火电行业研究报告

国家统计局数据显示，2019年全国规模以上电厂发电量71422.1亿千瓦时，同比增长3.5%。其中，水电11534.4亿千瓦时，同比增长4.8%;火电51654.3亿千瓦时，同比增长1.9%;风电3577.4亿千瓦时，同比增长7.0%;核电3483.5亿千瓦时，同比增长18.3%;太阳能发电1172.2亿千瓦时，同比增长13.3%。火电发电：山东发电量领先，西藏增速超70%在火电发电方面，2019年全国发电量排在前十的省份分别是山东(5169亿千瓦时)，内蒙古(4556亿千瓦时)，江苏(4439亿千瓦时)、广东(3346亿千瓦时)、山西(2931亿千瓦时)，新疆(2822亿千瓦时)、河北(2755亿千瓦时)，安徽(2637亿千瓦时)、河南(2532亿千瓦时)、浙江(2494亿千瓦时)。从火电发电量增速来看，天津、海南、北京、湖南、甘肃、河北、广东、江苏、浙江、上海、青海、河南和山东发电量增长率为负，其他省份发电量均实现增长，其中发电量增速超全国平均水平的省份有15个，依次为：西藏、广西、湖北、山西、吉林、贵州、四川、新疆、内蒙古、云南、宁夏、安徽、黑龙江、山西和江西。——数据请参考前瞻产业研究院《中国电力建设行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》。

“十二五”，火电仍是主力电源，国家能源局能源节约与科技装备司表示，“十二五”期间，要降低煤的使用，让煤炭占一次能源的比重从 70%以上，下降到62%左右。 我国煤炭丰富、电力偏紧的资源特征决定了在今后相当长一段时间内，火力发电仍将在电力工业中占据重要地位。虽然当前火电发展增速减慢，但长远来看，在环保技术进步、发电成本降低、电力需求增加等积极因素的推动下，火电行业未来发展前景较为乐观。近几年来，环保节能成为我国电力工业结构调整的重要方向。火电行业在“上大压小”的政策导向下积极推进产业结构优化升级。关闭大批能效低、污染重的小火电机组，在很大程度上加快了国内火电设备的更新换代，拉动火电设备市场需求。 中国产业研究报告网发布的《2012-2016年中国火电产业市场分析及投资战略研究报告》共十二章。首先介绍了中国火电行业市场发展环境、中国火电整体运行态势等，接着分析了中国火电行业市场运行的现状，然后介绍了中国火电市场竞争格局。随后，报告对中国火电做了重点企业经营状况分析，最后分析了中国火电行业发展趋势与投资预测。您若想对火电产业有个系统的了解或者想投资火电行业，本报告是您不可或缺的重要工具。 本研究报告数据主要采用国家统计数据，海关总署，问卷调查数据，商务部采集数据等数据库。其中宏观经济数据主要来自国家统计局，部分行业统计数据主要来自国家统计局及市场调研数据，企业数据主要来自于国统计局规模企业统计数据库及证券交易所等，价格数据主要来自于各类市场监测数据库。 文章来源： http://www.chinairr.org/report/R01/R0104/201203/08-94560.html

常规行业市场研究介于产业研究与市场研究之间，糅合两者的精华，属于企业战略研究的范畴。一般来说，行业（市场）分析报告研究的核心内容包括以下三方面：一是研究行业的生存背景、产业政策、产业布局、产业生命周期、该行业在整体宏观产业结构中的地位以及各自的发展演变方向与成长背景；二是研究各个行业市场内的特征 、竞争态势、市场进入与退出的难度以及市场的成长性；三是研究各个行业在不同条件下及成长阶段中的竞争策略和市场行为模式，给企业提供一些具有操作性的建议。根据当前全球咨询产业系统，顶级的服务是战略咨询（国家级项目），高级服务是顾问咨询（企业巨头项目），普通级服务是市场研究报告（大众型研究资料）。一份标准的市场研究报告包括：行业概况，产业格局，竞争分析，历史、现状、趋势分析。数据占据30%-45%的价值比例，分析研究占据50%左右的价值比例，其他内容占据少于10%的价值比例）因此，行业研究的意义不在于教导如何进行具体的营销操作，而在于为企业提供若干方向性的思路和选择依据，从而避免发生“方向性”的错误。常规行业研究报告对于企业的价值主要体现在两方面：第一是，身为企业的经营者、管理者，平时工作的忙碌没有时间来对整个行业脉络进行一次系统的梳理，一份研究报告会对整个市场的脉络更为清晰，从而保证重大市场决策的正确性；第二是如果您希望进入这个行业投资，阅读一份高质量的研究报告是您系统快速了解一个行业最快最好的方法，让您更加丰富翔实的掌握整个行业的发展动态、趋势以及相关信息数据，使得您的投资决策更为科学，避免投资失误造成的巨大损失。 行业监测，指长期对某个行业领域利用科学的计算方法与指标评价体系，对大量的行业数据信息进行定量、定性分析研究。通过行业的内外部环境、上下游供需、经营状况、财务状况的监测与研究，反映行业的生命周期、盈利能力，并预测行业发展前景的机遇与风险。中安顾问是国内最早开展行业监测工作的咨询机构之一，已在厦门、上海、广州、深圳、福州、南京、杭州、青岛、大连、重庆等十余个城市拥有分公司、办事处或合作机构，并与全国100多家具备资质的专业调查执行公司建立起了长期的战略合作伙伴关系，使得中安顾问的行业监测和调研网络覆盖全国75%的城市。 新能源是指在新技术基础上，系统地开发利用的可再生能源，包括太阳能、风能、生物质能、核能、地热能、氢能、海洋能等。目前我国新能源产业的发展已经取得很大的进展，在多个领域居全球之首。截止2012年，我国风电并网装机容量增加到63GW，同比增长39.8%，超越美国成为全球第一风电大国，年发电量超过1000亿kWh;我国光伏新增装机4.8GW，同比增长220.0%，总装机容量达7GW;核电在建机组30台、容量32.73GW，同比增长175.3%，在建规模全球领先。中国作为最大的碳排放国，实现经济增长与保护环境的平衡将是未来面临的一个严峻挑战。按照国家规划，2020年非化石能源在我国一次能源的比重将提高到15%。为此，“十二五”期间首要任务就是要培育和发展新能源产业。随着产业结构调整与培育新兴战略产业步伐加速，节能减排与新兴能源产业的战略地位将愈加突出，未来国内新能源产业发展仍将处于快速道，有望带动产业链上、下游等相关产业的蓬勃发展。 以定量及定性的方法深层次地剖析了中国新能源行业发展环境、产业特征、市场规模、发展布局及发展热点，帮助客户系统、准确地把脉产业发展轨迹。通过对新能源行业产业链环节的梳理，对整个产业链价值流向和升级演化进行详细阐述及分析，理清产业发展方向。从产业规模、经营状况、SWOT分析等多个维度总结企业表现，对于企业的发展提供有力的参考。通过深入分析新能源行业的投资机会、进出入壁垒及投资风险，给出更加科学和完整的投资建议，帮助投资者精准地进入市场，获取利益最大化。以科学合理的计量经济学方法建立新能源行业的预测体系，确保得出具有前瞻性、价值性的预测趋势及结果。 第一章 发展新能源产业的基础条件1.1 资源条件1.1.1 化石能源日益紧缺1.1.2 新能源储量及分布1.1.3 新能源的综合利用1.2 社会条件1.2.1 能源问题引发经济社会问题1.2.2 气候变暖与环境污染日益严重1.2.3 能源和环境问题成为重要政治议题1.3 技术条件1.3.1 主要新能源技术介绍1.3.2 我国加强新能源技术国际合作1.3.3 新能源技术自主创新能力增强1.3.4 新能源发电技术解析1.4 其他条件1.4.1 人才1.4.2 资金1.4.3 设备1.4.4 配套设施第二章 国际新能源产业发展分析2.1 全球新能源市场发展状况2.1.1 发达国家加速发展新能源提振经济2.1.2 2011-2012年全球新能源市场分析2.1.3 国际新能源产业结构面临发展变局2.1.4 经济全球化下国外新能源开发的策略2.1.5 各国新能源产业发展方向2.2 欧洲2.2.1 欧盟各国积极推进新能源产业发展2.2.2 欧盟积极投资新能源技术研发创新2.2.3 2011年欧洲新能源补贴政策出现分化2.2.4 2012年英国继续推动新能源开发利用2.2.5 法国不断加快新能源产业发展2.2.6 德国实施新政发展绿色能源2.3 美国2.3.1 美国新能源开发利用全面推进2.3.2 2011年美国新能源政策迎来拐点2.3.3 2012年美国新能源产业发展态势2.3.4 美国新能源政策综合分析2.3.5 美国新能源产业发展规划2.4 日本2.4.1 日本发展成为新能源大国2.4.2 日本政府主导推进新能源产业发展2.4.3 2011年大地震加速日本新能源转型2.4.4 2012年日本新能源政策动态2.4.5 日本新能源战略解析2.5 其它国家2.5.1 澳大利亚2.5.2 巴西2.5.3 印度2.5.4 韩国2.5.5 以色列2.5.6 哈萨克斯坦第三章 中国新能源产业发展现状3.1 中国新能源产业总体分析3.1.1 产业发展的必要性3.1.2 产业发展综述3.1.3 主要发展成就3.1.4 产业结构优化升级3.1.5 消费比重持续提升3.1.6 多方力量助推产业崛起3.2 中国新能源产业发展特征3.2.1 密集政策扶持新能源开发3.2.2 新能源利用步入发展快车道3.2.3 技术转化速度与国际同步3.2.4 市场竞争态势日趋激烈3.2.5 产业集群特征逐步显现3.3 中国新能源发电业简析3.3.1 新能源发电行业蓬勃发展3.3.2 新能源分布式发电潜力巨大3.3.3 电力企业布局新能源发电市场3.3.4 新能源电力定价机制分析3.4 中国新能源产业的区域布局3.4.1 产业集聚情况3.4.2 区域分工情况3.4.3 细分领域集聚特征3.5 中国新能源产业空间布局趋势3.5.1 产业整体持续朝政策和资源优势区域集聚3.5.2 大型新能源装备制造产业不断朝市场终端转移3.5.3 研发和销售环节朝资本和人才密集区集聚3.6 中国新能源产业存在的主要问题3.6.1 行业存在的差距与不足3.6.2 产业面临的主要问题3.6.3 制约产业化发展的因素3.7 中国新能源行业发展的对策及建议3.7.1 行业发展的基本对策3.7.2 推动产业发展的思路3.7.3 产业发展的战略措施3.7.4 产业健康发展的政策建议3.7.5 区域市场发展壮大的政策措施第四章 新能源行业产业链分析4.1 新能源行业产业链介绍4.1.1 产业链结构4.1.2 产业链生命周期4.1.3 产业链价值流动4.2 新能源产业链特征4.2.1 产业链长4.2.2 受工业影响较大4.2.3 对外依存度高4.3 新能源产业链上游——原材料4.3.1 新能源材料市场投资升温4.3.2 光伏材料市场总体分析4.3.3 多晶硅市场产能及需求4.3.4 锂离子电池材料市场概况4.3.5 风电发展拉动钕铁硼材料需求4.4 新能源产业链中游——设备制造业4.4.1 风电设备制造业4.4.2 光伏设备制造业4.4.3 核电装备制造业4.4.4 生物质能设备制造业4.5 新能源产业链下游——商业化应用4.5.1 风电并网不断提速4.5.2 太阳能光伏发电市场升温4.5.3 生物柴油市场的竞争格局4.5.4 地热发电行业发展势头良好4.5.5 新能源汽车示范运行情况第五章 新能源细分行业发展状况分析5.1 太阳能行业发展分析5.1.1 国际太阳能产业发展分析5.1.2 国内太阳能资源开发利用状况5.1.3 2011-2012年中国太阳能产业发展现状5.1.4 内需提振加速我国太阳能光伏产业发展5.1.5 我国太能能行业存在的问题及对策5.1.6 国内太阳能市场潜力巨大5.2 风能行业发展分析5.2.1 国际风能产业发展状况5.2.2 中国风能资源的形成及分布5.2.3 中国风能资源储量与有效地区5.2.4 中国风能开发利用状况5.2.5 中国风能产业发展的问题及对策5.2.6 中国风能开发面临的机遇5.3 生物质能行业发展分析5.3.1 中国生物质能资源丰富5.3.2 中国生物质能产业发展概况5.3.3 能源紧缺加速中国生物质能开发5.3.4 中国生物质能产业化发展模式5.3.5 中国生物质能产业面临的问题及对策5.3.6 中国生物质能发电迎来发展机遇5.4 核能行业发展分析5.4.1 国际核能开发利用状况5.4.2 中国核能产业总体发展状况5.4.3 2011-2012年中国核电行业总体数据分析5.4.4 中国核电产业SWOT分析5.4.5 中国核能技术发展分析5.4.6 中国核能产业发展面临的问题及对策5.5 地热能行业发展分析5.5.1 地热能利用相关技术分析5.5.2 国际地热能开发利用状况5.5.3 中国地热能利用市场发展状况5.5.4 中国地热能开发利用的产业化分析5.5.5 中国地热非电直接利用规模全球领先5.5.6 中国地热能利用发展的制约因素及对策5.5.7 中国地热产业发展目标与任务5.6 氢能行业发展分析5.6.1 国际氢能行业发展状况5.6.2 中国氢能行业发展势头良好5.6.3 中国发展氢能经济的有利条件5.6.4 中国氢能利用技术进展分析5.6.5 我国发展氢能面临的问题与对策5.6.6 我国氢能开发利用发展趋势5.7 可燃冰行业发展分析5.7.1 国外可燃冰开发利用状况5.7.2 中国开发可燃冰的战略意义5.7.3 中国可燃冰开发总体分析5.7.4 中国南海“可燃冰”资源丰富5.7.5 我国可燃冰开采技术分析5.8 海洋能行业发展分析5.8.1 海洋能利用的基本原理与关键技术5.8.2 世界海洋能发展分析5.8.3 中国海洋能资源储量与分布5.8.4 我国海洋能开发利用受到重视5.8.5 我国海洋能开发利用进展状况5.8.6 中国海洋能产业发展存在的问题及建议第六章 新能源产业领先企业竞争优势及经营状况深度分析6.1 大唐新能源6.1.1 企业简介6.1.2 经营状况6.1.2.1 财务状况分析6.1.2.2 偿债能力分析6.1.2.3 盈利能力分析6.1.2.4 营运能力分析6.1.2.5 成长能力分析6.1.3 SWOT分析6.1.4 发展模式6.1.5 发展战略6.1.6 投资状况6.1.7 发展规划6.2 华能新能源6.2.1 企业简介6.2.2 经营状况6.2.2.1 财务状况分析6.2.2.2 偿债能力分析6.2.2.3 盈利能力分析6.2.2.4 营运能力分析6.2.2.5 成长能力分析6.2.3 SWOT分析6.2.4 发展模式6.2.5 发展战略6.2.6 投资状况6.2.7 发展规划6.3 龙源电力6.3.1 企业简介6.3.2 经营状况6.3.2.1 财务状况分析6.3.2.2 偿债能力分析6.3.2.3 盈利能力分析6.3.2.4 营运能力分析6.3.2.5 成长能力分析6.3.3 SWOT分析6.3.4 发展模式6.3.5 发展战略6.3.6 投资状况6.3.7 发展规划6.4 拓日新能6.4.1 企业简介6.4.2 经营状况6.4.2.1 财务状况分析6.4.2.2 偿债能力分析6.4.2.3 盈利能力分析6.4.2.4 营运能力分析6.4.2.5 成长能力分析6.4.3 SWOT分析6.4.4 发展模式6.4.5 发展战略6.4.6 投资状况6.4.7 发展规划6.5 金风科技6.5.1 企业简介6.5.2 经营状况6.5.2.1 财务状况分析6.5.2.2 偿债能力分析6.5.2.3 盈利能力分析6.5.2.4 营运能力分析6.5.2.5 成长能力分析6.5.3 SWOT分析6.5.4 发展模式6.5.5 发展战略6.5.6 投资状况6.5.7 发展规划第七章 国内主要产业园发展案例7.1 天津北辰风电产业园7.1.1 园区概况7.1.2 产业定位7.1.3 开发理念7.1.4 布局规划7.1.5 支持措施7.2 江苏泰州新能源产业园7.2.1 园区简介7.2.2 产业基础7.2.3 建设进展7.2.4 优惠政策7.3 无锡风电科技产业园7.3.1 园区概况7.3.2 公共服务平台7.3.3 园区制造业基地7.3.4 风机整机配套区7.4 常州天合光伏产业园7.4.1 园区概况7.4.2 发展优势7.4.3 发展规划7.5 南京江宁区新能源产业园7.5.1 发展优势7.5.2 发展重点7.5.3 主要目标7.5.4 空间布局7.5.5 保障措施7.6 新余高新技术产业开发区7.6.1 园区概况7.6.2 投资环境7.6.3 产业配套7.6.4 优势产业7.6.5 引资政策第八章 新能源行业投资分析8.1 项目价值分析8.1.1 政策扶持力度8.1.2 技术成熟度8.1.3 社会综合成本8.1.4 进入门槛8.1.5 潜在市场空间8.2 投资机遇8.2.1 中国调整宏观政策促进经济增长8.2.2 中国宏观经济实现平稳增长8.2.3 我国积极推进能源产业结构调整8.2.4 油价高企成我国新能源产业发展新契机8.2.5 我国新能源产业进入黄金发展期8.2.6 我国新能源产业步入对外投资机遇期8.3 投资热点8.3.1 新能源设备制造业投资热情高涨8.3.2 中国海上风电迎来发展机遇8.3.3 我国核电投资规模持续扩大8.3.4 非晶硅薄膜太阳能电池市场投资升温8.3.5 国家加大农村沼气领域投资力度8.4 投资概况8.4.1 全球新能源总投资将大幅提高8.4.2 中国新能源市场投资趋热8.4.3 中国清洁能源投资增长迅猛8.4.4 发改委批准外资新能源低碳基金8.4.5 国企能源巨头争相布局新能源领域8.4.6 民间资本加大新能源投资力度8.4.7 新能源成为风投和私募基金投资重点8.4.8 未来中国新能源投资预测8.5 投资风险8.5.1 经济环境风险8.5.2 政策环境风险8.5.2.1 产业政策风险8.5.2.2 货币政策风险8.5.3 市场供需风险8.5.3.1 供需变化风险8.5.3.2 原材料价格风险8.5.3.3 产品结构风险8.5.3.4 产品价格风险8.5.4 其他风险8.5.4.1 技术风险8.5.4.2 行业整合风险8.5.4.3 人民币汇率风险8.6 投资建议8.6.1 区域投资政策建议8.6.2 企业投资政策建议8.6.2.1 重点支持类8.6.2.2 适度支持类8.6.2.3 维持类8.6.2.4 限制退出类8.6.3 细分行业投资政策建议8.6.3.1 水电行业8.6.3.2 核电行业8.6.3.3 其他能源电力行业第九章 新能源行业发展趋势及前景预测9.1 全球新能源市场发展展望9.1.1 世界新能源领域未来发展趋势9.1.2 国际新能源产业发展前景广阔9.1.3 全球新能源市场规模有望超过半导体市场9.2 中国新能源产业发展前景9.2.1 中国新能源产业发展前景广阔9.2.2 2020年新能源及可再生能源占能耗比重预测9.2.3 未来新能源将成我国主力能源重要组成部分9.3 中国新能源细分市场前景预测9.3.1 未来我国太阳能的发展9.3.2 中国生物质能未来发展预测9.3.3 我国可燃冰发展潜力大9.3.4 “十二五”我国地热能开发利用将掀高潮9.3.5 “十二五”期间我国清洁煤技术发展展望9.3.6 2013-2017年中国风力等新能源发电行业预测分析9.3.7 2013-2017年中国核力发电行业预测分析第十章 新能源行业政策法规分析10.1 国外新能源政策解析10.1.1 发展新能源和节能政策的重要性10.1.2 世界各国新能源及节能政策解析10.1.3 欧盟的新能源政策实施10.1.4 世界新能源和节能政策特点浅析10.1.5 全球可再生能源政策调整趋势10.2 新能源政策动态及解读10.2.1 风力发电产业政策10.2.2 核电产业相关政策10.2.3 太阳能产业相关扶持政策10.2.4 多项政策促进生物质能产业化发展10.2.5 《产业结构调整指导目录（2011年本）》引导新能源发展10.2.6 2012年《可再生能源发展“十二五”规划》出台10.3 可再生能源产业政策法规及解读10.3.1 《中华人民共和国可再生能源法》10.3.2 《可再生能源法》的作用与影响10.3.3 关于修改《中华人民共和国可再生能源法》的决定10.3.4 可再生能源法修正对新能源产业发展的影响10.3.5 2012年可再生能源电价附加费标准提高10.4 相关能源法规及政策10.4.1 《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》10.4.2 《中华人民共和国节约能源法》10.4.3 《中华人民共和国循环经济促进法》10.4.4 《“十二五”国家战略性新兴产业发展规划》图表　几种主要能源的特点比较图表　我国主要能源的分布情况图表　中国新能源占能源生产总量比重增长情况图表　中国新能源产业重点分布区域图表　中国新能源产业主要集聚区图表　“十一五”期间北京市新能源和可再生能源开发利用状况图表　2010年北京市新能源和可再生能源利用量及结构图图表　2015年北京市新能源和可再生能源利用结构图表　北京市新能源产业基地（园区）布局图表　“十二五”上海市新能源规划主要指标图表　“十二五”上海市新能源产业投资估算图表　“十二五”上海市新能源开发利用重点建设项目图表　新能源产业升级的发展要素图表　新能源产业建设的发展要素图表　地球上的能流图图表　中国的太阳能资源分布图表　中国日照率和年平均日照小时数图表　我国太阳能辐射资源带分布图图表　黑龙江省光伏企业、项目规模及状况图表　中国风能分布图图表　中国风能分区及占全国面积的百分比图表　中国陆地的风能资源及已建风场图表　中国有效风功率密度分布图图表　中国全年风速大于3m/s小时数分布图图表　中国风力资源分布图图表　中国风力发电新增装机及累计装机情况图表　风力发电累计装机容量分区域情况图表　我国中小型风电机组历年产量统计图表　我国中小型风电机组产量、产值及出口量统计图表　中小型风力发电机组分型号产量所占比例情况图表　中小型风力发电机组分型号容量所占比例情况图表　2010年国内企业新增风电装机排名及产量图表　2010年我国风电新增装机前6位制造企业市场份额图表　2010年我国风电累计装机前6位制造企业市场份额图表　2011年中国新增风电装机容量前20位的企业及市场份额图表　2011年中国累计风电装机容量前20位的企业及市场份额图表　我国风电整机与叶片企业配套情况图表　我国风电整机与齿轮箱企业配套情况图表　我国风电整机与发电机企业配套情况图表　我国风电整机与电控系统企业配套情况图表　生物质利用过程示意图图表　几种生物质和化石燃料利用过程中CO2排放量的比较图表　2010年我国燃料乙醇生产企业产能统计图表　我国部分维素乙醇中试装置情况图表　世界铀矿资源分布状况图表　世界主要国家核电装机容量图表　世界核电技术进化过程图表　我国投运和在建核电项目情况图表　2010年1-11月我国核力发电业全部企业数据分析图表　2011年1-12月我国核力发电业全部企业数据分析图表　2012年1-12月我国核力发电业全部企业数据分析图表　中国核电设备发展环境图表　中国核电设备制造业SWOT分析图表　地热源中放射性元素性能图表　地球各壳层的放射性生成热图表　世界地热发电量增长情况图表　全球燃料电池应用系统的增长图表　全球氢能燃料站的数量及发展趋势图表　各种燃料电池的应用情况图表　全球燃料电池生产数量的区域分布图表　化石能源到氢能、电能的转化效率图表　化石能源的WTW综合效率图表　新能源汽车不同技术路线的特点比较图表　新能源汽车发展态势预测图图表　2010年1-12月中国风电简明综合收益表图表　2010年1-12月中国风电简明分类收益表图表　2011年1-12月中国风电综合收益表图表　2011年1-12月中国风电主营业务分类资料图表　2012年1-12月中国风电简明综合收益表图表　2012年1-12月中国风电主营业务分类情况图表　2010年龙源电力简明综合收益表图表　2010年龙源电力收入分部情况图表　2010年龙源电力收入分业务情况图表　2011年1-12月龙源电力合并综合收益表图表　2011年1-12月龙源电力主营业务分部资料图表　2011年1-12月龙源电力收入分业务情况图表　2012年1-12月龙源电力综合收益表图表　2012年1-12月龙源电力主营业务分部情况图表　2012年1-12月龙源电力收入分业务情况图表　2010年1-12月力诺太阳主要财务数据图表　2010年1-12月力诺太阳非经常性损益项目及金额图表　2008年-2010年力诺太阳主要会计数据图表　2008年-2010年力诺太阳主要财务指标图表　2010年1-12月力诺太阳主营业务分行业、产品情况图表　2010年1-12月力诺太阳主营业务分地区情况图表　2011年1-12月力诺太阳主要财务数据图表　2011年1-12月力诺太阳非经常性损益项目及金额图表　2009年-2011年力诺太阳主要会计数据图表　2009年-2011年力诺太阳主要财务指标图表　2011年1-12月力诺太阳主营业务分行业、产品情况图表　2011年1-12月力诺太阳主营业务分地区情况图表　2012年1-12月力诺太阳主要会计数据及财务指标图表　2012年1-12月力诺太阳非经常性损益项目及金额图表　2010年1-12月天威保变主要财务数据图表　2010年1-12月天威保变非经常性损益项目及金额图表　2008年-2010年天威保变主要会计数据图表　2008年-2010年天威保变主要财务指标图表　2010年1-12月天威保变主营业务分行业、产品情况图表　2010年1-12月天威保变主营业务分地区情况图表　2011年1-12月天威保变主要财务数据图表　2011年1-12月天威保变非经常性损益项目及金额图表　2009年-2011年天威保变主要会计数据图表　2009年-2011年天威保变主要财务指标图表　2011年1-12月天威保变主营业务分行业、产品情况图表　2011年1-12月天威保变主营业务分地区情况图表　2012年1-12月天威保变主要会计数据及财务指标图表　2012年1-12月天威保变非经常性损益项目及金额图表　2010年1-12月拓日新能非经常性损益项目及金额图表　2008年-2010年拓日新能主要会计数据图表　2008年-2010年拓日新能主要财务指标图表　2010年1-12月拓日新能主营业务分行业、产品情况图表　2010年1-12月拓日新能主营业务分地区情况图表　2011年1-12月拓日新能非经常性损益项目及金额图表　2009年-2011年拓日新能主要会计数据图表　2009年-2011年拓日新能主要财务指标图表　2011年1-12月拓日新能主营业务分行业、产品情况图表　2011年1-12月拓日新能主营业务分地区情况图表　2012年1-12月拓日新能主要会计数据及财务指标图表　2012年1-12月拓日新能非经常性损益项目及金额图表　2012年上半年新能源行业上市公司盈利能力指标分析图表　2012年上半年新能源行业上市公司成长能力指标分析图表　2012年上半年新能源行业上市公司营运能力指标分析图表　2012年上半年新能源行业上市公司偿债能力指标分析图表　2013-2017年中国风力等新能源发电行业产品销售收入预测图表　2017-2017年中国风力等新能源发电行业累计利润总额预测图表　2013-2017年中国核力发电行业销售收入预测图表　2013-2017年中国核力发电行业利润总额预测

　　火电设备主要细分市场：电站锅炉、汽轮机、汽轮发电机、电力变压器、电除尘设备。　　火力发电设备行业重点企业：　　东方电气集团公司　　上海电气　　哈尔滨动力设备股份有限公司　　华光锅炉股份有限公司　　杭州汽轮机股份有限公司　　中国发电设备制造业发展现状：　　进入21世纪以来，中国发电设备制造业进入快速发展阶段，火电设备生产技术取得重大进展，火电机组产能逐步提升，国产化程度不断提高。从改革开放初中国决定引进300MW、600MW亚临界火电机组制造技术，到2007年，华电邹县电厂8号机组、华能玉环电厂3号、4号机组等4台1000MW超临界火电机组相继投运。中国火力发电设备制造业实现跨越式发展，部分产品生产技术已达到国际先进水平，有力支撑了中国电力工业的持续健康发展。　　中国煤炭丰富、电力偏紧的资源特征决定了在今后相当长一段时间内，火力发电仍将在电力工业中占据重要地位。虽然当前火电发展增速减慢，但长远来看，在环保技术进步、发电成本降低、电力需求增加等积极因素的推动下，火电行业未来发展前景较为乐观。　　近几年来，环保节能成为中国电力工业结构调整的重要方向，火电行业在“上大压小”的政策导向下积极推进产业结构优化升级，关闭大批能效低、污染重的小火电机组，在很大程度上加快了国内火电设备的更新换代，拉动火电设备市场需求。国内火电市场的主力机型已由2005年之前的30万千瓦机组为主，逐渐向60万千瓦及以上过渡。火电项目的大型化使得高端火电设备迎来发展契机，超临界汽轮机组等大型火电设备成为发展的重点。未来两三年内，中国火电设备市场发展速度将放缓，但仍有望保持平稳增长。　　中投顾问2009-2012年中国火电设备市场投资分析及前景预测报告

去百度文库，查看完整内容>内容来自用户:宋天知2019年充电桩行业深度研究报告充电桩-行业总览充电桩制造特锐德许继科士达奥特迅充电桩运营特锐德国家电网星星充电依威能源充电客户网约车公交车物流车私家车充电桩制造和运营市场规模充电桩制造市场规模（亿元）充电桩运营市场规模（亿元）807570605040方形30动力电池2016106412726272720120资料来源：中国充电联盟、万马股份、平安证券研究所21446178/36139/2019070715:39行业判断充电桩制造：市场规模稳定在25亿元左右，全国共有400余家制造商。主要运营商均自行生产充电桩或者通过关联公司进行采购。由于设计制造技术门槛较低，行业处于激烈的同质化竞争中。预计未来充电桩制造商将以运营商系企业为主。充电桩运营：市场规模在快速扩大，市场高度集中，前三名运营商占据85%的公共充电桩。通过掌握优良的建站资源和树立服务口碑，运营商在逐渐构筑自己的竞争优势。预计运营市场在未来将延续目前全国性运营商、政策性运营商和中小型运营商并存的格局。2目录CONTENTS充电桩制造篇充电桩运营篇21446178/36139/2019070715:39充电桩制造-产品价格与主要制造商每年新增充电桩需求4030209105公共充电桩（万台）私人充电桩（万台）1872512261128100308充电桩价格走势2.0直流充电桩价格（

　　中国电力工业自1882年在上海诞生以来，经历了艰难曲折、发展缓慢的67年，到1949年发电装机容量和发电量仅为185万千瓦和43亿千瓦时，分别居世界第21位和第25位。1949年以后我国（大陆，下同）的电力工业得到了快速发展。1978年发电装机容量达到5712万千瓦，发电量达到2566亿千瓦时，分别跃居世界第8位和第7位。改革开放之后，电力工业体制不断改革，在实行多家办电、积极合理利用外资和多渠道资金，运用多种电价和鼓励竞争等有效政策的激励下，电力工业发展迅速，在发展规模、建设速度和技术水平上不断刷新纪录、跨上新的台阶。装机先后超过法国、英国、加拿大、德国、俄罗斯和日本，从1996年底开始一直稳居世界第2位。进入新世纪，我国的电力工业发展遇到了前所未有的机遇，呈现出快速发展的态势。　　一、发展现状　　（一）电力建设快速发展　　发电装机容量、发电量持续增长。改革开放以来到上世纪末，我国发电装机和发电量年均增长率分别为7.8%、7.9%。发电装机容量继1987年突破1亿千瓦后，到1995年超过了2亿千瓦，2000年达到了3亿千瓦。发电量在1995年超过了1万亿千瓦时，到2000年达到了1.37万亿千瓦时。进入新世纪，我国电力工业进入历史上的高速发展时期，投产大中型机组逐年上升，2004年5月随着三峡电站7＃机组的投产，我国电源装机达到4亿千瓦，到 2004年底发电装机总量达到4.41亿千瓦，其中：水、火、核电分别达10830、32490、701.4万千瓦。2004年发电量达到21870亿千瓦时。2000～2004年，5年净增发电装机容量14150万千瓦，2004年我国新增电力装机容量5100万千瓦，超过美国在1979年创造的年新增装机4100万千瓦的世界历史最高记录。预计今年新增装机容量约为6000万千瓦，年末装机容量将超过5亿千瓦。　　电源结构不断调整和技术升级受到重视。水电开发力度加大，2004年9月，随着青海黄河上游公伯峡水电站首台机组建成投产，我国水电装机超过了1亿千瓦，达到10830万千瓦，占总装机容量的24.6%，目前在建规模约4700万千瓦。核电建设取得进展,经过20年的努力，建成以秦山、大亚湾/岭澳、田湾为代表的三个核电基地，总装机容量达到了870万千瓦。高参数、大容量机组比重有所增加，截止到2004年底，已投运单机容量60万千瓦及以上的大型火电机组约55台，其容量占火电装机容量的10.7%，在今后4年中将有60台以上的超临界机组建成投产，60万千瓦机组中超临界机组已经占有主导地位，单机容量100万千瓦的超超临界机组开始兴建，到2010年将有10台以上100万千瓦超超临界机组投产。　　关停了一大批耗能高、污染严重的小机组，自2000到2002年，关停的小机组约1000万千瓦。洁净煤发电技术得到应用，采用引进技术自主设计制造的 30万千瓦CFB锅炉，正在建设或开展前期工作的有10余台，2004年末约有2000万千瓦脱硫装置投入运行或在建，近几年新建火电机组几乎均同步安装烟气脱硫装置，大容量机组烟气脱硝正在逐渐实施，40万千瓦等级的IGCC机组的技术引进及开发工作正在进行。燃气蒸汽联合循环发电技术引进取得成果，目前约有近70套9F级燃机机组正在建设或前期准备中，2005年5月大陆首台9FA重型燃气蒸汽联合循环机组投入运行，燃气轮机的装机容量不久将达到 3000万千瓦以上。　　电网建设不断加强。随着电源容量的日益增长，我国电网规模不断扩大，电网建设得到了不断加强，特别是近十年来，电网建设得到了迅速发展，输变电容量逐年增加。截至2004年底，220千伏及以上输电线路达到22.8万公里，变电容量达到7.12亿千伏安。全国电网基本形成较为完备的330/500千伏主网架，随着国家电网公司750千伏输变电示范工程的投产，电网最高运行电压等级已经提高到750kV。1998年以来实施的城乡电网建设与改造，特别是农村电网“两改一同价”成效显著，不仅提高了供电质量，降低了电价水平，改善了8亿农民的用电状况，解决了近3000多万无电农村人口的用电问题，而且加强了网架结构，缓解了城市配网高低电压之间联系薄弱的问题，促进了城乡经济发展和生活水平的提高。　　西电东送和全国联网发展迅速。我国能源资源和电力负荷分布的不均衡性，决定了“西电东送”是我国的必然选择。西电东送重点在于输送水电电能。按照经济性原则，适度建设燃煤电站，实施西电东送。　　目前，西电东送已进入全面实施阶段：贵州到广东500千伏交、直流输变电工程已先后投产运行，向广东送电规模已达1088万千瓦。三峡到华东、广东±500千伏直流输变电工程先后投产。蒙西、山西、陕西地区向京津唐电网送电能力逐步增加。华北与东北、福建与华东、川渝与华中等一批联网工程已经投入运行， 2003年跨区交换电量达到862亿千瓦时。　　截至2005年7月，除海南外已经初步实现了全国联网，初步实现了跨区域资源的优化配置，区域电网间的电力电量交换更加频繁，交易类型出现了中长期、短期、超短期、可中断交易等多种模式，呈现多样化的良好局面，由于跨区跨省电力交易比较活跃，部分联网输电通道长期保持大功率送电。西电东送、全国联网工程对调剂电力余缺、缓解电力供应紧张和促进资源优化配置起到重要作用。　　（二）电力环保取得显著成绩　　污染物排放得到控制。电力工业从上世纪80年代初开始控制烟尘排放，目前安装电除尘器比例达到85%以上，烟尘排放总量较1980年减少32%以上，单位电量烟尘排放量减少了 88%。1995年底结束向江河排灰，2002年废水排放达标率达到97%，部分水资源缺乏地区实现了废水“零排放”。2003年底大陆已累计建成投产的脱硫机组装置容量约1000万千瓦，脱硫设施产生的SO2去除量为96.9万吨，单位电量二氧化硫排放量较1990年减少了40%。洁净煤燃烧技术的研究、开发和技术引进取得进展，已经掌握了低氮燃烧技术。水电、核电和电网的环境保护得到高度重视。　　资源节约和综合利用水平不断提高。供电标准煤耗从1978年的471克/千瓦时下降到2004年的376克/千瓦时；发电厂用电率从6.61%下降到5.95%；线路损失率从9.64%下降到7.59%；平均单机容量达到5.68万千瓦。　　全国火电厂工业用水总量为1327亿吨，其中新鲜水量为397亿吨，重复用水量为930亿吨，水的重复利用率为70%。全国火电厂工业固体废物产生量为 1.72亿吨，其中粉煤灰为1.38亿吨、渣为0.32亿吨；工业固体废物综合利用量为1.2亿吨，其中粉煤灰为0.95亿吨、渣为0.25亿吨。干灰场得到普遍应用，节约了占地和用水。灰渣综合利用的水平不断提高。在许多地区100%得到利用。　　（三）电力科学技术水平有较大提高　　电力装备技术水平差距不断缩小。火电主力机型从50、60、70年代的5万、10万、20万千瓦，发展到80年代利用引进技术生产30和60万千瓦，进入新世纪以来60万千瓦超临界、100万千瓦超超临界机组引进技术国产化进程明显加快；水电具备了70万千瓦机组的制造能力；核电可以自主设计生产65万千瓦压水堆核电机组。电网已具备750千伏及以下、额定电流4000安培及以下、短路电流水平63千安及以下交流输变电设备研发及制造能力，产品类型涵盖 “常规敞开式设备 ”至“全封闭组合电器”在内的全系列。±500千伏及以下高压直流输电工程的关键设备—晶闸管阀及换流变压器已基本实现由国内成套供货。交、直流输电系统控制保护设备的技术水平已居于世界领先行列。　　电力发展水平走在世界前列。一是火电机组参数等级、效率不断提高，2004年上海外高桥二期工程90万千瓦引进技术超临界机组、河南沁北、江苏常熟两个 60万千瓦超临界机组国产化依托工程成功投入运行，浙江玉环100万千瓦超超临界机组国产化依托工程及山东邹县、江苏泰州等一批同类项目正在顺利实施。二是水电建设代表了当今世界水平，建成了以三峡工程为代表的一批具有世界一流水平的水电工程。三是核电自主化程度不断提高，秦山二期建成投产标志着我国已具备65万千瓦压水堆核电机组的研发制造能力。四是超高压技术跻身国际先进行列，500千伏紧凑型、同塔多回、串联补偿等技术得到应用，2005年9月26 日，我国第一个750千伏输变电示范工程（青海官亭至甘肃兰州输变电工程）正式投入运行，这标志着我国电网建设和输变电设备制造水平跨入世界先进行列；现已开始规划建设交流 1000千伏特高压输变电试验示范工程。五是直流输电技术快速发展，已先后建成单回输送容量120万千瓦的葛上直流工程、单回输送容量180万千瓦的天广直流工程、单回输送容量均为300万千瓦的龙政、三广及贵广I回直流工程，在建和已建的直流线路工程的长度达到了7000公里，并已开展800千伏级特高压直流输电工程可行性研究工作。　　（四）可再生能源发电取得进步　　风力发电建设规模逐步扩大。从“七五”开始建设风力发电场，到2004年底，内地已建成43个风力发电场，累计装机1292台，总装机容量达到76.4万千瓦，占全国电力装机的0.17%。单机容量达到2000千瓦。　　地热发电得到应用。到1993年底，西藏地热发电的总装机达到28.13兆瓦，约占全国地热发电装机(包括台湾在内)的94%；年发电量9700万千瓦时，占拉萨电网约20%。　　太阳能发电开始起步。至1999年，光伏发电系统累计装机容量超过13兆瓦。2004年建成容量为1兆瓦的太阳能发电系统，这是目前中国乃至亚洲总装机容量第一的并网光伏发电系统，同时，也是世界上为数不多的兆瓦级大型太阳能光伏发电系统之一。　　小水电建设取得巨大成绩。截止到2000年底，全国已建成小水电站4万多座，装机达2485万千瓦，占全国水电装机的32，4％，占世界小水电开发量的40％以上，年发电量800亿千瓦时，占全国水电发电量的36.27%。　　（五 ）电力需求旺盛，发展潜力巨大　　国民经济持续快速增长，对电力的拉动作用巨大。上世纪70年代起，我国基本处于长期严重缺电的局面，电力供应短缺是制约经济发展的主要瓶颈。随着电力工业快速发展，1997年开始实现了电力供需的基本平衡，部分地区供大于求。进入新世纪，随着我国实施西部大开发战略，实行积极财政政策和扩大内需的经济方针，国民经济持续发展，电力需求增长也屡创新高。继2001年用电增长9%之后，2002年增长11.8%、2003年增长15.4%、2004年增长 14.8%。经济较发达的长江三角洲、珠江三角洲等沿海地区电力需求持续旺盛。从2002年下半年开始，全国电力供需状况又趋紧张，发电装机利用率（利用小时数）大幅提高，局部地区开始启用限电措施。2003年～2004年，全国电力供需平衡继续总体偏紧。整体看来，由于人均发电装机占有量偏低，电力供应的高速增长仍难以满足更快增长的电力需求，电力工业仍存在较大发展空间。　　（六）结构性矛盾突出，技术升级任重道远　　电源结构有待优化。一是煤电比重很高，近几年又增长较快，所占比重进一步提高，水电开发率较低，清洁发电装机总容量所占比例较小；二是20万千瓦及以下机组超过1亿千瓦（4403台），其中10万千瓦及以下有6570万千瓦（3993台），加之目前各地小机组关停步伐明显放缓、企业自备燃油机组增多，燃煤和燃油小机组仍占有过高比重，投入运行的60万千瓦及以上火电机组仅55台，大型机组为数较少；三是在运行空冷机组容量约500万千瓦，与三北缺水地区装机容量相比，所占比例低，其节水优势没有体现出来；四是热电联产机组少，城市集中供热普及率为27％；五是电源调峰能力不足，主要依靠燃煤火电机组降负荷运行，调峰经济性较差。　　电力生产主要技术指标与国际水平还有一定差距。火电机组参数等级不够先进，亚临界及以上参数机组占40％，高压、超高压参数机组占29％，高压及以下参数机组占 31％；超临界机组仅960万千瓦，占火电装机总量的2.95%。国产大机组的经济性落后于相应进口机组，30万千瓦容量等级，国产亚临界机组的供电煤耗比进口机组高4～12g/kWh；60万千瓦容量等级，国产亚临界机组的供电煤耗比进口机组高20～23g/kWh，比进口超临界机组高28～39.5g /kWh。在30万千瓦、60万千瓦亚临界机组主、辅机引进消化过程中，由于主、辅机出力、可靠性等因素影响，形成从标准上、设计和管理上要求增大辅机配备裕度，直接导致辅机运行偏离经济工况，厂用电升高，机组经济性下降。电网的平均损失率为7.71%,尚有进一步降低的空间。清洁煤发电技术、核电技术的进步较慢，大型超(超)临界机组、大型燃气轮机、大型抽水蓄能设备及高压直流输电设备等本地化水平还比较低，自主开发和设计制造能力不强，不能满足电力工业产业升级和技术进步的需要。　　二、发展趋势　　未来20年，是我国经济和社会发展的重要战略机遇期。目前我国人均国内生产总值已超过1000美元，进入了世界中低收入国家行列，消费结构升级，工业化进程加快，城镇化水平提高，人均用电量超过1400千瓦时，进入了重工业化发展阶段。加快工业化、现代化进程对电力发展提出更高的要求。　　（一）电力建设任务艰巨　　资源条件制约发展。我国水能、煤炭较丰富，油、气资源不足，且分布很不均衡。水能资源居世界首位，但3/4以上的水能资源分布在西部。我国煤炭探明保有储量居世界第三位，人均储量为世界平均水平的55%。我国天然气和石油人均储量仅为世界平均水平的11%和4.5%。风能和太阳能等新能源发电受技术因素限制，多为间歇性能源，短期内所占比重不可能太高，需要引导积极开发。　　电力发展与资源、环境矛盾日益突出。电力生产高度依赖煤炭，大量开发和燃烧煤炭引发环境生态问题，包括地面沉陷、地下水系遭到破坏，酸雨危害的地理面积逐年扩大，温室气体和固体废料的大量排放等。火力发电需要耗用大量的淡水资源，而我国淡水资源短缺，人均占有量为世界平均水平的1/4，且分布不均，其中华北和西北属严重缺水地区。同时，我国也是世界上水土流失、土地荒漠化和环境污染严重的国家之一。以我国的发展阶段分析，未来若干年，是大量消耗资源、人与自然之间冲突极为激烈的时期。目前的能源消耗方式，是我国能源、水资源和环境容量无法支撑的。　　经济增长方式需要转变。当前我国经济尚属于高投入、高消耗、高排放、不协调、难循环、低效率的粗放型增长模式。若按近几年的用电增速计算，2020年全国电力需求将高达11万亿千瓦时，相应发电装机24亿千瓦，发电用煤将超过50亿吨，是目前的6倍，这显然是不可能的。在持续、快速的经济增长背景下，经济增长方式中长期被GDP数字大幅上升掩盖的不足正逐渐显现，直接给经济运行带来隐忧。经济增长方式需要根本性转变，以保证国民经济可持续发展。　　改革开放以来，通过科技进步和效率提高，我国产值单耗不断下降，单位产值电耗从1980年的0.21千瓦时降至2000年的0.151千瓦时,下降了 0.059千瓦时。假如未来20年仍能保持这样的下降幅度，按照2020年GDP翻两番的目标，约可减少电耗3.22万亿千瓦时。节能提效空间巨大。　　电网安全要求不断提高。我国电网进入快速发展时期，大电网具有大规模输送能量，实现跨流域调节、减少备用容量，推迟新机组投产，降低电力工业整体成本，提高效率等优点。但随着目前电网进一步扩展，影响安全的因素增多，技术更加复杂，需要协调的问题，事故可能波及的范围更广，造成的损失可能会更大。 8·14美加电网事故造成大范围停电给全世界敲响了警钟，大电网的电力安全要求更高。　　（二）电力发展需求强劲　　经济增长率仍将持续走高。目前我国处于工业化的阶段，重化工业产业发展迅速，全社会用电以工业为主，工业用电以重工业为主的格局还将持续一段时间。随着增长方式的逐步转变、结构调整力度加大、产业技术进步加快和劳动生产率逐步提高，第二产业单耗水平总体上将呈下降趋势。　　从今后一个较长时期来看，一方面，随着工业化、城镇化进程以及人民生活水平的提高，我国电力消耗强度会有一个加大的过程，但另一方面通过结构调整，高附加值、低能耗的产业将加快发展，即使是高耗能行业，其电耗水平也应有较大下降。　　用电负荷增长速度高于用电量增长。预计用电负荷增长速度高于电量增长，但考虑加强电力需求侧管理，负荷增长速度与电量增长速度的差距将逐步缩小。预计 2010年我国全社会用电量为30450亿千瓦时左右，2005年～2010年期间平均增长6%左右；2020年全社会用电量将不低于45000亿千瓦时，后10年年均增长4%左右。　　（三）电力发展趋势特点鲜明　　我国电力发展的基本方针是：提高能源效率，保护生态环境，加强电网建设，大力开发水电，优化发展煤电，积极推进核电建设，适度发展天然气发电，鼓励新能源和可再生能源发电，带动装备工业发展，深化体制改革。在此方针的指导下，结合近期电力工业建设重点及目标，我国电力发展将呈现以下鲜明特点：　　结构调整力度将会继续加大。将重点推进水电流域梯级综合开发，加快建设大型水电基地，因地制宜开发中小型水电站和发展抽水蓄能电站，使水电开发率有较大幅度提高。合理布局发展煤电,加快技术升级，节约资源，保护环境，节约用水，提高煤电技术水平和经济性。实现百万千瓦级压水堆核电工程设计、设备制造本土化、批量化的目标，全面掌握新一代百万千瓦级压水堆核电站工程设计和设备制造技术，积极推进高温气冷堆核电技术研究和应用，到2020年核电装机力争达到 4000万千瓦左右。在电力负荷中心、环境要求严格、电价承受力强的地区，因地制宜建设适当规模的天然气电厂，提高天然气发电比重。在风力资源丰富的地区，开发较大规模的风力发电场；在大电网覆盖不到的边远地区，发展太阳能光伏电池发电；因地制宜发展地热发电、潮汐电站、生物质能（秸秆等）与沼气发电等；与垃圾处理相结合，在大中城市规划建设垃圾发电项目；到2020年力争使新能源发电装机比重超过4％。　　预计到2010年，全国发电装机容量7亿千瓦左右，年均增长6.7%，其中水电1.65亿千瓦,煤电4.68亿千瓦,核电1200万千瓦,气电3500万千瓦,新能源发电1000万千瓦。　　预计2020年全国发电装机容量将可能超过9.5亿千瓦左右，其中水电2.46亿千瓦（含抽水蓄能2600万千瓦），煤电5.62亿千瓦，核电4000万千瓦，气电6000万千瓦，新能源发电4100万千瓦。　　技术进步和产业升级步伐将会加快。

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