉、蒙西、张北等大型风电基地以及未来大核电基地的接入系统，重点加快华北、华东、华中特高压交流同步电网建设。2015年华北、华东、华中特高压电网形成‚三纵三横‛主网架，锡盟、蒙西、张北、陕北能源基地通过三个纵向特高压交流通道向华北、华东、华中地区送电，北部煤电、西南水电通过三个横向特高压交流通道向华北、华中和长三角特高压环网送电。配合西南水电、西北、华北煤电和风电基地开发，建设锦屏—江苏、溪洛渡—浙江、哈密—河南、宁东—浙江、宝清—唐山、呼盟—山东、酒泉—湖南、锡盟—江苏、哈密—重庆、彬长—山东、蒙西—湖北、陇东—江西等直流输电工程。2011年已建成投运青藏联网工程，满足西藏供电，实现西藏电网与西北主网联网。经模拟计算分析，‚十二五‛规划特高压骨干网架满足电网安全稳定导则要求，能够保证电网可靠运行。

2020年，将建成以华北、华东、华中特高压同步电网为中心，东北特高压电网、西北750千伏电网为送端，联结各大煤电基地、大水电基地、大核电基地、大可再生能源基地，各级电网协调发展的坚强智能电网。华北、华东、华中特高压同步电网形成‚五纵六横‛主网架。晋陕蒙宁煤电和四川水电通过特高压交流通道向华北、华东、华中电网送电；新疆、呼盟、锡盟、蒙西、宁东、彬长、陇东煤电基地电力和金沙江、锦屏、西藏水电通过特高压直流向华北、华中、华东送电；俄罗斯、蒙古、哈萨克斯坦电力通过特高压直流分别送入东北、华北、华中电网。

西北电网作为重要的送端电网，‚十二五‛期间，在已有的750千伏电网结构基础上，合理加强省区间联系，提高电网交换能力和抵御严重故障能力，保障风电等可再生能源大规模接入和消纳，并通过多方向、多通道、多落点的直流工程，实现与华北、华东、华中特高压电网的异步紧密联系。

‚十二五‛期间，南方电网规划建设糯扎渡电站送电广东±800千伏特高压直流工程、溪洛渡电站送电广东同塔双回±500千伏直流工程和金沙江中游梨园、阿海电站送电广西直流工程。2015年西电东送主网架在2010年 ‚五直八交‛的基础上形成‚九直八交‛送电通道，各省（区）形成坚强的500千伏骨干网架。配合海南核电，建设海南与广东联网二期工程，实现海南与南方主网500千伏双回路联网。加强与港澳特区联网,保 障港澳电力可靠供应。

加强省级500(330)千伏电网建设，建设坚强协调的省网主网架。

（二）促进城乡电网协调发展进一步加强各电压等级配电网建设，做到网架结构合理，运行方式灵活，电压层次简化，供电安全可靠。大部分城市形成220（或110）千伏双环网架，500（或330）千伏变电站深入城市负荷中心并形成500（或330）千伏环网结构，实现500/220（或330/110）千伏间电磁环网解环运行，中低压配电网络具备‚手拉手‛环路供电或双电源供电。初步建成220千伏电压等级为中心枢纽，110千伏(66/35千伏)电压等级为主网架的坚强农村配电网，县城中压配电网实现环网供电，电网整体供电能力、技术装备水平和可靠性进一步提高，满足农村地区经济社会发展和新农村建设用电需要。城乡配电网容载比满足导则要求，推广小型化、无油化、绝缘化、少（免）维护、节能型、智能型设备，配电网智能化水平显著提高。

到2015年，全国城市用户供电可靠率达到99.943％以上，农村用户供电可靠率达到99.765%以上。2020年城市用户供电可靠率达到99.955％以上，农网用户供电可靠率达到99.810%以上。

（三）推进电网智能化我国电网智能化发展将以坚强网架为基础，以通讯信息平台为支撑，以智能调控为手段，包含电力系统的发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节，覆盖所有电压等级，实现‚电力流、信息流、业务流‛的高度一体化。

‚十二五‛期间，重点加强技术创新和试点应用，在系统总结和评价智能电网试点工程的基础上，加快修订完善相关标准，全面推进智能电网工程建设。到‚十二五‛末，我国智能电网技术和关键设备实现重大突破，智能化标准体系基本完善，电网智能化达到较高水平。

‚十三五‛期间，我国智能电网技术和设备性能进一步提升，力争主要技术指标位居世界前列，智能化水平国际领先。

六、电力科技创新

坚持自主开发与引进消化吸收相结合，完善产学研用机制，注重具有自主知识产权技术的开发及产业化，实现电力产业的技术提升和跨越式发展。

到2015年，使我国发电技术整体接近和部分达到世界先进水平，前沿技术的研究与发达国家同步；特高压、大电网和自动化等电网技术保持国际领先水平，占领世界新能源发电及接入技术制高点，引领世界智能电网技术发展方向。

到2020年，使我国发电技术整体位于世界先进水平，部分技术领域处于国际领先水平；继续保持电网技术整体引领世界发展。

七、促进绿色和谐发展

通过发展非化石能源、降低供电煤耗和线损等途径，与2010年相比，2015年电力工业年节约标煤2.70亿吨，减排二氧化碳6.69亿吨，减排二氧化硫578万吨，减排氮氧化物254万吨；与2015年相比，2020年电力工业年节约标煤2.35亿吨，减排二氧化碳5.84亿吨，减排二氧化硫504万吨，减排氮氧化物221万吨。

与2010年相比，在燃煤装机增加41.7%的情况下，2015年电力工业二氧化碳排放总量增加30.6%，排放强度降低12.5%；二氧化硫排放总量降低13.6%，排放强度下降40.7%；氮氧化物排放总量降低21.1%，排放强度下降46.4%；与2015年相比，在燃煤装机增加26%的情况下，2020年电力工业二氧化碳排放总量增加27.1%，排放强度降低4.2%；二氧化硫、氮氧化物排放总量与2015年基本持平。

与2010年比，2015年电力工业单位GDP能耗降低0.061吨标煤/万元，对实现2015年单位国内生产总值能耗下降16%目标的贡献率达到37.03%；碳减排量对实现单位国内生产总值碳

排放下降17%目标的贡献率达到36.51%。

电力工业在‚十二五‛期间将带动社会总产出年均增加3.2万亿元左右，每年提供就业岗位310万个左右。‚十三五‛期间将带动社会总产出年均增加3.67万亿元左右，每年提供就业岗位360万个左右。

滚动规划依据即将出台的国家‚十二五‛节能减排规划的要求，对有关环保指标进行了测算，与2010年版规划研究报告相比，污染物排放总量及排放强度均略有下降。

八、电力工业规划经济性

按照滚动规划基准方案，‚十二五‛期间，全国电力工业投资达到6.1万亿元，比‚十一五‛增长88.3%，其中电源投资3.2万亿元、占全部投资的52%，电网投资2.9万亿元、占48%。‚十三五‛期间，全国电力工业投资达到7.1万亿元，比‚十二五‛增长16.4%，其中电源投资3.6万亿元、占全部投资的51%，电网投资3.5万亿元、占49%。

在考虑煤价上涨、弥补历史欠账和电力企业净资产收益率8%的条件下，2015年合理的平均销售电价为728.7元/千千瓦时，比2010年上涨157.5元/ 千千瓦时，增长27.6%、年均增长5.0%；2020年销售电价为831.7元/千千瓦时，比2015年增加103.0元/千千瓦时，增长14.1%、年均增长2.7%。

根据滚动规划电源方案，假设2015、2020年火电、风电、生物质、太阳能价格按照目前的标杆电价水平不变，在仅考虑发电补贴，不考虑电力系统补贴的情况下，可再生能源补贴额2015年为486亿元，需要征收可再生能源电价附加8.62元/千千瓦时，年均增长16.6%。其中风电补贴额385亿元，需要征收附加6.82元/千千瓦时，占总可再生能源电价附加约80%。2020年补贴额1081亿元，需要征收可再生能源电价附加14.68元/千千瓦时，年均增长11%。其中风电补贴额728亿元，需要征收附加9.89元/千千瓦时，占总可再生能源电价附加约67%。

与2010版规划研究报告相比，新能源装机比重提高、煤电环保设备投资增加等因素使电力工业投资有所增加，上网、销售电价水平相应提高。

九、保障措施和政策建议

（一）强化电力工业统一规划，建立科学的电力规划管理机制。建立健全政府电力规划管理体系，建立规划依法上

报、审批和公布制度。完善电力规划研究协作体系和滚动调整机制。

（二）改革与完善电力项目前期管理机制。规范前期工作程序，推行项目业主市场招标制和项目备案制。

（三）优化电源结构布局，促进绿色电源发展和生态环境改善。重视水电移民和环保工作，促进一批大中型水电项目尽快开工；统一核电技术路线，开放核电投资市场;加强风电统一规划，促进风电消纳;扶持推进风电、太阳能等可再生能源发电产业化，提高技术装备水平；优化煤电布局，积极推进煤电一体化。

（四）把智能电网正式纳入国家发展战略并给以政策和资金扶持，加快制定完善新能源、特高压电网、智能电网等技术标准，推进电力系统智能化建设。

（五）适当提高电价水平，用经济调节手段促进节能减排。制定严格的节能减排标准，培育节能减排商业模式，促进节能减排技术创新和推广。

（六）加强技术创新能力建设，促进电力装备和产业技术升级。注重行业科技资源整合和有效利用。出台重大装备示范工程（首台套）鼓励政策。高度重视并积极扶持电力装备基础研究。

（七）深化电力体制改革，加强电力市场体系建设，完善法律法规体系。

电力‚十二五‛规划研究报告点评

在理解《研究报告》制定目的的基础上，建议关注‚十二五‛水电建设、‚十三五‛核电建设和未来五年特高压技术发展。随着电力供需未来一至两年内持续恶化和电价上涨预期兑现，包括传统火电在内的电源投资或迎来新一轮建设周期。

中电联发布电力工业‚十二五‛研究报告，预计水电将迎来发展高峰，核电和太阳能主要贡献‚十三五‛增量，电价上涨和装机缺口增大或引发新一轮电源建设。

未来电力需求预测和电源装机规划目标

考虑经济结构转型需要较长周期，《研究报告》中对电力需求预测在‚十二五‛和‚十三五‛逐步调减：

‚预计2015年全社会用电量将达到6.02～6.61万亿千瓦时，‘十二五’期间年均增长7.5%～9.5%，推荐为6.4万亿千瓦时，年均增长8.8%；最大负荷达到9.66～10.64亿千瓦、‘十二五’期间年均增长7.9%～10.0%，推荐为10.26亿千瓦，年均增长9.2%。‛

‚预计2020年全社会用电量将达到8～8.81万亿千瓦时，‘十三五’期间年均增长4.6%～6.6%，推荐为8.4万亿千瓦时，年均增长5.6%；最大负荷达到13.03～14.32亿千瓦，‘十三五’年均增速为4.9%～6.9%，推荐为13.66亿千瓦，年均增长5.9%。预计2030年全社会用电量将达到11.3～12.67万亿千瓦时，最大负荷达到18.54～20.82亿千瓦。‛

我们对此理解有二：经济结构调整不是一蹴而就，反映在电力需求也要经过一轮周期的调整；最大负荷增速始终领先平均，我们在推敲装机缺口时、在特高压短期内难以实现跨区域输电的大背景下，还是应当充分考虑最大负荷增速和新审批装机地理位置差异，换句话说我们认为至少未来两年这个缺口将持续增大。

而从规划预测的角度看，‚十二五‛主要由水电贡献增量，‚十三五‛核电、气电和太阳能将成为主要能源形式。

‚‘十二五’规划目标：全国发电装机容量达到14.63亿千瓦左右。其中，水电3.01亿千瓦，抽水蓄能4100万千瓦，煤电9.28亿千瓦，核电4300万千瓦，气电4000万千瓦，风电1亿千瓦，太阳能发电500万千瓦，生物质能发电及其他500万千瓦。‛

‚非化石能源发电装机总规模将达到4.95亿千瓦，占总装机的比重为33.8%，比2010年提高6.9个百分点。非化石能源发电可替代化石能源5.2亿吨标煤，占一次能源消费的比重达到12.4%左右。‛

‚2020年规划目标：全国发电装机容量达到19.35亿千瓦左右。其中，水电3.6亿千瓦，抽水蓄能6000万千瓦，煤电11.7亿千瓦，核电8000万千瓦，气电5000万千瓦，风电1.8亿千瓦，太阳能发电2500万千瓦，生物质、潮汐、地热等1000万千瓦。

与我们的判断相符，在发生日本福岛事件后对电源增长结构化调整主要体现在核电成为‚十三五‛主力，水电在2015年前将迎来建设高峰，而太阳能受基数影响，主要贡献体现在‚十三五‛。

水电和气电发展研究

从增长弹性和贡献占比的角度主要研究水电规划目标和气电发展。与之前市场理解‚十二五‛水电将主要以大型电站开发为主不同，规划提出的目标是‚大中小开发相结合‛，我们认为这也是最符合国情和现状的。

‚继续加快开发、尽早开发完毕开发程度较高的长江上游、乌江、南盘江红水河、黄河中上游及其北干流、湘西、闽浙赣和东北等7个水电基地，重点布局开发金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、怒江、黄河上游干流等6个大型水电基地。重视境外水电资源开发利用，重点开发缅甸伊江上游水电基地。‛ ‚到2015年，全国常规水电装机预计达到3.0亿千瓦左右，水电开发程度达到58%左右（按技术可开发容量计算，下同），其中东部和中部水电基本开发完毕，西部水电开发程度在48%左右。‛

‚到2020年全国水电装机预计达到3.6亿千瓦左右，全国水电开发程度为69%，其中西部水电开发程度达到63%。抽水蓄能电站2015年规划装机4100万千瓦左右，2020年达到6000万千瓦左右。‘十三五’期间投产容量增加较多的流域是大渡河与澜沧江上游。‛

需要指出的是，‚十二五‛和‚十三五‛水电发展将依照自上而下推动6大水电基地建设，自下而上发展中小水电的模式，审批趋于严格并依靠中央政府规划有力实现建设进度可预期和规范。

坚强智能电网研究

特高压发展是大趋势，技术瓶颈或限制进度

特高压是解决远距离送电的唯一方法，正是因为对此坚定相信，我们才在目前对技术、经济性和动机存在多方质疑的大背景下持续看好其发展趋势。

中电联对‚十二五‛规划研究报告中专门讨论了特高压作为‚坚强骨干网络‛的作用和发展目标，据我们了解正式出台的电力‚十二五‛规划是否包含该部分仍存变数。从这个角度，作为国家电网规划内容特高压若能顺利收入国家层面的‚十二五‛专题规划，当作为行业重大利好看待。

而对于技术瓶颈的理解，应是基于发展大趋势下对新技术产业化周期的考量，我们对2015年建成‚三横三纵‛交流存在一定保留，这是较市场预期而言显中性的。

‚2015年华北、华东、华中特高压电网形成‘三纵三横’主网架，锡盟、蒙西、张北、陕北能源基地通过三个纵向特高压交流通道向华北、华东、华中地区送电，北部煤电、西南水电通过三个横向特高压交流通道向华北、华中和长三角特高压环网送电。‛

‚‘十二五’期间，南方电网规划建设糯扎渡电站送电广东±800千伏特高压直流工程、溪洛渡电站送电广东同塔双回±500千伏直流工程和金沙江中游梨园、阿海电站送电广西直流工程。2015年西电东送主网架在2010年‘五直八交’的基础上形成‘九直八交’送电通道，各省（区）形成坚强的500千伏骨干网架。配合海南核电，建设海南与广东联网二期工程，实现海南与南方主网500千伏双回路联网。加强与港澳特区联网，保障港澳电力可靠供应。‛

配网发展周期依旧景气

以农村电网新建和城市电网改造为主体的配网建设成为2011年下游投资最大亮点，我们预计也将贯穿整个‚十二五‛，由于直接受惠于终端工业和居民用电质量提升，在国家力量主导下进度有望最符合预期。

‚大部分城市形成220（或110）千伏双环网架，500（或330）千伏变电站深入城市负荷中心并形成500（或330）千伏环网结构，实现500/220（或330/110）千伏间电磁环网解环运行，中低压配电网络具备‚手拉手‛环路供电或双电源供电。‛

‚初步建成220千伏电压等级为中心枢纽，110千伏（66/35千伏）电压等级为主网架的坚强农村配电网，县城中压配电网实现环网供电，电网整体供电能力、技术装备水平和可靠性进一步提高，满足农村地区经济社会发展和新农村建设用电需要。‛

智能化建设覆盖六大环节，根据必须性存在先后

研究报告提出：‚以通讯信息平台为支撑，以智能调控为手段，包含电力系统的发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节，覆盖所有电压等级，实现电力流、信息流、业务流的高度一体化。‛

我们认为六大环节的智能化按照下游实际需求（发展水平差异和对电网运行安全重要程度差异）依次为用电和调度、变电、配电、输电和发电。考虑实际投资落实，用电和调度目前符合甚至略超预期，而2012年将主要关注变电带来的增量。

电力工业投资规划和电价讨论

《研究报告》涉及投资的表述如下：

‚十二五‛期间，全国电力工业投资达到6.1万亿元，比‚十一五‛增长88.3%，其中电源投资3.2万亿元、占全部投资的52%，电网投资2.9万亿元、占48%。‚十三五‛期间，全国电力工业投资达到7.1万亿元，比‚十二五‛增长16.4%，其中电源投资3.6万亿元、占全部投资的51%，电网投资3.5万亿元、占49%。

考虑剔除2011年电源投资3682亿和电网3712亿，未来4年电源和电网投资年平均为7079亿和6322亿，我们认为这个目标是难以达成的。

对于电价的讨论：‚在考虑煤价上涨、弥补历史欠账和电力企业净资产收益率8%的条件下，2015年合理的平均销售电价为728.7元/千千瓦时，比2010年上涨157.5元/千千瓦时，增长27.6%、年均增长5.0%；2020年销售电价为831.7元/千千瓦时，比2015年增加103.0元/千千瓦时，增长14.1%、年均增长2.7%。‛

对于电价调整时点我们在此不多做讨论，但上涨预期值得关注：2010和2011年电源投资下滑影响逐步体现在2012和2013年新增装机减少，缺口拉大必将引起新一轮电源建设周期启动，我们的观点是包括火电在内的或都将受益。