电力行业各业态发展现状、政策、周期及未来规划第一节各业态发展现状一、水电行业新投产容量创历史新高，设备利用小时同比下降。
2013年，全国水电新增装机容量达到2993万千瓦，同比增加1676万千瓦，增长78.6%。
截至2013年底，全国全口径水电装机容量2.8亿千瓦，同比增长12.3%；全年全国全口径水电发电量8963亿千瓦时，同比增长5.0％；全年水电设备利用小时3318小时，同比降低273小时。
二、煤电行业2013年，煤电完成投资同比下降12.3%，延续了“十一五”以来的逐年下降趋势，占电源投资比重降至19.6%，累计总装机规模8.0亿千瓦，占全部电源装机容量的比例降至64.3%。
2013年，全国全口径煤电发电量4.0万亿千瓦时，占全部发电量的75.5%。
全年设备利用小时5128小时，煤电机组供电标准煤耗降至321克/千瓦时，比上年降低4克/千瓦时，煤电机组供电标准煤耗继续居世界先进水平。
三、风电行业中国风电年度新增装机量自2005年后快速增长，在2010年达到2000万千瓦，之后由于风电产业规模扩张过快，需求无法跟上，风电新增装机量出现连续下滑，2012年年度新增装机量仅为1300万千瓦。
不过步入2013年以来，风电行业整体状况开始逐步好转。
2013年，风电完成投资631亿元，同比增长3.9%；并网风电新增装机容量1406万千瓦，同比增加110万千瓦。
截至2013年底，全国并网风电装机容量7548万千瓦，同比增长24.5%，全年并网风电发电量1401亿千瓦时，同比增长36.3%。
2013年，在多方共同努力下，我国风电“弃风”问题得到有效改善，全年风电设备利用小时达到2080小时，比上年提高151小时，风电设备利用率连续两年提高。
四、太阳能发电行业2013年，国务院及各部门密集出台了一系列扶持国内太阳能发电产业发展政策，极大地促进了我国太阳能发电发展。
全年共新增并网太阳能发电装机1130万千瓦，同比增长953.2%，截至2013年底我国并网太阳能发电装机容量达到1479万千瓦，同比增长335.0%。
全年并网太阳能发电量为87亿千瓦时，同比增长143.0%。
五、核电行业自从我国首座自主设计建造的秦山核电站于1991年12月15日实现首次并网发电以来，截至2013年底核电装机1461万千瓦，同比增长16.2%。
全年核电发电量1121亿千瓦时，同比增长14.0%。
六、生物质发电行业近几年来，生物质能发电（含垃圾发电）在我国发展较为迅速，装机容量逐年增加，由2006年的480万千瓦增加至2012年的980万千瓦，年均复合增长率达9.3%。
截至2013年底，除青海省、宁夏回族自治区、西藏自治区以外，全国已经有28个省（市、区）开发了生物质能发电项目。
全国累计核准容量达到1223万千瓦，其中并网容量779万千瓦，占核准容量的63.7%。
从生物质发电技术类型看，农林生物质直接燃烧发电总并网容量为420万千瓦，占比约53.9%；垃圾焚烧发电总并网容量340万千瓦，占比约43.6%；沼气发电并网容量19万千瓦，占比约2.4%。
2013年，全国（不含港澳台地区）生物质发电上网电量356亿千瓦时。
其中，江苏省、山东省、广东省、浙江省上网电量分别为52亿千瓦时、44.3亿千瓦时、39亿千瓦时、36.4亿千瓦时，四省合计上网电量约占全国总上网电量的48.2%。
七、天然气发电行业截至2013年底，我国天然气发电装机容量4668万千瓦，同比增长15.9%，占总发电装机容量的3.8%；发电量1143亿千瓦时，同比增长4.7%，占总发电量的2.1%。
2013年，天然气消费需求增长十分强劲，多地用气需求超常规增长，全年天然气表观消费量同比增长13.9%，天然气供应紧张。
为确保居民及公用用气安全，部分地区的燃机发电受到供气限制。
为保障天然气市场供应，理顺天然气价格，2013年7月10日国家上调了非居民用天然气价格，目前全国仍未形成统一的燃机发电价格机制，部分燃机发电企业因发电成本明显上涨而地方补贴不到位出现持续亏损。
第二节各业态电价政策一、水电行业现行的水电定价机制主要采用“成本加成”和“标杆电价”的定价原则1、成本加成，一厂一价。
我国大部分水电站实行的是成本加合理利润的定价模式，即根据每个水电站的成本核定水电上网价格，没有充分反映水电资源的价值，生态补偿和环境保护并没有纳入成本考虑，也不能有效控制水电站建设成本。
由于各电厂造价不同，造成了“一厂一价”现象，差别较大。
2、标杆电价。
部分水电富集区域参照省内平均水电造价，核定出“水电标杆电价”，如四川、云南等地。
但是出现的问题是，新水电的平均造价不断提升，而“标杆电价”并没有进行相应的调整。
2014年1月，国家发改委宣布将完善水电上网价格形成机制。
今后新投产水电站，跨省跨区域交易价格由供需双方参照受电地区省级电网企业平均购电价格扣减输电价格协商确定；省内消纳电量上网电价实行标杆电价制度，标杆电价以省级电网企业平均购电价格为基础，统筹考虑电力市场情况和水电开发成本制定。
二、煤电行业2004年以后燃煤机组上网电价实行标杆电价。
发改委根据经营期限，按省级电网内同时期建设的同类型技术先进的发电机组的社会平均成本为基础核定成本，加合理收益和税金的原则核定上网电价。
除政府招标确定上网电价的发电企业外，同一地区新建设的发电机组上网电价实行同一的标杆电价；原来已经定价的发电企业上网电价逐步统一。
同时，上网电价随燃煤价格波动实行煤电联动。
当燃料价格涨落幅度超过5.0％，上网电价在及时反映电力供求关系的前提下，与燃料价格联动（电价承担70.0％，电力企业自身消化30.0％）。
另外，为鼓励节能减排，在逐步提高火电排放标准的同时，公布了脱硫电价、脱硝电价和除尘电价，完成相关改造并达到标准的发电企业可享受以上电价。
三、风电行业2009年7月之前，风电行业实行的是招标上网电价，5万千瓦以上的国家级项目采用特许权招标定价模式，5万千瓦以下的项目由当地省物价局上报国家发改委价格司审批定价。
2009年7月，国家发改委下发《关于完善风力发电上网电价政策的通知（发改价格〔2009〕1906号）》，按照资源区设立风电标杆上网电价，将全国分为四类风能资源区，风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54 元、0.58 元和0.61元。
国家发改委于2014年6月发布《关于海上风电上网电价政策的通知（发改价格〔2014〕1216号）》，明确了国内海上风电的标杆电价：2017年以前投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0.85元，潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.75元。
四、太阳能发电行业根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三类太阳能资源区，于2013年9月1日后备案（核准）的光伏电站项目，各资源区标杆上网电价分别为每千瓦时0.90元、0.95元、1.00元。
分布式光伏发电的电价补贴标准为每千瓦时0.42元，分布式光伏发电系统自用有余上网的电量，由电网企业按照当地燃煤机组标杆上网电价收购。
同时，免收随电价征收的各类基金和附加，以及系统备用容量费和其他相关并网服务费。
五、核电行业我国核电一直实行“一厂一价”的定价机制，一般在核电机组投运前，核电厂提出申请，以经核算项目的最后总成本，加上国家规定的利润率来确定上网电价，价格主管部门组织评审以分析电价合理性，最后再确定该机组具体的上网价格，所以各核电厂都有“各自的电价”。
2013年6月，国家发改委发布《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知（发改价格〔2013〕1130号）》，将现行核电上网电价由个别定价改为对新建核电机组实行标杆上网电价政策，并核定全国核电标杆电价为每千瓦时0.43元。
全国核电标杆上网电价高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝加价）的地区，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价。
六、生物质发电行业2010年7月，国家发改委发布《关于完善农林生物质发电价格政策的通知（发改价格〔2010〕1579号）》，对农林生物质发电项目实行标杆上网电价政策，未采用招标确定投资人的新建农林生物质发电项目，统一执行标杆上网电价每千瓦时0.75元。
2012年3月，国家发改委发布《关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知（发改价格〔2012〕801号）》，以生活垃圾为原料的垃圾焚烧发电项目，均先按其入厂垃圾处理量折算成上网电量进行结算，每吨生活垃圾折算上网电量暂定为280千瓦时，并执行全国统一垃圾发电标杆电价每千瓦时0.65元；其余上网电量执行当地同类燃煤发电机组上网电价。
七、天然气发电行业根据《上网电价管理暂行办法（发改价格〔2005〕514号）》的规定，在没有实现竞价上网阶段，独立发电企业的上网电价由政府价格主管部门按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金的原则核定。
各级价格主管部门按上述原则根据不同电源技术经济特性、发展阶段，对不同电源形式实施不同的上网电价政策。
对于天然气发电机组主要采用基于成本的单一制电价形式，按照“一事一议”、“一厂一价”的方式制定上网电价。
区域电网或区域电网所属地区电网统一调度机组的上网电价由国务院价格主管部门制定并公布，其他发电企业上网电价由省级价格主管部门制定并公布。
目前，从全国天然气发电上网电价的制定情况看，大致分为以下三类：一是由省级价格主管部门按成本加成法制定临时上网电价，各省电价不尽相同；二是国家批复的临时上网电价，执行这一电价的主要是国家核准的天然气机组；三是采用燃煤机组标杆电价加补贴的方式，电网公司按燃煤机组的标杆电价结算，当地政府对不足部分进行补贴。
电力行业各业态电价政策汇总第三节各业态行业周期一、水电行业从水电行业的各个特征分析，目前我国水电行业的生命周期处于成长期，主要根据在于：我国水电装机容量占全国比重跟世界水平比较还处于一个相对较低的水平，其次水电行业还没有完全成熟，水电和火电上网电价没有同步，倘若上网电价同步，则水电行业的利润将大幅度增加，行业发展水平将进一步提升，同时在移民安置、环保问题方面还有很多要探索和解决。
但是由于我国可开发水电资源潜力巨大，只要国家政策大力支持，行业规模还是有很大快速增长的空间。
总体上看，今后5-10年，水电仍具有较大开发潜力，优先开发水电仍是发展中国家能源建设的重要方针。
全球水电开发将集中于亚洲、非洲等资源开发程度不高、能源需求增长快、经济欠发达地区。
2、煤电行业从煤电行业的各个特征分析，目前我国煤电行业的生命周期处于成熟期，主要根据在于：近些年我国发电装机规模快速增长，电力供应紧缺的情况已得到根本的缓解，目前的总装机规模已基本能满足经济发展和人民生活用电的需求。
在全部电源装机容量中，煤电装机容量约占全国电源总装机容量的64.3%，发电量约占总发电量的75.5%，煤电在电力工业中所处的地位举足轻重。