近期，中国国电集团公司发行了2012年度第三期超短期融资券，其募集说明书对我国电力行业现状及发展前景进行了分析。

　　2011年，我国全社会用电量平稳较快增长；发电装机容量继续增加，结构调整加快，装备技术水平进一步提高，节能减排取得新进展。全年全社会用电量46,928亿千瓦时，新增装机容量9,041万千瓦，年底发电装机容量达到10.56亿千瓦，其中水电、核电、风电等非火电类型发电装机容量比重达到27.50%，比上年提高0.93个百分点；供电标准煤耗330克/千瓦时，比上年下降3克/千瓦时；线年，一批国家重点电源、电网建设项目按期投产，对电力工业的合理布局、优化配臵和转型发展起到了重要作用。

　　全社会用电量：2011年，全国全社会用电量46,928亿千瓦时，比上年增长11.74%。其中，第一产业用电量1015亿千瓦时，比上年增长3.92%；第二产业35,185亿千瓦时，比上年增长11.88%；第三产业5,082亿千瓦时，比上年增长13.49%；城乡居民生活5,646亿千瓦时，比上年增长10.84%。工业用电量34,633亿千瓦时，比上年增长11.84%，其中，轻、重工业用电量分别为5,830亿千瓦时和28,803亿千瓦时，分别比上年增长9.25%和12.38%。

　　电力生产：2011年，全国全口径发电量47,217亿千瓦时，比上年增长11.68%。分类型看，水电发电量6,626亿千瓦时，比上年降低3.52%，占全部发电量的14.03%，比上年降低2.21个百分点；火电发电量38,975亿千瓦时，比上年增长14.07%，占全国发电量的82.54%，比上年提高1.73个百分点；核电、并网风电发电量分别为874亿千瓦时和732亿千瓦时，分别比上年增长16.95%和48.16%，占全国发电量的比重分别比上年提高0.08和0.38个百分点。

　　2011年，全年6,000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数为4,731小时，比上年增加81小时。其中，水电设备平均利用小时3,028小时，比上年降低376小时，是近二十年来的最低水平；火电设备平均利用小时5,294小时，是2008年以来的最高水平，比上年提高264小时；核电7,772小时，比上年降低69小时；风电1,903小时，比上年降低144小时。

　　基建新增能力：2011年，全国基建新增发电设备容量超过9,000万千瓦，已连续6年超过9,000万千瓦。其中，水电1,225万千瓦，火电5,886万千瓦，核电、并网风电和太阳能发电新增合计1,928万千瓦。截至2011年底，全国发电设备容量105,576万千瓦，比上年增长9.25%；其中，水电23,051万千瓦（含抽水蓄能1,836万千瓦），占全部装机容量的21.83%；火电76,546万千瓦（含煤电70,667万千瓦、常规气电3,265万千瓦），占全部装机容量的72.5%；并网太阳能发电规模发展较快，达到214万千瓦。

　　2011年，全国基建新增220千伏及以上输电线路长度和变电设备容量分别为35,071千米和2.09亿千伏安，分别比上年减少9654千米和0.49亿千伏安。截至2011年底，全国电网220千伏及以上输电线路回路长度、公用变设备容量分别为48.03万千米、21.99亿千伏安，分别比上年增长7.88%和10.50%。电力投资：2011年，全国电力工程建设完成投资7,393亿元，与上年基本持平。其中，电源工程建设完成投资3,712亿元，比上年下降6.49%；电网工程建设完成投资3,682亿元，比上年增长6.77%。在电源工程建设完成投资中，水电完成投资940亿元（其中抽水蓄能电站完成投资60.5亿元），火电1,054亿元（其中煤电903亿元），核电740亿元，风电829亿元。

　　电力技术：2011年我国自主设计制造的国家风光储输示范工程建成投产，是目前世界上规模最大，集风电、光伏发电、储能、智能输电于一体的新能源综合利用平台，可有效破解新能源并网的技术难题；亚洲首个柔性直流输电示范工程上海南汇风电场柔性直流输电工程投入正式运行，是我国第一条拥有完全自主知识产权、具有世界一流水平的柔性直流输电线路，标志着我国在智能电网高端装备方面取得重大突破；国电江苏如东150MW海上（潮间带）示范风电场一期工程并网发电，成为我国已建成的规模最大海上风电场，为国家海上风电规模化开发建设积累经验。

　　重点建设项目：2011年，电源重点建设项目投运进一步体现了结构调整的成效；全国共有三峡地下电站4台70万千瓦机组、云南汉能金安桥水电站2台60万千瓦机组、四川泸定水电站2台23万千瓦机组、云南功果桥水电站2台22.5万千瓦机组、四川大渡河深溪沟水电站2台16.5万千瓦机组等大中型水电厂机组相继投产；另有云南糯扎渡水电站、云南阿海水电站、四川黄金坪水电站、四川木里河卡基娃水电站等一批重点项目获准建设；火电又有宁夏灵武电厂二期工程、嘉兴发电厂三期工程等共计8台百万千瓦超超临界火电机组建成投产，年底全国在运百万千瓦超超临界火电机组达39台；全年新增风电并网容量1,585万千瓦，其中内蒙古、甘肃新增风电装机超过300万千瓦；太阳能发电步伐加快，全年新增并网太阳能发电装机容量169万千瓦，中电投格尔木200兆瓦并网光伏电站顺利投产，成为世界上一次性投产并网规模最大的光伏电站。

　　电网建设成果显著，青藏直流联网工程投入试运行，结束了电网长期孤网运行的历史，标志着我国内地电网全面互联；世界首个660千伏电压等级的直流输电工程宁东直流输电工程双极建成投运；特高压1,000千伏交流试验示范工程扩容改造顺利完成，输送容量达到500万千瓦；中俄直流背靠背联网工程建成投产，有利于中俄两国之间的电力交流与优势互补；世界电压等级最高的智能变电站国家电网750千伏陕西洛川变电站顺利建成投运。节能减排：2011年，全国6,000千瓦及以上电厂供电标准煤耗330克/千瓦时，比上年降低3克/千瓦时；全国电网输电线年全国电力供需形势预测

　　2012年，国家“稳中求进”的工作总基调和更有效的宏观调控将确保经济保持平稳较快发展，经济和电力增速将有所回落，预计全社会用电量增速在8.5%-10.5%之间，推荐方案9.5%，全年用电量5.14万亿千瓦时，可能呈现“前低后高”分布。供应方面，预计新增装机8,500万千瓦左右，其中，水电新增2,000万千瓦左右，火电新增缩小到5,000万千瓦左右，年底全口径发电装机容量达到11.4亿千瓦左右。

　　根据目前情况判断，2012年，汛前水电来水偏枯可能性较大、电煤地区性、时段性矛盾仍然比较突出，供应外部环境依然比较严峻。综合平衡分析，预计2012年全国电力供需仍然总体偏紧，区域性、时段性、季节性缺电仍然较为突出，最大电力缺口3,000-4,000万千瓦。全年发电设备利用小时将在4,750小时左右，火电设备利用小时在5,300-5,400小时。

　　2006年6月，根据煤价市场变动情况和煤电价格联动机制规定，国家发展改革委组织各地价格主管部门研究制定了煤电价格联动具体实施方案，全国销售电价每千瓦时平均提高2.494分。

　　对部分高耗能行业实行差别电价政策，限制了不符合国家宏观产业政策的高耗能行业和企业的电力需求。2004年6月，国家发展改革委对电解铝、铁合金、电石、烧碱、水泥、钢铁6个高耗能行业区分淘汰类、限制类、允许和鼓励类企业试行了差别电价政策，对允许和鼓励类企业，电价随各地工业电价统一调整；对限制类和淘汰类企业，电价在以上基础上再分别提高2分钱和5分钱。2006年9月，发展改革委出台了关于完善差别电价政策的意见，该意见明确：一是禁止自行出台优惠电价措施，已经出台实施的要立即停止执行。二是扩大差别电价实施范围。在对电解铝、铁合金、电石、烧碱、水泥、钢铁6个行业继续实行差别电价的同时，将黄磷、锌冶炼2个行业也纳入差别电价政策实施范围。三是加大差别电价实施力度。未来3年内，将淘汰类企业电价提高到比目前高耗能行业平均电价高50%左右的水平，提价标准由现行的0.05元调整为0.20元；对限制类企业的提价标准由现行的0.02元调整为0.05元。四是严格执行对企业自备电厂的收费政策。除国家鼓励发展的资源综合利用（如利用余热、余压或煤矸石发电等）、热电联产的自备电厂外，严格执行企业自备电厂自发自用电量缴纳三峡工程建设基金、农网还贷资金、大中型水库移民后期扶持基金、城市公用事业附加等规定，企业自备电厂与电网相连的，应向接网的电网企业支付系统备用费。并要求2006年10月1日起对所有列入范围的高耗能企业执行差别电价政策。

　　2008年11月，国家发改委公布了各省级电网输配电价标准，为直购电范围的进一步推广奠定了基础。国家电监会2009年电力监管工作会议上也明确提出，将在广东、吉林和四川试点的基础上，积极推动大用户直接交易，会同有关部门制定工业企业参与电力直接交易准入及管理的政策规范，进一步深化大用户直购电试点，扩大交易范围和规模。

　　2009年2月，国家发改委联合国家电监会、国家能源局，共同发布关于清理优惠电价有关问题的通知，叫停了部分省份变相对高耗能行业实施电价优惠的行为。受此影响,高耗能行业成本反弹。优惠电价的调整只是提高的销售电价，而对目前大多数发电企业影响较小，然而销售电价的上调为下一步上网电价的调高铺平了道路。上网电价上调，对火电企业形成一定程度的利好。替代能源的开发和利用目前并不能完全替代火电地位，因此银行可阶段性关注和进入该行业，信贷支持行业发展。

　　为疏导电价矛盾，完善电价结构，促进可再生能源发展，改善供电企业的亏损局面，平衡发电行业和供电行业的利益格局，2009年11月19日，国家发展改革委经商国家电监会、国家能源局再次出台电价调整方案，决定自2009年11月20日起，将全国销售电价每千瓦时平均提高2.8分钱，各地区、各行业电价调整标准有所差异。此次电价调整，一是对上网电价做了有升有降的调整，陕西等10个省（区、市）燃煤机组标杆上网电价适当提高，浙江等7个省（区、市）适当下调；二是统筹解决2008年8月20日火电企业上网电价上调对电网企业的影响；三是提高可再生能源电价附加标准；四是适当疏导脱硫电价矛盾。同时对销售电价结构进一步优化和完善：一是在全国仅剩的内蒙古东部电网实现了城乡居民用电同价；全国城乡各类用电同价的省份增加到20个，其余省份也缩小了城乡各类用电价差，减轻了农村电费负担；二是2/3的省份实现了商业用电与工业用电同价，以促进第三产业健康发展；三是适当调整了各电压等级差价，以更好地体现公平负担成本的原则。

　　2010年5月，国家发改委联合国家电监会、国家能源局，共同发布关于清理对高耗能企业优惠电价等问题的通知，全面清理了各地高耗能企业享受的优惠电价。该通知要求继续对电解铝、铁合金、电石、烧碱、水泥、钢铁、黄磷、锌冶炼8个行业实行差别电价政策，将限制类企业执行的电价加价标准由现行每千瓦时0.05元提高到0.10元，淘汰类企业执行的电价加价标准由现行每千瓦时0.20元提高到0.30元。优惠电价的取消，一定程度上影响到用电量增长，但长期对电力行业的发展有利，同时可肃清优惠电价的“土政策”，有利于推进更规范的“大用户直购电”政策。

　　2011年6月，全国15个省份调整上网电价和工业、商业用电价格，居民用电不变。这15个省份包括，山西、青海、甘肃、江西、海南、陕西、山东、湖南、重庆、安徽、河南、河北、湖北、四川、贵州。其中，上网电价平均上调2分钱，最高山西3.09分，最低贵州1.24分；工业用电和商业用电平均上调1.67分，最高山西2.4分，最低四川4厘。在调价时间上，湖南、江西、安徽三省上网电价和销售电价6月1日同步调，剩余12个省4月10日已上调上网电。