电力行业调研报告

2020年7月，KPMG(毕马威)携手多家国内外机构和多名行业专家，打造了《知·创明天—2030中国电力场景展望》报告，就未来电力发展方向、竞争格局、电力企业面临的挑战与应对策略等问题，对多位中国电力行业专业人士以及行业从业者进行了问卷调查及访谈，深入分析了中国电力的发展趋势以及面临的挑战。数字化与清洁化为主要发展方向近年来，中国电力行业迅速发展，行业规模大幅增长，在5G、物联网等高新技术的影响下，中国电力行业进入了转型升级的新时期，“泛在电力物联网”、“微电网”等规划层出不穷。在2019年9月至10月期间，KPMG(毕马威)联合国网能源研究院有限公司就未来电力发展方向、竞争格局、电力企业面临的挑战与应对策略等问题，对多位中国电力行业专家以及行业从业者进行了问卷调查。调查结果显示，受访的电力行业专家及从业者认为我国电力行业主要有数字化、清洁化、透明化、国际化和电气化五个发展方向，其中数字化与清洁化将是未来中国电力行业发展的主要方向。的确，目前数字化正在逐渐地改变电力行业的运营模式，我国对能源结构转型的要求也促使着电力行业朝清洁化的方向发展。新能源电力企业成竞争主体从未来电力行业市场竞争格局来看，根据KPMG的问卷调查，大部分受访者认为分布式能源的终端客户、新能源电力企业以及科技与互联网企业或将成为未来电力行业主要的竞争者。近年来，新能源电气企业如风电企业、水电企业、光伏发电企业等随着行业技术的逐渐成熟迅速发展壮大，其巨大的发展潜力让人十分期待未来其在电力行业市场中的表现。资产结构与布局成最大挑战电力行业未来发展前景较好，但同时也面临着较大的挑战。据KPMG的问卷调查显示。近97%的受访者认为电力行业将面临对电力企业资产结构和布局的挑战。其主要原因是近期外部国际环境和我国宏观经济的变化对电力行业产生了重大的影响，电力行业需要更加有效的资产组合管理。电力改革或带来重大影响近年来，电力行业在相关技术和国家政策的推动下正在逐渐转型与扩张。未来电力行业或将受电力改革，储能、特高压、人工智能等技术的驱动而迅速发展，同时也可能受到国际政治环境、石油价格以及贸易保护政策变动的影响。综合来看，电力行业发展前景较好，投资价值较大。（文章来源：前瞻产业研究院）

2020年7月，KPMG(毕马威)携手多家国内外机构和多名行业专家，打造了《知·创明天—2030中国电力场景展望》报告，就未来电力发展方向、竞争格局、电力企业面临的挑战与应对策略等问题，对多位中国电力行业专业人士以及行业从业者进行了问卷调查及访谈，深入分析了中国电力的发展趋势以及面临的挑战。数字化与清洁化为主要发展方向近年来，中国电力行业迅速发展，行业规模大幅增长，在5G、物联网等高新技术的影响下，中国电力行业进入了转型升级的新时期，“泛在电力物联网”、“微电网”等规划层出不穷。在2019年9月至10月期间，KPMG(毕马威)联合国网能源研究院有限公司就未来电力发展方向、竞争格局、电力企业面临的挑战与应对策略等问题，对多位中国电力行业专家以及行业从业者进行了问卷调查。调查结果显示，受访的电力行业专家及从业者认为我国电力行业主要有数字化、清洁化、透明化、国际化和电气化五个发展方向，其中数字化与清洁化将是未来中国电力行业发展的主要方向。的确，目前数字化正在逐渐地改变电力行业的运营模式，我国对能源结构转型的要求也促使着电力行业朝清洁化的方向发展。新能源电力企业成竞争主体从未来电力行业市场竞争格局来看，根据KPMG的问卷调查，大部分受访者认为分布式能源的终端客户、新能源电力企业以及科技与互联网企业或将成为未来电力行业主要的竞争者。近年来，新能源电气企业如风电企业、水电企业、光伏发电企业等随着行业技术的逐渐成熟迅速发展壮大，其巨大的发展潜力让人十分期待未来其在电力行业市场中的表现。资产结构与布局成最大挑战电力行业未来发展前景较好，但同时也面临着较大的挑战。据KPMG的问卷调查显示。近97%的受访者认为电力行业将面临对电力企业资产结构和布局的挑战。其主要原因是近期外部国际环境和我国宏观经济的变化对电力行业产生了重大的影响，电力行业需要更加有效的资产组合管理。电力改革或带来重大影响近年来，电力行业在相关技术和国家政策的推动下正在逐渐转型与扩张。未来电力行业或将受电力改革，储能、特高压、人工智能等技术的驱动而迅速发展，同时也可能受到国际政治环境、石油价格以及贸易保护政策变动的影响。综合来看，电力行业发展前景较好，投资价值较大。更多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》，同时前瞻产业研究院还提供产业大数据、产业规划、产业申报、产业园区规划、产业招商引资等解决方案。

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】2020年是决胜全面建成小康社会、决战脱贫攻坚的收官之年，也是李克强总理主持国务院常务会议要求，把“六保”“六稳”作为工作着力点，稳住经济基本盘的关键年，同时也是“十四五”规划的开局之年。“十四五”时期是中国开启全面建设现代化强国“两个十五年”新征程的第一个五年规划期，是推进电力行业发展的关键时期。电力作为支持经济发展的重要支撑，在保障能源安全、降低用能成本、稳定就业等方面皆有重要作用。科学谋划电力“十四五”规划对推动能源转型升级，实现电力行业高质量发展，保障经济社会持续健康发展具有重要意义。笔者从电力发展总体形势分析、电力多维度发展、能源现代化治理着力点出发，分析电力“十四五”规划重点方向及相应举措，旨在为“十四五”电力规划研究工作提供借鉴。总体形势分析在当前长期贸易紧张和政策高度不确定的环境下，全球增长前景明显趋弱。过去一年，不仅全球经济增长普遍放缓，国际贸易流动和全球制造业活动也陷入了同样的困境。2020年我国经济受到新冠疫情的影响，经济增速放缓，大规模减税降费、优化营商环境等政策的推出，为疫情过后经济的复苏注入强心剂。电力“十四五”规划在“十二五”提出的“加快能源生产和利用方式变革，强化节能优先战略，全面提高能源开发转化和利用效率”、“十三五”充分吸收“十八大”以来党的系列理论成果和习近平总书记关于能源发展“四个革命、一个合作”的战略思想论述，对能源绿色发展提出更高要求的基础上，统筹考虑能源电力增长与经济增长的关系、中美经贸摩擦对我国电力需求影响，国际能源安全、新冠疫情对用电需求的影响等因素，在习近平新时代中国特色社会主义思想指引下，进一步丰富完善安全发展内涵，丰富完善协调发展和绿色发展内涵，科学审慎推进去产能，更加注重能源系统的整体发展，更加注重使市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用，更加注重能源电力行业数字化与智能化转型，更加强调重大政策制定的科学性。电力多维度发展电力供需分析中美贸易摩擦、新冠疫情、全球经济增长缓慢等外在因素形成的连锁反应，使国内电力短期供给需求降低，将长期呈现螺旋上升趋势。中美贸易摩擦相关影响。由于中美经贸摩擦具有长期性，中美双方的磋商也会一直持续，未来将在什么时候、什么范围调整关税具有较大的不确定性，这将给量化中美经贸摩擦的影响以及准确预测电力需求走势带来很大困难。全球经济对电力供需的影响。从历史经验来看，电力消费增速的波动幅度往往要大于经济增速的波动幅度，因此,可以判断今后几年中美经贸摩擦对用电量增长的影响要大于对经济增长的影响。新冠疫情对工业企业用电影响。新冠肺炎疫情给我国能源行业带来一定冲击，但总体来看能源领域复产增产势头良好。截至目前，国内疫情已经得到基本控制，经济社会发展各项工作有序恢复，能源电力领域发展势头良好，从3月末开始，全国日发电量、电网日调度发受电量均开始超过去年同期水平，4月全国发电量已经转为正增长，电力需求逐步回升。预计今后疫情对我国电力产供销体系的影响将逐步降低，同时随着“两新一重”建设的推进，电力产业结构进一步优化，新模式新业态逐步发挥引领作用。相应重点：根据社会用电量、疫情对工业产业链影响、社会用电量与经济相关系数及联合国2020年世界经济与展望、中国经济2020~2025发展趋势，预计“十四五”期间电力消费需求达到9.5万亿千瓦时，比“十三五”期间有约2万亿千瓦时的增长空间，但电力消费需求增长率在2020~2022年相对放缓。电力负荷峰谷差持续加大，由于石油、天然气等相关资源限制及冬季采暖范围扩大等原因，导致冬季用电峰值上升较快，夏季及冬季日负荷双峰特征更加明显。受疫情影响，第二产业用电比重稳步下降，第三产业和居民用电占比随国内疫情趋于稳定将逐年提高，国家电网经营区域最大负荷增速将高于用电量。预计2025年电源装机27.6亿千瓦，其中水电4.87亿千瓦,核电0.89亿千瓦，风电3.5亿千瓦，太阳能发电3.4亿千瓦，气电1.79亿千瓦，煤电12.5亿千瓦，非化石能源发电装机占比达到48%。同时综合考虑环保及碳减排约束对煤电发展的影响、新能源大规模发展、水电和核电建设周期较长等因素，“十四五”期间我国东中部区域电力平衡面临较大压力。如果仅考虑已明确的“十四五”期间投产电源和跨区输电通道，2025年国家电网公司经营区东中部地区高峰时段电力供应能力明显不足，其中，华北受端、华东、华中等地区的电力缺口将分别达到2400万、3400万和2800万千瓦。因此需要多措并举，包括增加高保证出力电源、跨区调剂以及加大需求侧响应力度等手段，以满足电力供应。电力数字化转型分析电力行业数字化转型对内提升效率，对外加强企业市场竞争活力，数字化转型是发展能源互联网的关键环节之一。新一轮信息革命正在推动工业经济向数字经济转变，成为引领全球经济新一轮增长的全新动能。各行各业都在推进数字化与智能化转型，能源革命与数字革命深度融合是大势所趋。推进能源数字化、智慧化转型，创新发展能源互联网，为破解多维目标平衡挑战、挖掘更大绿色发展效益提供新路径。“十四五”是确立未来国家级工业互联网主平台的关键窗口期。是否拥有工业互联网平台，决定着企业和行业能否进化到下一代的组织形态。能源领域必须走出一条具有自身独特赋能规律的工业互联网之路。数字技术的飞速发展使企业间的大规模协作成为可能。能源互联网将开创一种新产业，形成一种新的生态关系和治理体系。这表现为多方之间发展的不平衡不充分关系转化为共建共享共荣的协调一体关系，形成能源产业价值共创共享的合力，更有效地促进营商环境优化及投资、市场、规则等治理现代化，将以一种平台型的数字能源经济新业态，带动产业升级、促进能源革命。另一方面，工业互联网成为影响全球竞争格局的关键领域。相应重点：能源电力企业积累的海量行业领域专业数据将首先被应用于业务运营效率的提升；以数据挖掘推动运营决策精益化，通过数据感知网络采集上来的数据，需要通过分析挖掘来实现价值的释放；优化产品质量向提升消费体验转变。随着全球能源监管强度不断提升，仅依托能源供应将难以实现利润增加。同时，当今客户不只关注产品本身，而且越来越重视消费体验。在这样的趋势下，越来越多的能源电力企业开始依托数据驱动客户体验的改善；以能源数字化推动商业模式创新数据成为数字时代新模式、新业态创新的主要动能，能源电力企业也在不断探索新的商业模式。能源电力企业立足于传统业务，利用行业技术和数据的优势，拓展和培育新的业务领域。能源安全分析在国家能源“四个革命、一个合作”的战略和“六稳、六保”的中央工作指引下，传统电网安全需向更加智能、安全、高效、绿色转变。能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题，对国家繁荣发展、人民生活改善、社会长治久安至关重要，保障国家能源安全，积极面对能源发展新形势，服务经济社会发展，必须推动能源生产和消费革命。电网安全关系到国家能源安全，不同于石油、天然气对外依存度较高，电网的自给率较高。但现阶段我国包括特高压交直流在内的主网架发展依然处在过渡期，电网结构还不完善，随着渝鄂背靠背直流、华北和华中特高压交流环网等重点工程建设投产，主网结构将发生较大变化，系统安全稳定问题将呈现新特点。相应重点：新一代电力系统的建设从“源—网—荷”环节入手，依托更灵活友好的电源、更智能弹性的电网和更互动多元的用户，利用更先进的技术，推进新一代电力系统建设，实现绿色、安全、智能和高效；结构合理的特高压主干网架，依赖交流与直流、送端与受端电网、各电压等级的协调发展；充分利用先进控制理论和广域信息，依托二次系统的光纤化、网格化、信息化、智能化，建设电力调度自动化、安全控制及继电保护系统，实现“在线分析、安全预警、自动控制”，全面提升新一代电力系统的综合控制能力和安全稳定运行水平；需要依托能源和互联网技术的融合，尤其是人工智能、大云物移技术和电力物理系统的融合。新能源发展分析新能源大规模并网，但其保障性收购与市场化交易如何对接、新能源如何参与现货市场试点、如何设计火电参与市场交易电量比例促进新能源消纳？这些问题是“十四五”期间的研究重点。我国新能源发展迅速，应用规模不断扩大，成本持续降低，消纳矛盾明显缓解，清洁替代作用日益显著，但同时也面临一系列的问题需在“十四五”期间给予解决：一是新能源发电在时间维度上具有季节性、时段性波动和随机特点，在地域上又呈现能源资源和负荷的逆向分布等特点，需要多资源互补、跨地域互补，目前我国网源统筹协调规划还难以实现相关要求。二是我国电力市场建设刚刚起步，现货市场建设还处于试点阶段。调峰辅助服务市场机制不完善，火电机组调峰能力得不到充分调用。目前的电力市场设计还无法适应多元主体的不同利益诉求。三是合理弃风弃光有利于提高电力系统运行的整体经济性，新能源发展规模比较大的国家均存在不同程度的主动或被动弃风弃光现象，需要研究确定合理的弃风弃光率。相应重点：“十四五”期间，新能源的发展要完善可再生能源竞争性配置，进一步加强新能源项目管理，建立无补贴新能源项目管理机制，建立健全电力辅助服务市场机制，找到新能源保障性交易与市场化交易价格平衡点。根据合理的弃风弃光率，规范调整弃电统计原则。积极引导新能源高效利用、有序发展，完善能源产供销体系，提升能源储备能力。构建更安全清洁的能源供给体系，强化科技支撑和政策支持，进一步完善与新能源发电相配套的火电机组发电计划，实现电力安全稳定供应。能源现代化治理着力点在前文的分析基础上，为完成电力“十四五”能源治理体系和治理能力现代化任务，奠定能源安全新战略长远根基，还需考虑以下几点内容：一是深入推进电力体制改革，将增量配电改革试点企业的电力规划，纳入到省级及以下电力发展总体规划中，进一步减政放权，并在政府监管机构的统筹工作实施计划下，保障独立售电企业等市场主体正常参与市场交易和经营。二是响应政府工作报告，扩大有效投资，加快“两新一重”建设的号召，保持投资强度，优化投资布局，推进“两线”、“两化”战略，推动一体化大型清洁能源基地建设，加快绿色发展步伐，促进企业转型升级。三是统筹安全和经济，坚持“安全第一”，没有安全的节约是无效的，在保障万无一失的前提下，尽可能降低成本投入；考虑经济投入，调优存量、做优增量，避免设备和电网的投资浪费；关注技术的双刃剑，试点示范先行，不盲目推广应用。四是要大力推进科技创新，联合央企及国际国内上下游企业、高校、科研院所，建立联盟、研究机构等多种形式的能源电力创新共同体，支持开展项目柔性组织工作方式，不断强化关键环节、关键领域、关键产品保障能力，推动核心技术国产化替代，通过自主创新提升我国产业链供应链韧性，促进行业技术发展和学科进步。免责声明：以上内容转载自北极星火力发电网，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

近年来，中国电力生产和电力消耗量不断增长，火力发电占比达70%以上，同时，由于我国能源分布不均，能源集中分布在西部和北部地区，然而电力消费集中在东部和中部地区，因此我国远距离跨区送电量持续增长，大容量、远距离输电是我国电网发展的必然趋势。发电量稳步增长据国家统计局统计数据显示，2014年以来，我国电力生产行业总发电量呈现稳步增长趋势。2019年，我国总发电量为75034.3亿千瓦时，同比增长4.7%。2020年1-2月，全国发电总量为10982亿千瓦时，同比增长2.9%，增速比2019年同期下滑8.1个百分点。火力发电仍是主要发电方式从发电方式来看，目前，我国仍以火力发电为主要发电方式，据中电联数据显示，2020年1-2月，全国规模以上电厂火电发电量为8427亿千瓦时，占比76.73%;水电发电量为1357亿千瓦时，占比12.36%;核电发电量为484亿千瓦时，占比4.41%;风电发电量为653亿千瓦时，占比5.95%。发电设备累计装机容量增速放缓据国家能源局统计数据显示，2014-2019年，中国电力工程建设中，发电装机容量持续提升，近年来增速有所放缓，2019年，我国发电装机容量达201066万千瓦，同比增长5.8%。2020年1-2月，我国新增发电机装机容量为790万千瓦，截至2020年2月底我国发电机装机容量达201856万千瓦。新冠影响下第二产业和第三产业用电量有所下滑2018年全社会用电量达6.84万亿千瓦时，2019年全社会用电量达7.23万亿千瓦时，比上年增长4.5%。2020年1-2月，受新冠影响，全社会用电量累计10203亿千瓦时，同比下降7.8%。分产业看，第一产业用电量114亿千瓦时，同比增长3.9%;第二产业用电量6221亿千瓦时，同比下降12%;第三产业用电量1928亿千瓦时，同比下降3.1%;城乡居民生活用电量1940亿千瓦时，同比增长2.4%。跨区送电量持续增长我国的能源资源与负荷中心呈现十分不均衡的分布特征，能源的总体分布为西多东少、北多南少，电力需求中心却长期处于东中部地区，我国80%以上的能源分布在西部和北部，而75%的电力消费集中在东部和中部。根据中电联的统计数据显示，2020年1-2月全国跨区送电完成688亿千瓦时，同比增长11.8%，全国各省送出电量合计1917亿千瓦时，同比增长9.8%。以上数据来源于前瞻产业研究院《中国发电机及发电机组行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》，同时前瞻产业研究院提供产业大数据、产业规划、产业申报、产业园区规划、产业招商引资等解决方案。

第一章 行业概况电力行业（Electric Power) 主要应用于生活办公、高耗能行业等传统领域以及目前兴起的电动汽车充电领域，火电为电能的主要获取方式，而随着资源的枯竭以及社会对于环保问题的关注度越来越高，可再生及新能源发电的占比正在越来高。从发电到用电中间需要经过输电、变电、配电，完全由国家电网、南方电网掌控，整个过程都牵涉到了电力设备行业，两大电网是电力唯一的收购者和出售者，而电价则由发改委进行行政审批，发电侧和售电侧的电价无法由市场决定，整个电力行业处于一种垄断经济状态，未来电力行业的发展如何，主要取决于电力市场化改革的进程以及电能替代的程度。根据国家统计局国民经济行业分类，电力行业包括发电和供电两个子行业，其中发电行业又可细分为火力发电（火电）、水力发电（水电）、核力发电（核电）和其他电力生产（包括：风力发电、太阳能发电、生物质能发电等）。图 电力行业产业链电力行业主要包括5个生产环节：1) 发电，包括火力发电、水力发电、核能和其他能源发电；2) 输电，包括交流输电和直流输电；3) 变电；4) 配电；5) 用电，包括用电设备的安装、使用和用电负荷的控制，以及将这5个环节所存在的设备连接起来的电力系统。此外，还包括规划、勘测设计和施工等电力基本建设，电力科学技术研究和电力机械设备制造。图 电力行业产业链及环节分布图 主要发电方式及优缺点中国电力的上游资源主要分布在西部区域，而主要用电方分布在东部区域，不同的资源秉性，决定了最具优势的发电方式，而因为这种资源分布特点及优势，加上社会对环保等问题的关注，使就近生产的呼声越来越高。全国电力供需局部地区、局部时段缺电的情况将依然存在，煤电衔接、电价改革、电源与电网的协调等仍是行业发展需要进一步解决的问题。由于行业发展临近拐点，电源建设应选择符合国家政策支持范围的项目，电网领域的投资价值则逐渐显现。电力工业的技术装备水平不断提高，到1984年底，到1985年底，单机容量10万千瓦以上的火力发电机组已达3094万千瓦，单机容量60万千瓦的火力发电机组已开始运行；在电站大机组上，安装了一些自动安全监测装置。发电量只有43.1亿度。有些电站采用了电子计算机分部监控；在电网中，到1949年全国发电设备容量为185万千瓦，比较普遍采用了提高电网运行稳定性的技术措施，并采用了载波、微波、特高频等多样化通讯手段。但增长速度缓慢。中国电力行业实行了水电、火电并举的方针。第二章 商业模式和技术发展2.1 产业链价值链商业模式2.1.1 电力产业链20世纪出现的大规模电力系统是人类工程科学史上最重要的成就之一，是由发电、输电、变电、配电和用电等环节组成的电力生产与消费系统。它将自然界的一次能源通过机械能装置转化为电力，再经输电、变电和配电将电力供应到各用户。图 电力行业与电力消费产业链上游发电行业包括五大发电集团：中国华能、中国大唐集团、中国华电集团、中国国电、国家电投；“四小豪门”发电集团：国投集团、神华集团、华润集团和中广核，以及众多的地方性发电企业。中游输配电行业形成寡头垄断格局，中国南方电网、国家电网两家公司占了94%的输电线路。下游用电按行业分为六种，分别是工业用电、商业用电、住宅（居民）用电、排灌用电、非工业用电和农业生产用电，不同的用电类别执行不同的电价。图 电力行业产业链及价格链构成 产业链上游及趋势1) 火电发展趋缓重点是节能减排和成本控制。目前中国电力供给结构中，火电占比最大，其次是水电。水电和核电的比例虽有所提高，但仍然占比较小，一次能源消费结构没有出现太大的变化。2015-2019年，全国电力行业整体增速放缓。其中，水电和火电的增速出现明显下滑，核电增长平稳，主要原因是中央陆续出台政策带动火电企业的供给侧改革，工业转型升级逐步淘汰落后产能，电力的发展重心放到调整电源结构和技术升级上。图 2019年中国电力供给结构2) 水电资源开发基本完毕，开发成本上升，行业发展空间被压缩可再生资源包括水能、生物质能、风能、太阳能、地热能和海洋能等，他们具有可持续利用和环保的特性，其中水电是目前成熟的可再生能源发电技术，在世界各地得到广泛应用。水电开发面临的生态环保压力较大，因为水电建设过程中对周围生态环境会有一定影响，造成生物生存环境、植被和地貌的改变，因此要对水电项目周围的居民进行移民安置。3) 核电迎来发展良机国内电力供需结构调整，传统火电被去产能化，水电高速成长期已过，部分地区在用电高峰期出现供给偏紧的情况，核电是电力行业在当前政治经济形势下大基建政策的最好发力点之一。同时核电技术作为技术成熟的清洁能源，相对于传统电力，可以有效地减少工业污染排放。 产业链中游及趋势网包含变电、输电、配电三个单元，它的任务是输送与分配电能，改变电压。电网连接能源生产和消费，是能源资源转换利用的枢纽和基础平台，在适应和引领电气化进程中发挥关键作用。从能源生产环节看，清洁能源大规模开发利用，客观上需要大幅提高电网大规模、远距离优化配置资源的能力。 从终端消费环节看，随着电动汽车、电加热、电采暖、冷热电多能联供、分布式能源系统等各种能源利用方式蓬勃发展，对电网安全稳定控制能力和灵活性、智能化水平提出新的要求。图 核电产业链2.1.2 商业模式 火电企业商业模式在电力体制改革前，火力发电企业作为整个发输配售一体化垄断经营的电力企业的一个部分存在，其商业模式主要表现为一个电力生产车间、资产管理单位﹑成本中心。，研究认为，火电企业是典型的资产集中的 MED（维护Maintenance，维修Repair，运行Operation）型企业，信息化在其中起着非常重要的作用，包括降低成本（节能降耗、提高效率)，优化经营（优化调度，组合效益)，实现管理规范化、创新和效率平衡，提升企业价值。电力体制改革后，火电环节从电力企业中分离出来，将生产的电力卖给电网企业。理论上，火电企业特别是集团公司层面的火电企业应该与一般工业企业本质上没有差异，比如在满足顾客需要比如安全生产的基础上，通过降低成本和改进服务，实现利润最大化。国外虽然揭示了电力市场条件下火电企业的一些特殊性，比如日前市场火电容里抑制的投机行为，长期市场减少投资提高火电利用小时和单位容量利润的对策等，但是﹐总体上仍然为我们提出了一个更加接近市场竞争行业企业的运营模式。当前我国火电企业的生产经营行为可以概括为三个方面：第一个方面是安全生产行为。电力行业作为国家基础性产业，其安全生产保障的重要性毋庸置疑。第二个方面是员工负责行为。火电企因为其国有企业的背景，企业员工基数较大，且员工收入水平一直维持在所在地的中上游水平，维持员工收入水平并加强员工培训﹐提高员工素质，一直都是火电企业的重要经营目标。第三个方面是预算指标讨价还价行为。面对挑战与机遇并存的外部环境，火电企业作为一个市场主体，转变经营理念，建立预算管理体系，并选择合理的预算管理模式和预算指标无疑是非常重要的。图 火电行业主要商业模式图 风电产业链概览目前，国内风电企业的商业模式主要是，通过严格控制项目造价和运营成本，获得所属风电标杆价区的上网电价收入。由于风电设备价格趋于稳定且透明，所以风电发电利用小时数成为影响项目收益最关键的指标。但是，电网接纳能力不足、风电场建设工期不匹配和风电不稳定等问题却又导致大量的弃风限电问题，风电项目单纯依靠电量上网难以保证合理的收益水平。图 国内主要风电企业及比重 水电商业模式一般水电开发具有初期投资巨大、建设周期漫长、以贷款资金为主的高杠杆、运行成本低、投资回收期长、强大的现金流等特点，水电站建成投入后其营运就相对简单。水电站的收入主要依赖于发电量（机组利用率)、电量结构（丰枯峰谷之间的分布)及上网价格，作为公共事业上网价格虽然近年有不断上涨的趋势但总体上仍受严格管制，而机组利用率及电量结构基本靠天吃饭，但对那些具有年或多年调节能力的梯度水电可以经过有效调度不仅能够提高机组利用率而且能够在电力紧张电价较高的枯期分配更多的电量，这类水电站将具有巨大的经济效益，比如澜沧江上具有调节能力的小湾电站投入运营后就给下游的漫湾、大朝山和景洪电站带来巨大的补偿调节效益。图 水电公司商业模式 光伏发电商业模式包括大型地面光伏发电商业模式和分布式并网光伏发电商业模式，国际上对于分布式光伏发电系统所采用的激励政策或商业模式目前有3种:“上网电价”(Feed-in Tariff， FIT）政策，“净电量结算”(Net Metering）政策，和“自消费”(Self-Consumption)政策。图 光伏发电市场分类2.2 技术发展 智能电网技术智能电网已经成为全球电网发展和进步的大趋势，欧美等发达国家已经将其上升为国家战略。我国在智能电网关键技术、装备和示范应用方面具有良好的发展基础和国际竞争力。智能电网技术体系涵盖发电、输电、变电、配电、用电和调度等多个环节。 我国新一代能源系统技术能源开发实施清洁替代，能源消费实施电能替代，是人类用能模式的发展趋势与终极目标。构建新一代能源系统，需要重点研究解决源端、受端和传输的一系列重大科学和工程技术问题。 全球能源互联网技术全球能源互联网技术是基于清洁能源主导、能源消费电气化和全球配置能源资源的思路，解决可再生能源大规模利用在空间和时间上扩展的前瞻性技术问题。“十三五”期间，需要研究全球能源互联网战略规划技术；重点突破适用于大容量、远距离输电技术，以及大电网安全稳定运行和控制技术等。 高效清洁火力发电技术发展高效、清洁、低碳的燃煤发电技术与清洁的燃气发电技术是我国经济社会发展的迫切要求和维护国家安全的重大战略需要。其发展方向一是提高煤炭的能源利用率；二是降低发电机组的污染物排放浓度和总量；三是减少CO2的排放强度。 可再生能源发电及利用技术可再生能源是世界各国科技创新部署的重点，是未来能源电力技术发展的方向。当前，以新能源为支点的我国能源转型体系正加速变革，大力发展新能源已经上升到国家战略高度，未来我国新能源还将大规模发展。 水力发电技术我国的大坝设计和建设、地下大型洞室设计和建设、大型水轮发电机制造等技术均已跻身世界先进水平行列。未来水电发展重点将在高坝工程防震抗震技术、超高坝建设技术、大型地下洞室群关键技术、流域梯级水电站联合调度运行技术、环境保护、移民安置与生态修复技术、数字化、智能化等方向。 先进核能发电技术核能发电是我国能源战略的重要选择，核能技术是我国少数几个在世界上有望获得核心竞争力的高新技术领域，核电“走出去”作为国家战略进行部署的态势已逐渐明确。“十三五”期间，我国核电技术需要重点攻关和提高第三代压水堆核电技术和装备、研究开发第四代核电技术以及模块化小型核反应堆技术等。2.3 政策监管 行业主要监管部门1) 国家发展与改革委员会国家发展与改革委员会作为国家经济的宏观调控部门，负责制定我国的能源发展规划、电价政策，并具体负责项目审批及电价制定。2) 国家能源局2013年国家能源局、原国家电力监管委员会的职责整合，重新组建国家能源局，由国家发展和改革委员会管理。 行业自律组织行业全国性自律组织主要有中国资源综合利用协会可再生能源专委会、中国可再生能源学会等。1) 中国资源综合利用协会可再生能源专委会中国资源综合利用协会可再生能源专委会致力于推动可再生能源领域技术进步和先进技术的推广，积极促进中国可再生能源产业的商业化发展，是联系国内外产业界与政府部门和科研机构的重要纽带。2) 中国可再生能源学会中国可再生能源学会是国内可再生能源领域全国性、学术性和非营利性的社会团体，下设光伏专委会、风能专委会等多个专业委员会，旨在成为科技工作者、企业和政府之间的桥梁，对外学术交流和技术合作的窗口，致力于促进我国可再生能源技术的进步，推动可再生能源产业的发展。第三章 行业估值、定价机制和全球龙头企业3.1 行业综合财务分析和估值方法图 综合财务分析电力行业估值方法可以选择市盈率估值法、PEG估值法、市净率估值法、市现率、P/S市销率估值法、EV/Sales市售率估值法、RNAV重估净资产估值法、EV/EBITDA估值法、DDM估值法、DCF现金流折现估值法、NAV净资产价值估值法等。表 境外电力公司估值对比3.2 行业发展和驱动机制及风险管理3.2.1 行业发展和驱动因子电力行业是关系国计民生的重要基础产业和公用事业。电力的安全、稳定和充分供应，是国民经济全面、协调、可持续发展的重要保障。新中国成立以来，特别是改革开放以来，电力工业走过了一条不平凡的发展道路，发展速度不断加快，发展质量日益提高，服务党和国家工作大局、服务经济和社会发展、服务电力用户的能力逐步增强，取得了举世瞩目的成绩，实现了历史性的跨越。据国家统计局统计数据显示，2014年以来，我国电力生产行业总发电量呈现稳步增长趋势。2019年，我国总发电量为75034.3亿千瓦时，同比增长4.7%。2019年以来，我国能源互联网建设加快，终端能源电气化水平有所提高；电力体制改革进一步深化，电力市场建设提速；电力科技创新加快，标准化建设取得显著成效；同时，构建全球能源互联网成为全球共识和行动，电力国际合作进一步深化。2020年1-2月，全国发电总量为10982亿千瓦时，同比增长2.9%，增速比2019年同期下滑8.1个百分点。图 国内电力消费结构变化图 全国累计用电量增速驱动因素1) 质量变革上要以供给侧结构性改革为主线，大力提高电力供给的清洁化、低碳化和智能化水平。要进一步明确电力行业可持续发展的战略方向和目标，按照“全国一盘棋”的思路不断改进电力布局和配置方式，推进跨区跨省资源优化配置、电源集中与分散开发并举，鼓励多能互补和智慧能源发展。2) 效率变革上要以电力交易为突破口，加快推进相关领域各个环节的重大改革。需进一步打破计划思维和体制的束缚，全方位推动电力体制改革，有力推进与电力企业密切相关的国资国企改革以及煤炭、天然气、铁路等行业改革，进一步释放改革红利和发展活力。进一步明确和完善电力市场交易品种和规则、电力系统辅助服务激励机制、可再生能源价格机制和激励政策、交叉补贴、输配电价、普遍服务、热力与燃料价格联动机制等核心制度，使电力企业真正成为自主经营、自负盈亏、自我约束、自我发展的市场主体。3) 动力变革上要以培育新动能为着力点，全面实施电力行业创新驱动发展战略。扎实推进先进技术的产业化、商业化进程。创新应用上，要积极引导和鼓励先进适用技术装备在发、输、配、用等环节的应用，加快探讨实施电力现货以及期货等金融产品和商业模式的创新和应用，大力推动“互联网＋”、人工智能、大数据应用等信息化行动的落地实施，持续提升电力系统的自动化、数字化和智能化水平，为广大用户提供选择多、响应快、质量好、费用省、体验佳的电能产品和服务。4) 智能电网技术。建设智能电网在客观上为调整、优化电力和能源结构提供了有利条件和机遇，并且可为电力企业提高运行效率及可靠性、降低成本。通过对电力生产、输配、用电各个环节的优化管理，可以节省电费、实现智能管理、具有更强的可靠性和使用效率、增加可再生能源的使用、支持混合动力车的接入等。5) 清洁能源发电继续快速发。未来一段时期，除发展清洁高效、大容量燃煤机组，优先发展大中城市、工业园区热电联产机组，以及大型坑口燃煤电站和煤矸石等综合利用电站外，还将积极推进西南地区各型水电站建设；在确保安全的基础上高效发展核电；同时还将加强并网配套工程建设，有效发展风电；积极发展太阳能、生物质能、地热能等其他新能源。3.2.2 行业风险分析和风险管理 信用风险电力行业装机量和发电量持续增长但增速不断放缓，清洁能源占比持续上升，电力行业仍面临较为复杂的外部环境。电力行业杠杆水平较高，固定资产占比很大，资产流动性较弱，部分杠杆水平较高的电力企业将面临一定流动性风险。电力企业经营性现金流持续大幅流入，但短期债务偿债压力仍较大，部分偿债能力较弱的电力企业仍需加强关注。 运营管理风险。风险不是只针对发电、售电主体，也需要关注作为市场运营商、系统运营商的调度、交易中心的行为，即他们作为管理者在应急管理、操作流程合规，还有一些具体细节上做法是否合理，是否存在优化的可能。 燃料风险燃料风险是当前和未来几年时间里电力行业面临的最主要的风险。无论是发电用天然气还是电煤，价格都在一路猛涨。而国家对于梳理煤电矛盾还没有特别高效实用的手段。 宏观经济波动风险宏观经济波动导致经济基本面出现波动，继而导致全社会用电普遍出现波动，因此，宏观经济波动主要通过电力需求把风险传递给电力行业。 产能过剩风险《大气污染防治行动计划》和《关于促进我国煤电有序发展的通知》进一步督促各地方政府和企业放缓燃煤火电建设步伐，以应对目前日益严重的煤电产能过剩局面，以期化解由此带来的能源行业运行风险。3.3 竞争分析图 电力行业100强企业的国家分布全球经济发展动力不足和电力需求持续低迷的背景下，中国电力企业发展后劲充足，在国际电力领域占据了较好的优势地位。无论是规模、成长还是安全方面，中国企业都已经占据了头部地位，表明中国电力行业发展水平处于综合优势地位。中国已经成为与美国相当的世界电力大国。 水力发电：中国、巴西和美国是全球三巨头水力发电(Hydropower)是利用工程措施将天然水能转换为电能的过程，也是水能利用的基本方式。水力发电常与防洪、灌溉、航运等相结合，进行综合利用。根据IHA（国际水力发电协会）2020年的报道，2019年水力发电总装机容量为1308GW，中国为356.40GW，占总量的27.2%。在全球发电份额中，水力发电仅次于燃煤发电和燃气发电，居世界第三。水力发电是再生能源发电的“领头羊”，远比风力和太阳能的发电量多。图 世界上最大的20个电站 风力发电：中国名列前茅风电场(Wind Farm)，又称“风力发电场”。由一批风力发电机组或风力发电机组群组成的电站。风力发电的成本接近天然气发电，是目前较经济的再生能源之一。海上风能比陆上多40%的产能，但装置成本比陆地高60%，并且风险高。尽管如此，与成本昂贵的光伏发电比较，发电量大的离岸风力发电仍然显示出优越性。根据BP2020年的报告，2019年全球风电场年增长12.5%，发电量为1429.6TWh，其中发电量最多的国家是中国，中国于2016年超过美国，2019年增长10.9%，发电量为405.7TWh，占全球风电场发电总量的28.4%。 太阳能发电：中美两国发电量占比近半根据REN212020年的统计，2019年全球光伏装机容量增加了115GW，装机容量达到627GW。根据BP2020的报告，2019年全球太阳能发电占全球发电总量的2.7%，占再生能源发电总量的10.0%，其份额较少，但进展较快。太阳能发电最多的国家是中国和美国，两国之和占全球太阳能发电总量的45.9%。图 电力消费最高的20个国家中国电力行业与国际企业比较 国内外电网区别：经营方式不同：中国国家电网是由国家统一规划、修建。国外电网公司（如欧美地区）是由私人建立，而不是国家建立，用户可以轻易地选择自己喜欢的价格低廉的电力公司。标准不统一：美国发出电的频率是60HZ，欧洲地区与我国发出电的频率则为50HZ；美国、加拿大民用电是110V、日本100V、中国220V、澳大利亚240V等。 中国仍然是世界上电力生产最多的而且是增幅最大的国家，2019年发电量达7503.4TWh，比2018年增加了4.7%，中国发电总量占世界总量的27.8%；而美国、日本、德国、法国和英国均降低。 中国绿色能源程度刚超过世界平均。2019年我国的能源绿色程度达到27.5%，超过全球平均线；全球国家中，中南美洲的能源绿色程度最高，其中巴西的绿色能源度达到82.6%。水力发电特别多的国家如巴西、加拿大；利用风力发电和光伏特别多的国家如意大利、西班牙、德国等，而富产化石燃料的国家如美国、俄罗斯较低。3.4 中国企业重要参与者中国主要上市企业有长江电力[600900.SH]、中国广核[003816.SZ]、华能水电[600025.SH]、中国核[601985.SH]、国投电力[600886.SH]、华能国际[600011.SH]、川投能源[600674.SH]、浙能电力 [600023.SH]、桂冠电力[600236.SH]、国电电力[600795.SH]、中电控股[0002.HK]、长江基建集团 [1038.HK]、电能实业 [0006.HK]、华能国际电力股份 [0902.HK]、大唐发电[0991.HK]、华电国际电力股份 [1071.HK]、内蒙古能建[1649.HK]、四川能投发展[1713.HK]、隆基泰和智慧能源 [1281.HK]、天保能源 [1671.HK]等。图 A股及港股上市公司1) 长江电力[600900.SH]：公司是国内最大的电力上市公司之一，主要从事水力发电业务，运营管理或受托管理三峡电站、葛洲坝电站、溪洛渡电站、向家坝电站等长江流域梯级电站，为社会和经济发展提供优质、稳定、可靠的能源保障。公司秉承精益生产管理理念，以提升流域梯级电站运营管理能力为目标，积极开展梯级水库优化调度，滚动实施设备检修和技术改造，不断提高设备运行可靠性，加强电站在线状态监测，优化设备运行管理，努力提高电站安全稳定运行水平，充分发挥梯级电站综合效益。公司运营管理的流域电站群规模巨大，地位重要，安全生产既是经济需要，又是政治责任。公司紧紧围绕安全生产关键环节、薄弱环节，切实提高安全生产水平。2) 国投电力[600886.SH] ：公司是一家以水电为主、水火并济、风光互补的综合电力上市公司，水电控股装机在国内上市公司中处于行业领先地位。公司经营范围主要包括投资建设、经营管理以电力生产为主的能源项目；开发及经营新能源项目、高新技术、环保产业；开发和经营电力配套产品及信息、咨询服务。其中，发电业务为公司的核心业务，占公司营业总收入95%以上。同时，为适应电力体制改革，公司正在开展以电为主的相关业务拓展。公司作为国家开发投资公司电力业务国内唯一资本运作平台，在公司的发展过程中，得到了国家开发投资公司的鼎力支持，通过资产注入，公司取得了雅砻江水电、国投大朝山等核心资产，实现公司快速做强做大。3) 国电电力[600795.SH]：公司是中国国电集团公司控股的全国性上市发电公司，是中国国电集团公司在资本市场的直接融资窗口和实施整体改制的平台。公司资产结构优良，所属企业分布东北、华北、华东、华南、西南、西北等多个省、市、自治区。近年来，国电电力始终坚持科学发展，突出质量效益，做强做优主业，推动转型升级，公司电源结构和布局得到持续优化。3.5 全球重要竞争者全球非中国上市主要企业有新纪元能源[NEE.N]、杜克能源(DUKE ENERGY)[DUK.N]、南方电力(SOUTHERN)[SO.N]、爱克斯龙电力(EXELON)[EXC.O]、美国电力[AEP.O]、伊维尔德罗拉[0HIT.L]、SOCIETATEA ENERGETICA ELECTRICA [51FL.L]、JERSEY ELECTRICITY [JEL.L]、KEPCO [015760.KS]等。图 国外上市企业1) 新纪元能源[NEE.N]：新纪元能源公司是佛州最大、全美第四大电力公司，致力于提供与电力有关的服务，旗下拥有佛罗里达电力照明公司和NextEra能源资源公司两大子公司。公司提供零售和批发电服务超过500万客户，拥有发电，输电和配电设施，以支持其业务。它还购买电力转售给客户，并提供相关的电力和天然气的消耗与自己的发电资产和批发客户在选定的市场上数量有限的风险管理服务。NEE是在北美可再生能源从风和太阳最大的发电机。2) 南方电力(SOUTHERN)[SO.N]：南方电力公司是一家电力控股公司，是美国最大的电力厂商，并且是世界独立电力厂商的龙头之一。其与旗下全资子公司以煤炭、核能、石油与天然气、水力进行发电、输电与配电，服务范围包括乔治亚、阿拉巴马、密西西比州东南和佛罗里达州，供应电力给阿根廷、巴哈马、巴西、智利、中国、英国、德国、菲律宾和美国部分地区等。3) KEPCO[015760.KS]：韩国电力公司是一家国营电力公司，韩国目前唯一的电力公司，致力于各种开发电力资源的项目的建设。韩国电力公司主要以输电、配电与电力销售为主要业务，服务区域不仅覆盖整个韩国，还在北京、中国香港、巴黎、纽约等地设立了海外办公机构。韩国电力公司的经营思想是倡导“电力文化”在丰富多彩的社会生活中起主导作用，通过电力生产和供给为国民经济发展作贡献。第四章 未来展望近年来，中国电力行业迅速发展，行业规模大幅增长，在5G、物联网等高新技术的影响下，中国电力行业进入了转型升级的新时期，“泛在电力物联网”、“微电网”等规划层出不穷。以下为电力行业发展的四个趋势：1. 深化电力体制改革、推进价格机制改革是国家作出的重大决策部署。电网企业的成本价格监管制度框架的建立标志着电力体制改革在“管住中间”这一环节迈出了坚实的一步，有利于加快电力体制改革总体进程。2. 放开发用电计划是新一轮电力体制改革的重要组成，是构建有效竞争的市场结构和市场体系的必由之路，是电力行业管理手段由“计划”向“市场”转变的关键一步。3. 防范化解煤电产能过剩风险，不仅加快煤电企业重组整合步伐，更是推进供给侧结构性改革的必然要求，彰显了党中央、国务院对能源行业科学发展的深谋远虑。4. 全面推进跨省跨区输电价格改革工作是建立独立输配电价体系的重要组成部分，是促进包括清洁可再生能源在内的电力资源在更大范围内自由流通的重要保障措施。受宏观经济形势影响，近两三年来，电力产业进入了一个相对缓慢的调整期，尽管如此，目前电力产业正在向摆脱颓势的方向发展。电力行业发展趋势分析，电力行业仍面临许多问题，但基本上都是由历史原因和体制问题造成的，虽然目前中国电力需求增速减缓，但是长期发展态势看好，未来中国电力市场的发展潜力仍然巨大。PhotoPhoto by Alexander Popov on Unsplash

上周，公用事业板块互有涨跌。环保、水务、燃气板块分别上涨2.65、0.73、1.40个百分点，电力板块下跌0.30个百分点。环保、燃气板块涨幅均大于沪深300指数小于创业板指数，水务板块涨幅小于沪深300指数。上周，博天环境、桂东电力、首创股份、陕天然气分别在环保、电力、水务、燃气子行业中涨幅第一。【短期观点-每周更新—北京垃圾分类渐次展开，建议关注维尔利等系列公司】5月1日，新修订的《北京市生活垃圾管理条例》正式施行，条例对单位和个人规定了明确的惩罚措施，标志着北京的垃圾分类由倡导转化为法定义务。与上海市规定类似，北京也将垃圾分为四类：可回收物(蓝色桶)、厨余垃圾(绿色桶)、有害垃圾(红色桶)和其他垃圾(灰色桶)，垃圾运输车的颜色也与垃圾桶的类别相对应。同时还设有两个推放点：废旧家具、家电等体积较大的废弃物在制定地点单独堆放；建筑垃圾在指定地点、指定时间单独堆放。《管理条例》对单位和个人未分类的行为规定了明确的处罚措施：单位未分类投放最高可处1万元以上5万元以下罚款；个人未分类投放可处50元以上200元以下罚款；垃圾收集运输单位混装混运将被处1000元以上1万元以下罚款；生活垃圾集中转运、处理设施未按照要求分类可处5万元以上10万元以下罚款。处罚措施的明确将垃圾分类进一步转化为法定义务，有利于北京市垃圾分类政策的顺利推行，从目前实施情况来看，北京市垃圾分类工作正在渐次展开。垃圾分类可以使垃圾资源利用利益更大化，给产业和社会创造更多价值，具有大力推行的必要性，从垃圾分类产业链协同角度而言，前端的垃圾分类服务、中端的垃圾分类转运、终端的厨余垃圾处理、渗滤液处置、垃圾焚烧等相关企业均将从中受益。建议重点关注受益于垃圾分类大力推进下的产业链条内相关公司：(1)维尔利：维尔利深耕有机废弃物处理多年，是垃圾渗滤液处理领域龙头，并针对厨余垃圾处理已有EMBT等成熟技术的储备和若干标杆性示范项目；(2)雅本化学：雅本化学持有处理技术先进且有多个项目长期稳定运行的餐厨处置企业艾尔旺51%股权；(3)高能环境：高能环境参股公司伏泰科技前瞻布局垃圾分类业务，已为垃圾分信息化龙头，有望受益于前端分类的快速推进实现业绩高速发展；(4)龙马环卫、盈峰环境、侨银环保：龙马环卫和盈峰环境均为环卫机械龙头，产品线齐全，市场口碑好；侨银环保为环卫服务行业龙头企业，均将受益于干湿垃圾分类运输带来的环卫需求提升；(5)先河环保、聚光科技：监测和检测行业龙头企业，有望受益于垃圾分类所带来的监测需求提升；(6)瀚蓝环境、伟明环保：瀚蓝环境和伟明环保为垃圾焚烧领域龙头，公司在手项目较多，管理水平较高，未来将受益于垃圾分类下热值转换效率的提升带来的发电量提升，此外垃圾焚烧领域的旺能环境、上海环境、绿色动力也值得关注。【个股推荐及推荐顺序-最新更新】碧水源：碧水源是我国领先的膜法水处理整体解决方案提供者，自2018年以来，公司对质量欠缺的PPP项目进行梳理，目前基本完成，当前在手的约500亿项目，质量可靠，大部分已获得贷款支持，历史经营风险已基本消除；同时，公司项目进度推进顺利，2019年实现业绩快速恢复，实现营业收入127.14亿元，同比增长10.38%，归属净利润13.93亿元，同比增长11.93%，同时保持良好现金流，公司业绩拐点已现。在未来发展方向上，公司坚定回归膜法水处理的本源业务，有望凭借其成熟领先的“MBR+DF”双膜法工艺，在水污染治理将进入超净化、资源化的背景下，在困扰我国水环境的华北地下水漏斗、海水淡化国产化及低成本化、高原湖泊保护、自来水安全升级等重大问题上取得突破；公司19年引入中交集团作为战略投资者，成为第二大股东，双方在业务、资金、合作模式等方面协同效应明显，已有双方合作下的大型项目落地，协同效应逐步释放；未来随着双方协同持续深化，在促进碧水源在融资和新增订单获取持续改善的同时，有助于碧水源市场地位及在促进碧水源在融资和新增订单获取持续改善的同时，有助于碧水源市场地位及形象将进一步提升，为公司在膜法水深度处理道路上行稳致远、解决我国水环境问题的理想实现增添动力，实现更高层次的长远发展。整体而言，公司当前不仅站在全年维度业绩恢复的重要拐点，更是站在公司长期基本面反转和估值提升的重要拐点。维尔利：公司深耕固体有机废弃物处理领域多年，市场及技术优势明显；住建部等9部委6月发布《关于在全国地级及以上城市全面开展生活垃圾分类工作的通知》，提出2020年46个重点城市基本建成生活垃圾分类处理系统，2019年起在全国地级及以上城市全面启动生活垃圾分类工作；3000亿的厨余垃圾末端处理投资市场随之打开，大级别的产业机会显现；且根据时间表，今年年底附近将进入招投标高峰期；公司凭借着当前餐厨垃圾市场龙头地位、提前储备成熟的厨余垃圾处理相关技术、紧抓餐厨垃圾市场契机，2019年以来已陆续中标上海地区松江、嘉定、金山三个湿垃圾处理项目，标杆效应显著；据了解，上海当前规划7个湿垃圾处理项目，已招标完成三个，公司全部中标其中关键环节或全部环节，并在积极争取后续4个项目。公司为餐厨垃圾龙头，历史市占率超20%，市场及技术优势明显，叠加上海项目显著标杆效应，有望在市场快速释放过程中获得先机，业绩弹性较大。先河环保：公司正全力推进由环境监测设备研发制造商转型为环境管理与区域环境治理的全产业链综合服务商，借助自主研发的基于物联网和大数据技术的网格化系统及管理咨询服务在精准溯源、污染源解析、预警预报、环境治理等环节的领先优势，并通过环境物联网、人工智能、大数据分析的平台建设，推进“测管治”一体化的环保应用新模式，为政府提供环境质量改善与综合防治的全链条服务；此模式契合政府追求环境与经济协调发展的迫切需求，在数据对接下将有效促进公司整体业务跨越式提升。公司近期获批组建并已投资设立河北省先进环保产业创新中心，并与河北辛集市政府签署《智慧环境(生态环境大数据及综合治理)产业创新中心示范基地战略合作框架协议》，标志着公司在环保物联网平台模式建设上取得新突破以及“测管治”模式下的首个项目落地，对公司战略转型发展有积极的指引。（文章来源：中国证券报）

为使社会各界第一时间了解电力行业年度发展状况、发展趋势及热点问题，进一步加强中电联与电力企业、社会各界的沟通联系，共同促进电力行业高质量发展， 2019年2月，中国电力企业联合会（简称“中电联”）印发《中国电力工业现状与展望（2019）》报告，这是自 2011 年以来，中电联连续 8 年编制《中国电力工业现状与展望》报告。作为中电联年度系列报告之一，《中国电力工业现状与展望》主要依托中电联年度快报统计，反映我国电力工业上年发展情况、预测当年电力供需特点，结合中电联对行业热点焦点问题的研究与调研，通过详实的数据、专业的分析、合理的建议，积极反映行业企业发展状况、存在的问题及发展趋势。《中国电力工业现状与展望（2019）》由三部分组成。第一部分“2018年电力供需特点及2019年展望”，从国内生产总值、工业增加值、消费、投资等方面介绍了国民经济发展情况；分析了2018年全社会用电量、用电结构及主要特征；描述了发电装机、发电量、电力投资等电力供应情况，从非化石能源发展、发电利用小时数、清洁能源消纳、电网投资、跨区跨省送电、电力燃料供应、节能减排水平等方面分析了电力供应特点；分区域展示了电力供需情况。同时对2019年电力供需进行了展望，综合考虑国际国内形势、产业运行和地方发展以及2018年高基数影响等因素，对2019年全社会用电量、电力供应、供需形势进行了预测。第二部分“行业热点问题分析”，2018年，中电联针对行业发展有关重大问题进行了重点研究和调研，形成了专题报告。《中国电力工业现状与展望（2019）》摘录了《电力发展“十三五”规划中期评估及滚动优化研究》《我国核电发展问题研究》《电力市场有关问题研究》《输配电价改革情况研究》《发电行业碳排放权交易启动情况研究》《新能源发展趋势专题研究》《中国煤电清洁发展报告》《推进电力国际产能合作指导政策研究》8个专题报告的核心观点和主要内容。 同时，对“一般工商业电价下降10%”目标、“增量配电改革”“5.31新政”“燃煤自备电厂”等行业其他热点问题进行了梳理分析。第三部分“附录”包括2018年全国电力工业运行简况及中电联年度服务内容。2019年，中电联将以习近平新时代中国特色社会主义思想为指引，坚持服务于党和政府工作大局，坚持服务于电力行业发展需要，坚持服务于会员单位需求，坚持服务于“一带一路”和全球能源互联网建设，继续推动行业高端智库建设，围绕电力“十四五”规划及中长期发展、煤电机组灵活性运行政策、增量配电网业务、电力市场化、新能源及储能、电力企业“走出去”协同发展、自备电厂参与碳交易等方面开展调查研究，深入分析电力工业发展不平衡、不充分问题，提出政策建议，为推动电力工业高质量发展做出新的更大的贡献。（见习记者张溥）

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】北极星输配电网讯:【核心提示】2019年，我国经济运行总体平稳，发展质量稳步提升，GDP总量和人均水平升至新的历史节点。2020年是全面建成小康社会和“十三五”规划收官之年，是实现第一个百年奋斗目标，为“十四五”良好开局打下更好基础的关键之年。我国经济稳中向好、长期向好的基本趋势没有改变，但经济下行压力加大，加之新冠肺炎疫情冲击，国内外经济增长预期均有不同程度的下调，电力高质量发展内外环境更加复杂，机遇与挑战并存。本文结合近十年电力运行情况，多维度、立体解析我国电力供需态势、运行特点、改革进展、发展方向等内容，供参考。（来源：微信公众号“能源研究俱乐部” 作者：能源情报研究中心郑徐光 王雪辰 赵君陶）2019年，我国经济运行总体平稳、稳中有进。今年2月底国家统计局发布《2019年国民经济和社会发展统计公报》显示，初步核算，2019年国内生产总值990865亿元，比上年增长6.1%。按照年平均汇率折算，我国GDP总量达到14.4万亿美元，稳居世界第二，人均GDP突破10000美元。我国GDP总量和人均水平都达到了一个新的历史节点。2019年，我国全社会用电量平稳增长，消费结构持续优化，以4.5%的电力消费增速支撑国民经济6.1%的增长。这一年，能源消费总量48.6亿吨标准煤，比上年增长3.3%，增速与上年持平，电力消费增速比上年回落了4个百分点。电力装机规突破20亿千瓦，电力生产供应能力持续提升，电源结构进一步优化，供电服务质量稳步提升，但电源装机、电网规模增长放缓。电力供需形势延续总体平衡态势。2019年，电力行业节能减排深入推进。全国平均供电煤耗、线损率、污染物排放水平均稳步下降，煤电机组超低排放改造比例进一步提升，随着国内碳市场建设的深入推进，火电行业的碳管理压力加大。2019年，电力体制改革取得新进展。第二轮输配电定价成本监审启动，市场交易电量比重进一步提高，电力辅助服务市场范围扩大，挖掘系统调峰潜力约6500万千瓦，电力现货市场建设试点全部进入结算试运行，增量配电业务改革试点扩大并启动第五批试点申报，持续优化电力营商环境，降低社会用电成本近千亿元。展望2020年，我国将全面建成小康社会，实现第一个百年奋斗目标。当前，经济下行压力加大，加之新冠肺炎疫情冲击，国内外经济增长预期均有不同程度的下调，无疑会进一步降低用电增长预期，电力发展内外环境更加复杂。但综合来看，我国经济长期向好的基本面没有改变，电力行业高质量发展的势头仍将持续。一、全社会用电量平稳增长，电力消费结构持续优化（一）全社会用电量同比增长4.5%，首次突破7万亿千瓦时2019年，我国全社会用电量平稳增长。根据中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）数据，2019年，全国全社会用电量7.23万亿千瓦时，同比增长4.5%、增速同比降低约4个百分点，是2015年以来最低增速。三大产业以及城乡居民生活用电量需求增速降低、2018年高基数等因素，共同导致全社会用电量增速回落。根据国家统计局数据，初步核算，2019年能源消费总量48.6亿吨标准煤，比上年增长3.3%。煤炭消费量增长1.0%，原油消费量增长6.8%，天然气消费量增长8.6%。天然气、水电、核电、风电等清洁能源消费量占能源消费总量的23.4%，上升1.3个百分点。图1 2010～2019年全国全社会用电量及增速情况（单位：亿千瓦时，%）注：2019年数据来自于中电联快报，其他来自中电联历年电力工业统计数据，增速系计算所得，如无特殊标注，下同图22018、2019年全国全社会用电量季度增速2019年，各季度全社会用电量增速分别为5.5%、4.5%、3.4%和4.7%。通过对比可以看出，2019年每个季度增速均低于2018年同期水平。（二）第三产业和居民用电拉动作用明显，电力消费结构继续优化2019年，各产业用电量稳步增长。分产业看，第一产业用电量780亿千瓦时，同比增长4.5%；第二产业用电量49362亿千瓦时，同比增长3.1%，其中，工业用电量48473亿千瓦时，同比增长2.9%；第三产业用电量11863亿千瓦时，同比增长9.5%；城乡居民生活用电量10250亿千瓦时，同比增长5.7%。表1 2010～2019年分产业用电量（单位：亿千瓦时）注：2018年3月，国家统计局《关于修订<三次产业划分规定（2012）>的通知》明确将“农、林、牧、渔服务业”调整到第三产业后，再更名为“农、林、牧、渔专业及辅助性活动”，电力行业按照最新的标准开展行业统计工作，为保证数据可比，2017年之后的数据已根据新标准重新分类2019年，三个产业和城乡居民生活用电增速分别降低5.3、4.1、3.2、4.7个百分点。第二产业中四大高载能行业用电量比上年增长2.0%，其中，建材行业用电量增速为5.3%，黑色行业用电量增速为4.5%，化工行业用电量与上年持平，有色行业用电量降低0.5%；高技术及装备制造业、消费品制造业、其他制造业用电量增速相对平稳，用电量分别比上年增长4.2%、2.2%、6.3%。第三产业中的信息传输/软件和信息技术服务业、租赁和商务服务业、房地产业、批发和零售业、交通运输/仓储和邮政业用电量实现快速增长，用电量增速均在10%以上。图3 2018、2019年分产业用电量情况（单位：亿千瓦时）近年来，第二产业占全社会用电量比重持续下降，第三产业和城乡居民用电占比持续增加，且自2009年以来，第三产业用电增速持续高于居民生活用电增速。值得一提的是，2019年，第三产业和城乡居民生活用电分别拉动全社会用电量增长1.5和0.8个百分点，两者对全社会用电量增长的贡献率分别为33.1%和17.9%，合计达到51.0%，其中，第三产业贡献率比上年提高10.1个百分点。2019年，东、中、西部和东北地区全社会用电量分别比上年增长3.6%、4.5%、6.2%、3.7%，增速较上一年分别回落3.3、5.1、4.7、3.2个百分点；用电量占全国比重分别为47.2%、18.7%、28.3%、5.8%，其中，西部同比提高1.4个百分点，东部、中部分别下降1.1、0.3个百分点。全国共有28个省份用电量实现正增长。二、全国发电装机和发电量增速均放缓，清洁能源装机占比进一步提升（一）全国电力装机增速放缓，装机规模突破20亿千瓦截至2019年底，全国全口径发电装机容量20.1亿千瓦，同比增长5.8%，增速较上年降低0.7个百分点。全国新增发电装机10173万千瓦，比2018年少投产2612万千瓦，但仍继续延续新增容量超过亿千瓦的趋势。从装机总量看，近十年来，我国发电装机保持增长趋势。2010～2019年，我国发电装机累计容量从9.66亿千瓦增长到20.11千瓦，已连续七年稳居全球第一装机大国地位。从装机增速看，自2015年之后，我国装机增速呈下降趋势。继2018年创出6.5%的十年新低之后，2019年再度“下探”——电力装机增速仅达到5.8%，低于GDP6.1%的增速，高于全社会用电增速1.3个百分点。图7 2010～2019年全国电力装机及增速情况（单位：万千瓦，%）从新增发电装机规模看，连续七年新增容量过亿千瓦。其中，2015年、2017年我国新增发电装机超过1.3亿千瓦，在十年新增装机排名中居前两位。受经济下行压力增大、电力供需形势变化等影响，2018、2019年我国新增装机规模连续下滑。2019年全国新增发电装机规模大幅减少，比上年少投产2612万千瓦，同比降低约20.4%。图8 2010～2019年全国新增电力装机容量情况（单位：万千瓦）（二）发电装机绿色转型持续推进，非化石能源装机占比近41%2019年，我国电源结构持续优化。截至2019年底，水电装机3.6亿千瓦、火电11.9亿千瓦（包括煤电10.4亿千瓦、气电9022万千瓦）、核电4874万千瓦、并网风电2.1亿千瓦（陆上风电2.04亿千瓦、海上风电593万千瓦）、并网太阳能发电2.0亿千瓦、生物质发电2254万千瓦。火电占比进一步降低，约59.2%，较上一年降低1个百分点，风电、光电、核电等非化石能源占比则进一步增加，占比近41%。从十年历史数据来看，非化石能源装机比重明显上升。风电、光电、水电、核电发电装机比重共上升了14.24个百分点。表2 2010～2019年全国电力装机结构（单位：万千瓦）从发电量看，2019年，全国全口径发电量为7.33万亿千瓦时，比上年增长4.7%，与2018年相比下降了3.7个百分点，增速有所放缓。全国非化石能源发电量2.39万亿千瓦时，比上年增长10.4%，占全国发电量的比重为32.6%，比上年提高1.7个百分点，其中，水电、核电、并网风电和并网太阳能分别比上年增长5.7%、18.2%、10.9%和26.5%，非化石能源电力供应能力持续增强。全国全口径火电发电量5.05万亿千瓦时，比上年增长2.4%；其中，煤电发电量4.56万亿千瓦时，比上年增长1.7%。图9 2018～2019年全国发电量及增速情况（单位：万亿千瓦时，%）从装机增速看，2019年，火电装机同比增长4.1%，较2018年高出1.1个百分点。风电装机同比增长14%，较2018年增速高出1.6个百分点。光伏发电、核电装机虽仍以17.4%、9.1%的速度增长，但较上一年增速大幅下降，分别减少16.3、15.6个百分点。水电装机同比增长1.1%，较2018年降低1.4个百分点。图10 2018～2019年不同电源发电装机增速情况从电源结构看，十年来我国传统化石能源发电装机比重持续下降、新能源装机比重明显上升。2019年火电装机比重较2010年下降了14.24个百分点，风电、光电、水电、核电发电装机比重共上升了14.24个百分点，发电装机结构进一步优化。（三）风电新增装机持续增长，光电、核电、水电新增规模大幅降低2019年，非化石能源继续保持新增发电装机的主体地位。全年全国新增发电装机容量10173万千瓦，同比降低约20.4%，其中，新增非化石能源发电装机容量6389万千瓦，占新增发电装机总容量的62.8%。分类型看，2019年，火电（包括煤电、气电、生物质发电）新增装机占全部新增装机的40.2%，太阳能发电新增装机占比26.4%，风电新增装机占比25.3%，水电新增装机占比为4.1%，核电新增装机占比4%。以风电、太阳能发电为代表的新能源发电合计占比超过51%，连续三年成为新增发电装机的最大主力。图14 2019年各类发电新增装机结构从各类电源新增装机规模看，2019年，新增火电装机4092万千瓦，连续四年下降，同比下降288万千瓦，降幅较上一年进一步扩大。新增并网风电和太阳能发电装机容量分别为2574万千瓦和2681万千瓦，分别比上一年多投产447万千瓦和少投产1844万千瓦。新增水电和核电装机分别417万、409万千瓦，不足上一年新增规模的一半。表3 2010～2019年各类发电新增装机情况（单位：万千瓦）2019年，全国风电新增并网装机2574万千瓦，其中陆上风电新增装机2376万千瓦、海上风电新增装机198万千瓦。2019年我国再次成为海上风电新增装机最多的国家，较第二位的英国多出22万千瓦。近两年，我国风电快速发展，新增装机增速分别为23.6%、21%，连续两年增速超过21%，风电发展走出“十三五”初期的低迷态势，重返高速增长。推动风电新增装机持续增长的重要原因之一是风电平价预期。从风电新增装机布局上看，中东部和南方地区新增装机占比约45%，“三北”地区占55%，风电开发布局进一步优化。自2015年起，我国光电装机规模快速扩大。2017、2018年我国光电新增装机容量分别为5341万千瓦、4525万千瓦，均超过火电新增装机容量。然而，2019年新增装机仅2681万千瓦，同比下降40.8%。2019年5月，我国启动光伏发电竞价项目申报，7月公布全国首批竞价配置光伏补贴项目，为项目建设留下的时间略短。如果从建设工期看，2019年半年的项目建设时间约建成2018年全年新增规模的一半，产业发展则基本保持稳定。图15 2010～2019年海上风电装机和新增装机情况（单位：万千瓦）图16 2010～2019年风光发电新增装机情况（单位：万千瓦）2019年，核电新增装机较上年减半。2019年核电新增装机409万千瓦，较上年同期少投产475万千瓦，同比减少53.8%。2019年，我国新核电项目陆续开闸，成功打破三年来的“零核准”记录，释放出核电重启的信号。2019年内获核准的山东荣成、福建漳州1-2号机组、广东太平岭1-2号机组均采用中国自主知识产权的三代核电技术，其中，山东荣成采用“国和一号”技术，福建漳州和广东太平岭工程采用“华龙一号”技术，而且福建漳州一号机组已于2019年10月开工建设。图17 2010～2019年核电装机和新增装机情况（单位：万千瓦）2015年以来，火电新增装机继续呈逐渐缩减之势，但装机量仍占重头。火电装机全年新增4092万千瓦，较上年同期少投产288万千瓦，同比下降6.6%。其中，新增煤电、气电装机容量分别为2989万千瓦和629万千瓦，分别比上年少投产67万千瓦和255万千瓦。2019年，生物质发电新增装机473万千瓦，累计装机达到2254万千瓦，同比增长26.6%；全年生物质发电量1111亿千瓦时，同比增长20.4%，继续保持稳步增长势头。累计装机排名前五位的省份是山东、广东、浙江、江苏和安徽。2019年，水电新增装机417万千瓦，较上年少投产442万千瓦，同比下降51.4%。事实上，自2013年以来，我国水电新增装机整体呈下降趋势，2019年更是达到十年最低点。《水电发展“十三五”规划》要求，2020年我国水电总装机容量达到3.8亿千瓦，目前还有约2400万千瓦的差距。目前在建大中型水电工程总装机1亿千瓦，按照项目投产发电预期目标，难以完成“十三五”发展任务。图18 2010～2019年火电装机和新增装机情况（单位：万千瓦）图19 2017～2019年生物质发电装机及增速情况（单位：万千瓦，%）图20 2010～2019年水电装机和新增装机情况（单位：万千瓦）三、电力供需形势保持总体平衡，火电设备平均利用小时数同比下降2019年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时为3825小时，同比减少54小时。其中，水电设备平均利用小时为3726小时，同比增加119小时；火电设备平均利用小时为4293小时，同比减少85小时。从全国发电设备平均利用小时来看，除2011和2018年发电设备平均利用小时数略有回升外，近十年总体呈下滑之势。自2015年开始，全国发电设备平均利用小时数开始跌进4000小时以内。随着供给侧结构性改革效果的显现，2018年平均利用小时数略微回升，电力供需形势由总体宽松转为总体平衡。2019年电力供需形势继续延续总体平衡态势。分电源看，2019年全国火电设备平均利用小时为4293小时，同比减少85小时。分析原因，主要受全社会用电量增速放缓、清洁能源消纳比重逐步提升等多重因素影响。随着我国火电产业结构布局优化，我国火电设备平均利用小时数将趋于稳定。火电利用小时数较高的地区是内蒙古、河北、海南、湖北、安徽等地，作为火电装机大省的山东、江苏、广东、河南、浙江等地火电利用小时数排名靠后。如果火电，特别是煤电的平均利用小时数长期保持在4000小时左右，需要重新审视煤电的经济性，有效指导煤电投资。表4 2010～2019年发电设备利用小时数（单位：小时）2019年水电设备平均利用小时数有大幅提升，为3726小时，比上年提高119小时，为十年内最高值。据国家能源局数据，2019年全国主要流域弃水电量约300亿千瓦时，同比减少278亿千瓦时，水能利用率96%，同比提高4个百分点，弃水状况明显缓解。水电消纳形势好转主要得益于西南水电外送通道（如滇西北直流、川渝第三通道）建成投产，以及云南、四川等水电大省本地消纳能力增加。此外，严控小水电政策也对缓解水电消纳矛盾起到一定作用。2019年核电平均利用小时7394小时，同比降低149小时。究其原因，2019年6月新并网的广东台山核电厂2号机组（3278小时）、阳江核电厂6号机组（3509小时）和2019年前三季度一直处于修理状态的三门核电厂2号机组（787小时）拉低了核电设备的平均利用小时。近十年来，核电利用小时呈现波动态势，2015年出现明显下降，2016年再次大幅下降，2018年大幅回升。2019年4月，国家发展改革委公布《关于三代核电首批项目试行上网电价的通知》，提出了对三代核电机组发电量保障和电价保障的要求，体现了国家政策层面对三代核电消纳的支持。图21 2010～2019年不同电源发电设备利用小时变动情况据国家能源局数据，2019年，全国包括水电、风电、光伏发电、生物质发电等在内的可再生能源利用水平不断提高，弃水、弃风、弃光状况明显缓解。2019年全国风电弃风电量169亿千瓦时，同比减少108亿千瓦时，全国平均弃风率为4%，同比下降3个百分点，继续实现弃风电量和弃风率的“双降”。大部分弃风限电严重地区形势好转，目前，全国弃风率超过5%的省（区、市）仅剩新疆、甘肃、内蒙古三个地区，风电并网消纳工作取得明显成效。2019年全国弃光电量46亿千瓦时，全国平均弃光率2%，同比下降1个百分点。光伏消纳问题主要出现在青海、西藏、新疆、甘肃等地区。其中，青海受新能源装机大幅增加、负荷下降等因素影响，弃光率上升至7.2%，同比上升2.5个百分点。局部地区弃风、弃光问题仍需重视。新能源消纳形势好转后，新增并网装机快速增加，全国新能源消纳压力仍巨大。即使今年的清洁能源消纳三年行动计划目标任务实现，清洁能源消纳工作也不容松懈。按照2019年5月国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》要求，自2020年1月1日起，对消纳责任权重全面进行监测评价和正式考核。事实上，国家能源局发布的《2018年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》显示，截至2018年，全国已有11个省（区、市）率先达到2020年非水电可再生能源电力最低消纳权重，19个省（区、市）尚未完成，其中京津冀、黑龙江、甘肃和青海的非水电可再生能源电力消纳比重较2020年最低消纳权重仍有较大差距。四、全国电网规模增长放缓，供电服务质量稳步提升据中电联数据，2019年全国新增220千伏及以上变电设备容量23042万千伏安，比上年多投产828万千伏安，同比增长3.7%；全国新增220千伏及以上输电线路回路长度3.4万千米，比上年少投产7070千米，同比减少17.2%；新增直流换流容量2200万千瓦，比上年减少1000万千瓦，同比下降31.3%。截至2019年底，全国220千伏及以上变电设备容量达到426392万千伏安，同比增长为5.7%；全国220千伏及以上输电线路回路长度达到75.48万千米，同比增长4.1%；全国跨区、跨省送电量达到5405亿千瓦时和14440亿千瓦时，分别比上年增长12.2%和11.4%。与2009年数值相比，变电容量增加了2.42倍，线路长度增加了1.89倍。从近两年增速来看，电网规模增长放缓。2019年全国220千伏及以上变电设备容量、输电线路回路长度分别同比增长5.7%、4.1%，相较于2018年的增速分别下降了0.45、2.9个百分点。但新增规模基本保持近几年平均水平，变电设备增量超过2亿千伏安，输电线路回路长度增长保持在3.3万千米以上。特高压建设方面，2019年，全国共有张北—雄安、驻马店—南阳、青海—河南、陕北—湖北、雅中—江西等5条特高压线路开工建设。2018年开工的乌东德电站送电广东广西特高压线路、北京西—石家庄1000千伏交流特高压目前正在建设中。截至2020年3月，我国共有25条在运特高压线路、7条在建特高压线路以及7条待核准特高压线路。图22 2010～2019年220千伏及以上变电设备容量情况（单位：万千伏安，%）图23 2010～2019年220千伏及以上线路回路长度情况（单位：千米，%）图24截至2020年3月我国特高压建设现状2019年，全国供电可靠性稳步提升。国家能源局数据显示，2019年上半年，全国平均供电可靠率为99.8546%，同比升高0.02个百分点；系统平均停电时间6.32小时/户，同比减少0.08小时/户，系统平均停电频率1.42次/户，同比减少0.01次/户。其中，城市平均供电可靠率为99.9539%，系统平均停电时间2.00小时/户，系统平均停电频率0.48次/户；农村平均供电可靠率为99.8182%，系统平均停电时间7.90小时/户，系统平均停电频率1.76次/户。2019年，电力营商环境持续优化。2019年，我国营商环境排名跃升至全球第31位，“获得电力”指标是其中重要内容，我国这一指标也从2018年的全球第14位上升至第12位。五、全国电力投资延续下降态势，电源投资有所回升（一）电力总投资降至8000亿元以下，连续三年下降国家能源局数据显示，2019年全国电源基本建设投资完成3139亿元，电网基本建设投资完成4856亿元，两项合计投资达到7995亿元，连续三年缩减，回落至8000亿元以下，同比降低99亿元，但降幅有所收窄。这是电力投资自2015年连续四年超过8000亿元后，重返8000亿以下。表5 2010～2019年全国电力投资情况（单位：亿元）从近十年数据来看，2012年电力投资7393亿元为近十年最低，2016年8839亿元为近十年最高，之后逐步回落。图25 2010～2019年全国电力投资总量及增速情况（单位：亿元，%）（二）电力投资结构动态调整，电源投资占比同比有所提高2019年全国电源基本建设投资占电力投资的比重为39.3%，较上一年增加5.7个百分点；电网基本建设投资占电力投资的比重为60.7%，较上一年降低5.7个百分点。近十年来，网源投资结构出现较大变化。在“十二五”前三年，电网投资略低于电源投资，占比基本相当；自2014年起，电网投资持续超过电源投资，并在2018年超过电源投资近1倍，达到历史峰值，2019年二者的差距略有缩小。图26 2018年与2019年网源投资比重对比图27 2010～2019年电网电源投资情况（单位：亿元）（三）电网投资同比降低9.6%，配网投资占比持续提升2019年全国电网基本建设投资完成4856亿元，同比降低9.6%，较去年降低517亿元，成为“十三五”前四年最低投资额。其中，110千伏及以下电网投资占电网投资的比重为63.3%，比上年提高5.9个百分点。电力供需形势、输配电价改革、特高压建设进程、农网升级改造及配网建设等是影响电网投资增速的重要因素。从企业投资角度看，2019年，国网实际完成电网投资4473亿元，其中，农村电网改造投资资金1590亿元，约占35.3%；南网农村电网改造投资资金超80亿元。（四）水电投资大幅上扬，火电、核电投资持续下降2019年，电源基本建设投资完成3139亿元，同比增长12.6%，扭转了“十三五”前四年投资下滑的态势，而且非化石能源投资大幅上涨。其中，水电投资814亿元，同比增长16.3%；火电投资630亿元，在2018年降低9.4%的情况下，同比降幅进一步扩大，达20%，这与煤电投资回报下降和严控新增煤电投资政策关系较大；核电投资335亿元，同比降低25%，投资持续下降。近十年来，不同电源投资结构也出现较大变化，其中，火电投资有六年占比排名第一，水电有三年占比第一，风电有一年占比第一。图28 2010～2019年水电、火电、核电、风电投资情况（单位：亿元）六、主要能耗指标持续下降，超低排放煤电机组8.9亿千瓦供电标准煤耗持续下降。按照国家能源局发布的数据，2019年全国供电标准煤耗307克/千瓦时，同比再降0.7克/千瓦时，与2009年的340克/千瓦时相比，全国供电标准煤耗累计下降了33克/千瓦时，呈现明显下降趋势。我国百万千瓦机组煤耗最低纪录再次被刷新，达253克/千瓦时。我国燃煤机组煤耗已连续三年低于《电力发展“十三五”规划》中“燃煤发电机组经改造平均供电煤耗低于310克标准煤/千瓦时”的规划目标。按照规划要求，到2020年新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克标煤/千瓦时。图29 2010～2019年供电煤耗和降幅（单位：克/千瓦时，%）全国线损率微降，再创近年新低。2019年，全国线损率5.9%，同比下降0.37个百分点。近十年来，线损率首次降低到6%以下，十年累计降低0.63个百分点。线损率的降低，来自电压等级提升、电网设施改造更新、更加科学的管理考核等诸多方面。在全社会用电量超过7万亿千瓦时的情况下，这一成绩单相当于每年节约用电455亿千瓦时。国网2019年综合线损率6.25%，降低线损减排二氧化碳870万吨。南网2019年综合线损率达到5.77%，同比下降0.54个百分点。图30 2010～2019年全国线损率情况2019年厂用电率尚未见公开数据，但总体呈现的下降趋势不变。2018年，全国厂用电率下降至4.69%，比上年降低0.11个百分点。其中，水电0.25%，比上年降低0.02个百分点，火电5.95%，比上年降低0.09个百分点。随着非化石能源发展和煤电机组技术提升，厂用电率下降的难度将越来越大，且升降不一。表6 2009～2019年电力行业能耗情况（单位：克/千瓦时，%）电力行业污染物排放多年下降明显。据中电联统计，2018年，烟尘排放总量同比下降19.2%，二氧化硫排放总量下降17.5%，氮氧化物排放总量下降15.8%。近十年来，单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧人物排放量也持续下降。我国煤电超低排放机组近9亿千瓦。根据生态环境部公布信息，2019年我国实现超低排放的煤电机组累计约8.9亿千瓦，占总装机容量的86%。2019年，中国华能累计289台、96%的煤电实现超低排放；中国大唐集团超低排放燃煤机组容量占比达97.04%；华电集团超低排放机组占比超过90%；国家能源集团在运常规煤电机组全部实现超低排放。我国将持续推进煤电行业超低排放和节能升级改造，加快打造高效清洁、可持续发展的煤电产业“升级版”，或将推动电力行业污染物排放水平进一步降低。此外，据中电联统计数据显示，2006～2018年，电力行业累计减少二氧化碳排放约137亿吨。表7 2009～2018年电力行业排放总量情况（单位：万吨）注：2016年数据来源于国家能源局发布资料，其他来自中电联历年《中国电力行业年度发展报告》表8 2009～2018年电力行业排放绩效（单位：克/千瓦时）注：数据来源于中电联历年《中国电力行业年度发展报告》电能替代加速推进。2018年，全国累计完成替代电量1558亿千瓦时，比上年增长21.1%。国网2019年完成电能替代项目9.7万个，电能替代电量达到1802亿千瓦时，同比增长33%；以电代油减排6052万吨二氧化碳，以电代煤减排1.20亿吨二氧化碳；工业加工领域替代电量911亿千瓦时，长江流域港口建成岸电近200套。南网2019年全网累计实施电能替代项目超过4524个，增加替代电量264亿千瓦时，其中，在粤港澳大湾区新增2522个，全年完成替代电量147.63亿千瓦时；实现岸电用电量同比增长42%，广东全省实现内河港口岸电全覆盖；全年电动汽车充电量达3亿千瓦时。七、全国电力行业经济效益出现分化，企业发展向高质量升级（一）电网企业营收情况良好，利润持续下降总体上看，电网企业营收情况良好，但增长速度放缓，利润持续下降。其中，2019年，国网资产总额达到4.1万亿元，同比增长5.5%；营业收入2.66万亿元，同比增长3.9%，增速较上年降低4.6个百分点；售电量44536亿千瓦时，同比增长5.13%；实现利润770亿元，同比降低1.26%，为近六年来最低，但降幅有所收窄，较上年减少6.4个百分点。南网资产总额为9329亿元，增长14.5%；营业收入5683亿元，增长5.77%，增速较上年降低3.43个百分点；售电量达到10518亿千瓦时，同比增长7.6%；净利润（含研发支出）152亿元，增长9.4%。行政性降低电价、降低电网环节收费、输配电价改革、政策性投资等对电网企业营收和利润指标影响较大。电网企业力求“主业精、新业兴”，推动电力新业态持续发展。主要电网企业以数字化转型为突破口，推动传统电网转型升级，并积极布局战略新兴产业。国网2019年初明确了建设“三型两网、世界一流”能源互联网企业目标，此后发布《泛在电力物联网白皮书2019》，明确泛在电力物联网建设内容，加快战略目标落地。南网落实定位“五者”、转型“三商”的新发展战略，《数字化转型和数字南网建设行动方案（2019年版）》是其重要的战略实施指南。主要电网企业均积极发展综合能源服务、电动汽车服务、能源电商、智能芯片等新业务、新业态。其中，2019年，国网实现综合能源服务业务收入110亿元，同比增长125%。国网旗下车联网平合新接入充电桩15万个，公共充电桩接入率超过80％，建成国内首座360千瓦大功率快充站；南网电动汽车充电服务平台已顺利完成对网内7个电动汽车充电平台的整合工作，新平台共有充电桩数据3.23万个。（二）发电企业整体盈利持续回升，但火电经营形势仍比较严峻2019年，从多个中央发电企业的主要经济绩效指标看，整体盈利稳步增长。其中，中国华能营业收入同比增长8.7%，利润总额同比增长37.1%；中国华电全年实现销售收入同比增长9.4%，利润总额同比增长37.1%；国家电投营业收入同比增长20.4%，净利润同比增长59.6%；国家能源集团营业收入同比增长3.4%，利润总额同比增长6.3%。特别值得关注的是，中央发电企业降杠杆减负债成效明显。2019年，电力行业资产负债率较年初下降超过1个百分点。其中，据公开数据显示，中国华能资产负债率降至72.8%；中国华电资产负债率为72.8%，同比下降4.75个百分点，连续11年下降；国家电投资产负债率75.61%，较年初下降近3个百分点；国家能源集团资产负债率为59.6%，同比降低1.18个百分点。煤电企业经营仍然困难。2019年，火电利用小时数仍处于低迷状态。电煤价格方面，中电联公布的数据显示，中国沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数）各期综合价自2019年2月以来，呈现价格前高后低的态势，震荡幅度收窄，全年综合价仍超过《关于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》规定的绿色区间上限（500～570元/吨），国内煤电企业采购成本仍居高位。统计显示，2018年我国煤电亏损面54.2%；2019年，电煤价格总体高位波动，全国煤电亏损面仍超50%。八、电力体制改革深入推进2019年的电力体制改革深入推进。电力市场化交易电量持续提升，中长期市场交易规则不断完善；增量配电业务试点已启动第五批申报；八个电力现货市场试点陆续开展结算试运行，实际检验了市场方案规则设计和技术支持系统，部分非试点地区现货市场的研究建设取得积极进展；电力辅助服务市场范围不断扩大。启动第二轮电网输配电定价成本监审。首轮输配电成本监审共核减不相关、不合理费用约1284亿元，平均核减比例15.1%。2019年国家发展改革委发布《关于开展第二监管周期电网输配电定价成本监审的通知》，部署对全国除西藏以外的30个省份34个省级电网和华北、华东、东北、西北、华中5个区域电网全面开展新一轮输配电成本监审。增量配电业务改革稳步推进。历经三年时间，国家已启动四批增量配电业务改革试点，共批复404个试点，其间取消24个。2019年有132个增量配电项目获得电力业务许可证。2019年10月28日国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合印发《关于请报送第五批增量配电业务改革试点项目的通知》，正式启动第五批试点项目的申报工作。剩余的380个试点中，约三分之二确定业主。其中，国网经营区域确定增量配电项目业主138个；南方五省区共62项，截至2019年底，已有44个项目确定业主。电力市场化交易规模持续提高。2019年全国电力市场化交易电量28344亿千瓦时（省内中长期交易电量占比81%，省间交易电量占比19%）。目前，约50%的燃煤发电上网电量电价已通过市场交易形成，中电联数据显示，2018年度全国煤电参与市场化交易部分电量的电价，较燃煤标杆电价的平均下浮率为11.24%。2019年出台的《关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》则进一步扩大了电力市场化交易程度。截至2019年12月24日，湖南、云南、河北南网、陕西、冀北、重庆、新疆、湖北、辽宁、吉林、宁夏、贵州等11个省级电网宣布全面放开经营性电力用户参与电力市场化交易，不再受电压等级和用电量限制。售电侧改革持续推进，市场主体数量不断增加。截至2019年底，已注册的售电公司达4000余家。国网区域内各电力交易平台累计注册市场主体14.8万家；南方五省区在各交易平台注册的市场主体共计44144家，电源类型涵盖火、核、水、风、光伏；南方区域在各电力交易机构注册的售电公司累计达到760多家。电力交易机构股份制改造有所推进。全国已建立北京、广州两个区域电力交易中心和33个省（区、市）电力交易中心。截至2019年底，完成10家股改。其中，南网范围内的6家电力交易中心已经全部完成股份制改造。国网范围内，山西、湖北、重庆完成，北京交易中心引入战略投资者。据分析，这10家电力交易机构完成股改后，电网企业的持股比例在60%～80%之间，持股比例最少的在昆明，为50%，持股比例最高的在贵州，为80%；国网在其范围内4家电力交易中心的股份占比均为70%，其余企业股份占比大部分为10%以下。首批8个电力现货市场建设试点进入结算试运行。除了这8个试点和西藏自治区以外，国家要求各地因地制宜编制电力现货市场建设方案，并于2019年12月底前完成。此外，东北三省一区电力现货方案完成初步设计；广东、广西、云南、贵州、海南五省区现货市场均纳入南方区域电力现货市场框架内实施。辅助服务市场扩大。截至目前，20个省份启动电力辅助服务市场建设。新疆、甘肃、山东、福建、江苏等近20个省（区、市、地区）的调峰市场已投入运行（含模拟运行、试运行），山东、山西、福建、广东等6个省（区、市、地区）的调频市场已投入运行（含模拟运行、试运行）。2019年下半年，广西、海南、河北、华中等电力调峰辅助服务市场进入模拟运行阶段，西北五省（区）加区域“1+5”的辅助服务市场体系实现全覆盖，华中电力调峰辅助服务市场自10月12日开始模拟运行，抽蓄电站、自备电厂等泛在调节资源已经纳入市场，而且华中电网首次实现了储能电站省间资源配置。南方区域调频辅助服务市场的技术系统2019年11月投入试运行，自2019年11月5日起，区域系统与现有南方（以广东起步）调频辅助服务市场技术支持系统同步试运行。2019年政府工作报告提出“一般工商业平均电价再降低10%”的要求，政府、电网、发电企业通过减税降费、降低输配电价、上网电价等方式落实国家部署，据国家发展改革委披露的数据，2019年降低企业用电成本846亿元。九、2020年电力发展展望综合来看，我国经济长期向好的基本面没有改变，2020年电力行业面临的国内外经济环境更加复杂，电力发展有巨大潜力和强大动能，2020年电力行业高质量发展的势头仍将持续。（一）电力消费增速稳中趋缓未考虑新冠肺炎疫情冲击时，中电联等机构预计，2020年全社会用电量将延续平稳增长，在没有大范围极端气温影响的情况下，预计2020年全国全社会用电量比2019年增长4%～5%。这一预测与2019年4.5%的实际增速基本持平。疫情发生后，多个研究团队根据疫情的持续时间以及对经济发展的影响作出不同情景的预测，通过分析疫情期间停工停产造成的全社会用电量损失，调减用电增速预期。根据中央对国内疫情防控形势作出最新判断，“以武汉为主战场的全国本土疫情传播基本阻断”。综合不同预测看，疫情造成的全社会用电量损失多在1500亿～2500亿千瓦时，拉低用电增长约2～3.5个百分点，全面复工复产、经济社会秩序恢复后用电量补涨，“新基建”对电力依赖偏高等因素将抬升用电增长，总体预计2020年全社会用电量增速较上年进一步降低。（二）发电装机增速基本平稳，非化石能源发电装机比重继续提高非化石能源发电新增装机已稳居全国新增发电装机的主体地位，推动其在发电装机中的比重继续提高。预计2020年全国新增发电装机1.1亿千瓦左右，较2019年的规模约增加800万千瓦，其中，非化石能源发电新增装机将在7500万千瓦左右，约占全部发电新增装机的三分之二，占比较去年提升3～5个百分点。新增装机较去年的增量主要在于风电、光伏发电投产装机增长，预计2020年风电新增装机在2900万千瓦左右，光伏新增装机规模3400万千瓦左右，分别较去年约增加300万、700万千瓦。预计2020年底全国发电装机容量21.2亿千瓦，增长5.5%左右，增速基本与上年持平；非化石能源发电装机占总装机容量比重上升至43.2%，比2019年底提高1.3个百分点左右。（三）全国电力供需总体平衡2020年，全国电力供需形势将延续总体平衡态势，并趋向总体宽松，局部地区个别时段存在电力供应缺口。由于发电装机增速快于用电增长，且新增发电装机中新能源占主体，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时将将较去年的3825小时进一步降低。局部地区的清洁能源消纳形势趋于严峻，但全国有望延续去年向好态势，完成清洁能源消纳三年行动计划的2020年目标。（四）电力投资稳中有升，特高压投资增长明显为了发挥好有效投资在稳增长中的关键作用，2020年电力投资将加大，但前期停工停产引起电力工程建设工期缩短，将影响实际完成投资额，预计电力投资总体上将扭转“十三五”以来的下滑态势，企稳回升，重返8000亿元以上投资规模。其中，特高压作为中央明确的“新基建”七大领域之一，在2020年中的投资将提速，带动电网投资显著增加。其中，国网近期多次调整电网投资规模，目前预计安排电网投资4500亿元，较年初安排的4080亿元，增加约10.3%。其中，全年特高压建设项目投资规模从近千亿元升至1811亿元，特高压投资占比有大幅提升。（五）主要电力企业转型升级，促进行业效益总体提升2020年，主要电力企业将以供给侧结构性改革为主线，在电力体制改革、国资国企改革等多重改革中，根据企业功能定位，既聚焦主责主业，又科学布局战略性新兴业务，提质增效、转型升级、“争创一流”。电网企业将更加回归公益类公司属性，着力优化用电营商环境。主要发电企业不断提升化石能源清洁化、清洁能源规模化的水平，加强专业化重组，扩大电力市场化交易规模。主要电力企业的发电、电网、电力装备制造以及其他多元化辅业等大类产业板块将出现深度调整，剥离重组。从经营情况看，用电增速放缓，将整体上影响主要电力企业营收。2月至6月阶段性降低用电成本将进一步加剧电力企业的经营困难；燃煤成本预期下行、更加激烈的市场竞争、新能源建设成本下降等多个因素交织，将增加主要发电企业营收的不确定性。（六）电力体制改革向前推进党的十八届三中全会公报指出，到2020年，在重要领域和关键环节上取得决定性成果。电力领域改革是其中重要内容，电力体制改革也将持续深入推进。在推进第二轮输配电价成本监审、电力市场建设、增量配电等改革中，2020年改革成果的亮点将主要体现在电力市场建设和电力交易机构独立规范运行方面。其中，市场主体在签订2020年中长期合同时要做到有量、有价、有曲线，将有力完善电力批发市场，建立健全电力市场化交易机制，确保中长期市场与现货市场的有效衔接；电力现货市场建设试点连续结算的周期进一步加长，陆续稳妥启动连续结算运行；年底前将基本建立电力辅助服务市场机制。电力交易机构独立规范运行工作进一步形成共识而提速，年底前北京、广州2家区域性交易机构和省（自治区、直辖市）交易机构中电网企业持股比例降至50%以下。2019年全国电力工业统计快报一览表注：1、全社会用电量指标是全口径数据。2、三次产业划分按照2018年3月《国家统计局关于修订<三次产业划分规定（2012）>的通知》（国统设管函〔2018〕74号）相应调整，为保证数据同口径可比，上年同期数据根据新标准重新进行了分类。（总注：本文所引用数据均来自权威部门资料。部分数据存在相互出入问题，个别较去年版本做了修正，或根据实际情况进行了调整。对于不影响总体判断的数据，保留了原始引用数据。）原文首发于《电力决策与舆情参考》2020年第12期原标题:重磅报告 | 我国电力发展与改革形势分析（2020）免责声明：以上内容转载自北极星电力新闻网，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

电机(俗称"马达")是指依据电磁感应定律实现电能转换或传递的一种电磁装置。在电路中用字母M(旧标准用D)表示。它的主要作用是产生驱动转矩，作为用电器或各种机械的动力源。发电机在电路中用字母G表示。它的主要作用是利用机械能转化为电能，目前最常用的是，利用热能、水能等推动发电机转子来发电。高效节能电机是指通用标准型电机具有高效率的电机，一般采用新型电机设计、新工艺及新材料，通过降低电磁能、热能和机械能的损耗，提高输出效率。与通用标准型电机相比，高效节能电机的节能效果显著，一般情况下效率可平均提高4%左右。国内外电机行业现状分析调研从目前我国电机行业的整体看，基本可以做到供需平衡，但是从局部看，我国中低端电机存在一定的过剩，而在高端方面则处于供不应求的状态。预计未来几年，随着市场整合的加深、技术的提高，我国对高端产品的的依赖程度将会逐渐降低。2018年度行业产销平稳增长;个别企业亏损严重，导致行业利润总额大幅下降;出口产销量与收入增长幅度收窄;2018年原材料价格虽有所松动,但仍处在高位震荡，成本不断增长，挤兑了企业盈利空间;应收应付账款全年高位运行，流动资金吃紧;行业平均综合经济效益指数下降。2019年中小型电机行业延续了2018年的变化趋势。随着劳动力以及能源等生产要素价格的上升，制造行业企业生产成本不断攀升。电机冲片的加工一般使用单片冲槽法，其工作量占电机制造总工时的25%左右。并且，由于在传统生产方式下，生产信息收集不及时、流转不畅，生产过程的监控、记录不精细，造成生产管理滞后、产品质量控制成本较高。目前，国外先进的电机企业已实现自动化的生产流程，建立了完善的信息交换系统与智能管理平台，生产效率与管理水平得到了有效提升。例如，国外先进企业的冲片生产已广泛使用单片机、可编程逻辑控制器等自动化冲制方式，但国内电机生产企业的冲制过程仍较多采用单片冲制和人工进出料为主。为提高生产效率、降低事故率、降低产品质量控制成本，提高生产线的数字化、信息化水平、实现自动化生产，是电机企业未来不可逆转的趋势。想要了解更多行业专业分析请点击中研普华产业研究院出版的《2020年中国 高效节能电机市场产业现状分析与投资评估预测报告》。2017-2020年电机节能状况综合分析第一节 电机节能效果分析一、工业节能电机的本体节能稀土永磁材料的磁性能优异，它经过充磁后不再需要外加能量就能建立很强的永久磁场，用来代替传统电机的电励磁场。稀土永磁电机效率高、结构简单，体积小、重量轻，既可达到传统励磁电机所无法比拟的高性能(如超高效、超高速、超高响应速度)，又可制成能满足特定运行要求的特种电机，如电梯曳引电机、汽车专用电机等。稀土永磁电机与电力电子技术、微机控制技术相结合，更将电机传动系统的性能提高到了一个崭新的水平。在工业领域，作为驱动用的稀土永磁电机主要有异步起动高效永磁同步电动机、变频供电的永磁同步电动机等。二、变频调速节能应用变频技术最早的目的主要是为了调速控制。随着电力电子技术和控制技术的高速发展，变频调速已经能获得高精度的转速转矩控制，达到直流调速系统的调节精度。笼型感应电动机比直流电机系统结构简单、重量轻、价格低、无换向器，运行可靠;控制电路比直流调速系统简单、易于维修;特别是对于特大容量和极高转速的负载，由于直流电动机换向器的换向能力限制了其容量和转速，而交流电动机则不受限制。因此特大容量且对传动装置控制要求很高的传动，如大型钢板轧机、矿井卷扬机、聚乙烯压机等;再如转速极高的传动装置，如在化工和食品行业的离心机、高速搅拌机和高速磨头等，其动态性能要求较高，这些场合都以采用交流变频调速为宜。除满足传动控制的调速要求外，变频调速技术还可用于节能。目前用得最多的是对风机、泵类负载设备的调速节能。一方面是因为风机、泵类系统约?肖耗了工业电动机用电的40%;另一方面是由于风机、泵类负载的转矩与转速的平方成正比，在选型裕量过大和需减少风量(流量)时，变频调速的节能效果尤为显著;另外，在使用风机泵类设备的大部分场合，对变频调速的控制精度，动态性能要求不高，变频器的成本相对较低，控制较简单，便于推广。三、电机系统节能电机系统节能通常是指从电机起动开关开始直至拖动的装置产出产品(流体)时能量的最终消耗。它包括电机起动开关、供电馈线、电机速度控制装置、电动机、联轴器(或其他联结方式如齿轮联结、皮带联结、蜗轮蜗杆联结等)、拖动装置(泵、风机或压缩机等)、拖动装置产出的产品(一般为液体和气态流体)、输送管线、终端负载等。所以，电机系统节能是指整个系统效率的提高，它不仅追求电机本体效率和拖动装置效率的最优化，还要求系统各单元与系统整体效率的最优化。图表：拖动环节图资料来源：公开资料整理第二节 2017-2020年全球电机产品强制性能效标准研究一、美国1992年，美国国会通过了EPACT法令，该法令对电机的最低效率值作出了规定，并要求从1997年10月24日起，凡是在美国销售的通用电机，都必须达到最新制定的最低效率指标，即EPACT效率指标。EPACT所规定的效率指标为当时美国主要电机制造商所生产的高效电机效率指标的平均值。2001年，美国能源效率联盟(CEE)与美国电气制造商协会(NEMA)联合制定的超高效率电机标准，称为NEMAPremium标准。该标准的启动性能要求与EPACT一致，其效率指标基本上发映了目前美国市场上超高效率电机的平均水平，较EPACT指标提高了1一3个百分点，损耗较EPACT指标下降了20%左右。目前NEMAPremium标准多用于电力公司为鼓励用户购置超高效率电机时，给予补贴的一个参照标准，NEMAPremium电机被推荐使用在年运行>2000小时、负荷率>75%的场合。NEMA开展的NEMAPremium计划是一个行业自愿的协议，NEMA成员签署这一协议并在达到标准后才能使用NEMAPremium标识 ，非成员单位需要付一定费用后才 可使用此标识。EPACT规定电机效率 的测定采用美国电机与电子工程师学会 的电机效率试 验方法标准 IEEE112一B。二、欧盟欧盟在上世纪90年代中期开始对电机节能进行调研和政策制定土作。1999年，欧盟委员会交通能源局与欧洲电机和电力电子制造商协会(CE-MEP)就电动机分级计划达成了自愿协议(简称EU一CEMEP协议)，该协议对电机的效率水平进行了分级，即eff3一低效率(Lowefficiency)电机，eff2-改善(Improvedefficiency)电机，effl一高效率(Highefficiency)电机。在2006年后，禁止生产和流通eff3级电动机。该协议还规定制造商应在产品铭牌和样本数据表上列出效率档次的标识以及效率数值，以便于用户选用和识别，这也构成欧盟电机EuPs指令最早的能效参数。EU-CEMEP协议由CEMEP成员单位自愿签约后执行，并欢迎非成员的制造商、进口商和零售商参加。目前参加的包括德国西门子、瑞士ABB,英国BrookCromton、法国Leroy一Somer等36家制造公司，覆盖了欧洲80%的产量。丹麦对于购置电机效率高于最低标准的用户，由能源署每kW补贴100或250丹麦克郎，前者用于新厂购置电机，后者用于更换老电机;荷兰则除了购置补贴外，另还给予税收优惠;英国则通过减免气候变化税和实施“提高投资补贴计划”来促进高效率电机等节能产品的市场转化，政府还由环境、食品和农村事务部(DEFRA)组织实施一市场转化计划，在互联网上积极介绍包括高效率电机在内的节能产品，提供这些产品的信息、节能方案和设计方法等。三、加拿大加拿大标准协会与加拿大电机行业协会在1991年制订了一个推荐性的电机最低能效标准，此标准的效率指标较稍后的美国EPACT指标略低。由于能源问题的重要性，在1992年加拿大议会也通过了能源效率法令(EEACT)，其中包括了电机的最低能效标准，其电机效率指标和美国EPACT指标相同，并规定该标准在1997年开始正式生效。此标准根据法律规定强制实施，所以高效率电机得到了迅速的推广。四、澳大利亚澳大利亚政府为节约能源和保护环境，自1999年起开始对家用电器和工业设备，实施强制性能效标准计划(Mandadoryenergyefficiencyperformancestandards)或称MEPS计划，由澳大利亚政府下属温室气体办公室会同澳大利亚标准委员会进行管理。澳大利亚已将电机纳人MEPS范围，其电机强制性标准于2001年10月批准生效，标准号为AS/NZS1359.5，需要在澳洲和新西兰生产和进口的电机均需达到或超过此标准所规定的最低效率指标。该标准可用2种试验方法进行试验，因此规定了2套指标:一套为方法A的指标，对应于美国IEEE112一B方法;另一套为B方法的指标，对应于IEC34-2，其指标数值与欧盟EU一CEMEP的Eff2基本相同。该标准除规定了强制性的最低标准外，还规定了高效率电机指标，为推荐性标准，并鼓励用户采用。其数值与欧盟EU一CEMEP的Effl及美国的EPACT相近。