2016能源行业分析

⑴ 下半年，新能源行业发展前景怎么样

不管什么时候，新能源领域的行业前景都是十分广阔的。
疫情过去，新能源的行业复苏，无机矿物超细化和表面处理技术的进一步提高，希望能在不影响其使用性能前提下，尽量增加无机矿物在塑料包装材料中的用量, 从材料与环保协调发展角度看, 用来源于自然并可回归于自然的无机矿物代用高分子材料生产塑料制品 , 这本身就是对环保的贡献。近年研究表明，碳酸钙等无机粉体材料在制造环境友好塑料材料方面发挥了重要作用。碳酸钙有利于塑料材料的降解，聚乙烯(PE)薄膜中有碳酸钙粉末时，由于在填埋后碳酸钙有可能与CO2和H2O反应，生成溶于水的Ca(HCO3)2而离开薄膜。留下的微孔，将增大聚乙烯塑料接触周围空气和微生物的面积，从而有利于进一步降解。

填加碳酸钙有利于PE焚烧，对于无回收利用价值或回收利用代价太大不宜再回收时，填埋又要占据大量土地，焚烧仍然是可选处理方法。多数城市固体废弃物外包装 (垃圾袋) 能否安全燃烧并燃烧完全，是焚烧技术关键之一，而燃烧时，塑料溶化容易形成黏壁现象，无机粉体加入能够使得这一问题得到极大改善。因此，日本要求包装袋内至少添加15%无机填料；废弃塑料在填埋后，碳酸钙不含有对人体有害重金属，因此对填埋后地下水质无有害影响。

碳酸钙在购物袋和垃圾袋中的使用价值和环保价值在发达国家早已得到认可，尤其被用来盛放焚烧垃圾发电专用袋显得尤为突出。近几年日本等国开发了可焚烧PE塑料薄膜袋, 在PE塑料材料中添加了大量碳酸钙，其效果不仅体现在塑料材料的减量上,且焚烧时可减少对大气污染，减少尾气中有害气体的排放量, 特别是与焚烧热氧降解剂配合使用，对遏止二恶英产生有十分重要意义 。

随着中国禁塑行动的进行，超细重质碳酸钙、轻质碳酸钙和纳米碳酸钙由于价格相对低廉，又可促进塑料降解，环境友好，在可降解塑料中的添加比例会越来越大，市场前景会越来越广阔。广大碳酸钙企业要重视这一难得机遇，紧跟形势，与下游塑料企业多沟通，在原有塑料和涂料用碳酸钙基础上，调整开发出可降解塑料用碳酸钙专用产品，提高碳酸钙产品附加值，促进碳酸钙产业的发展。

山东埃尔派的核心技术：采用球磨分级工艺，可实现大规模、低成本生产。以碳酸钙为例，单条生产线D97:10μm产品年产量可达10万吨，吨产品能耗电150度。适应矿物包括方解石、大理石、石灰石、石英、锆英砂、长石、煤矸石、白云石、菱镁石等。
希望可以帮到你

⑵ 目前新能源行业的前景如何，这种燃料能替代传统的吗有什么优势，我最近在考虑要不要做这个项目

现在产品不是危化品，并且成本更低是可以替代传统燃料的，对于环境而言都是未来有很好的发展的。现在市场上做无醇的很少时间也不长，市场基本规范近期做是最好的，以后市场做的人多了就没有什么市场了

⑶ 新能源行业的前景怎么样

你好，我国新能源光伏发电新能源行业前景非常的好！

在最近召开的十四五计划会议中，明确出要：“推进能源革命”、“构建生态文明体系，促进经济社会发展全面绿色转型”和“加快推动绿色低碳发展”、“全面提高资源利用效率”等要求，为能源产业的持续健康发展指明了方向。
而光伏发电光技术降本空间大、技术进步快、产业化确定性强，是未来主要发展的低成本节能发电方式之一。
未来，我国很多城市农村家庭房屋、建筑的屋顶都会安装光伏电站，来推动清洁能源产业的发展。

而且，国家在推动光伏发电普及上，每年都会有补贴政策发布。

2020年3月10日，国家能源局发布文件《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，明确了2020年度新建光伏发电项目补贴预算总额度为15亿元。其中：5亿元用于户用光伏，补贴竞价项目（包括集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目）按10亿元补贴总额组织项目建设。即是户用补贴总额为5亿元，工商业与地面竞价项目位10亿元。

2020年4月2日，国家发改委共同发布权威文件，明确说明里2020年光伏补贴政策。明确到：纳入2020年财政补贴规模的户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.08元。即是，户用电站每发一度电的补贴是0.08元。

由这两个政策可以得出，2020年的户用补贴规模为：

按照户用光伏总补贴额度5亿元、年利用小时数1000小时和国家有关价格政策测算，并按照50万千瓦区间向下取整确定。

当户用光伏度电补贴强度为每千瓦时0.08元时，5亿元÷1000小时÷0.08元/千瓦时=625万千瓦。向下取整为600万千瓦。即6GW。即是2020年可纳入补贴的容量为6GW。

根据国家能源局的解读，2020年纳入规模的户用项目为：2020年1月1日~并网截止日。需要重点强调是：国家不允许提前抢户用指标，先建先得的行为。

所以，整个资本市场和社会对新能源发展非常看好，值得期待！

资讯来源：碳银网 碳盈协同

⑷ 中国的能源工业概况

既然你不想要一大堆的，那就分条列出了，想要哪方面的信息再问我吧！

能源工业大致可以分为以下三个方面：

一、煤炭工业
（一）煤炭资源的基本特征
1.资源总量丰富且分布相对集中
2.煤炭品种齐全但地区分布不平衡
3.不同品种的煤质差异较大
4.煤炭赋存条件多数较好，局部较差。
（二）主要产煤区及煤炭基地
1.山西产煤区
2.河北（包括北京）产煤区
3.陕蒙产煤区
4.东北产煤区
5.华东产煤区
6.中南产煤区
7.西南产煤区
8.西北产煤区

二、石油与天然气
（一）石油、天然气资源的基本情况
1.油、气远景资源量很大
2.油气资源分布较普遍，已发现油气田相对集中。
3.油气资源的质量特点与赋存条件
（二）主要油气生产基地
1.松辽石油基地
2.华北石油基地
3.新疆石油基地
4.陕甘青石油天然气基地
5.四川天然气基地
6.海上油气基地
（三）石油加工工业的布局
全国炼油基地布局大体组成为以下八个：
（1）辽中南基地：包括抚顺三个厂、大连、锦州、锦西、鞍山、辽阳、盘锦等大型厂，是我国最大的炼油基地，成品油大量运往关内。除辽阳外全为燃料型炼油厂，近年抚顺已逐步向综合方向发展。
（2）黑吉基地：包括大庆、哈尔滨、吉化、林源等十多个厂。大庆石化公司从原来炼油厂发展的燃料-化工型联合企业，原油加工能力达600万吨，除生产大量成品油外，并为乙烯装置提供原料。
（3）京津冀基地：主要有燕山石化公司、天津石化公司、大港炼油厂以及石家庄和沧州的炼油厂。其中燕山石化不仅炼油规模很大，而且二次加工能力强，油品、化工产品100多种。基地内各厂对促进本地区化学工业的发展起到支柱作用。
（4）山东基地：包括齐鲁石化公司的两座炼油厂和济南、青岛两个厂。前者分别炼制一般胜利原油与孤岛高硫原油，同时向30万吨乙烯及其配套装置供应裂解原料，按年处理原油数量及有机化学产品规模，齐鲁石化公司已成为我国最大的石油化工联合企业之一。
（5）华东基地：指沪、苏、浙范围内的上海石化、高桥石化、金陵石化、扬子石化、镇海炼化等公司的大型炼油厂以及其它一些小炼油厂。
该地区交通方便，油品及化工原料消费集中，因此部署较多的石油化工企业确属必要。
（6）长江中游基地：包括沿江布局的安庆、九江、武汉、长岭、荆门等炼油厂，加工由管线和油轮运入的大庆石油、胜利石油以及江汉原油。产品就近供应长江中游各省区。
（7）华南基地：主要包括茂名石化公司和广州石化总厂及福建炼油厂。前者在过去炼页岩油的基础上经多次改扩建，已成为华南最大的石化联合企业，主要生产各种燃料油、润滑油供应两广及香港。
（8）西北基地：主要包括甘、青、新等省区的兰州、乌鲁木齐、独山子、玉门、冷湖等大中型炼油厂以及其它几个小炼油厂。产品供西北各省区及西藏。
此外还有一些分散的炼油厂，除了洛阳石化总厂规模较大外，其它均系小型厂。

三、电力工业
电力是由一次能源转换而成的优质二次能源，并可方便地转化为机械能、热能、磁能、光能、化学能，从而是现代化生产的物质基础。因此任何国家在经济发展中都把电力工业放在十分重要的地位。
（一）电力工业的发展方向与布局
从中国能源资源结构以煤为主、水电资源丰富而当前开发程度很低，以及能源资源分布不平衡的基本情况出发，今后二三十年内电力工业的发展方向应是继续着重发展火电，同时大力发展水电，并积极发展核电。
1.火电厂的布局
2.水电站的布局
3. 核电站的布局
（二）电网的现状与发展格局
1.区域电源构成现状及供应规模
全国有5个跨省区电网：华东、华北、华中、华北、西北，除西北网外，其它各网装机均超过2500万千瓦；另有8个装机在200～2000万千瓦的省区电网：山东、广东、四川、福建、云南、广西、贵州及新疆，其中广东、广西、贵州、云南四省联营电网已初步形成。大电网的供电范围已覆盖全国大部分地区。
2.电网的发展远景
综上所述，本世纪90年代后期，六个跨省电网和几个省区电网都主要是增强本身规模与内部网架，逐步完善500千伏及330千伏主架；同时到2000年左右各大电网间开始以不同方式联接。从地域和能源供应角度看，山东电网宜与华北网联接，福建将与华东或南方联营电网联接。

⑸ 新能源产业的市场分析

调整之一，与新能源产业有关的调整。
体温偏高的新能源产业再遇制冷剂,部分风能和光伏发电行业原材料及技术进口不再“受宠”。
2009年《鼓励进口技术和产品目录》(下称《目录》),其中,“2兆瓦以上风力发电设备设计制造技术”已经从《目录》中删除;而作为太阳能光伏发电组件最重要原料的多晶硅,也被从《目录》中删除。这样对抑制部分行业产能过剩和重复建设,要重点加强包括风电设备及多晶硅等行业的发展指导起一定的作用。
市场人士分析,控制部分过热新能源的产能、提升企业自主创新能力,或许是政府更新该《目录》的用意所在。
据悉,新《目录》自三部门发文之日(2009年7月22日)起实施。被列入《目录》的技术、装备和行业,政府都将给予进口贴息等优惠政策。
不再鼓励2兆瓦风机
在这份新《目录》中,CBN记者看到,政府已将“2兆瓦以上风电设备制造”从“鼓励发展的重点行业”中删除。作为连锁反应,“2兆瓦以上风力发电设备设计制造技术”(下称“2兆瓦风电技术”)也从“鼓励引进的先进技术”中被划掉。
这意味着2兆瓦以上大型风机行业已经被排除在政府鼓励发展的重点行业之外。
对此,中国风能协会副会长施鹏飞并不意外。
“目前国内主要厂家已经具备生产2兆瓦乃至更高的风电机组的能力,”施鹏飞说,“2007年的《目录》是在2006年的基础上制定的,当时国内的风机制造商最高只能制造1.5兆瓦的机组,但这两年风电发展速度非常快,甚至目前已经出现产能过剩的局面,国家如果依然鼓励进口就显得不合时宜了。”
对于该生产技术从《目录》中删去是否会影响外资企业在华的销售,施鹏飞认为,目前国内的风机厂家已大体具备大型风机制造能力,影响不会很大,而在风机销售层面,只要外资企业的市场决策恰当,也不会对他们造成大的影响。
浙江某公司一位高层表示,该公司现在主要和外方合作开发2.5到3兆瓦的技术。“从发展方向来说,国家会鼓励装机容量2.5兆瓦及以上的风机技术。大的风机与小风机占地面积是一样的,但大风机的效率更高。” 就“多晶硅”从鼓励进口的“资源性产品、原材料”目录中被删除这一做法,专家分析,一方面我国多晶硅下游的电池、电池组件制造能力已过剩,不需要那么多的海外多晶硅原料;另外国内也基本掌握了多晶硅的制造技术,“既然有能力自己制造,就要进一步加强自主研发。”
但专家也表示,一些多晶硅的技术如氢化、还原技术等仍然与国外有一定差距。
但是,多晶硅行业高烧不退,显然也是此次《目录》调整中不再鼓励多晶硅进口的重要原因。
统计资料显示,截至2009年上半年,四川、河南、江苏、云南等20多个省有近50家公司正建设、扩建和筹建多晶硅生产线,总建设规模逾17万吨,总投资超过1000亿元。倘若这些产能全部实现,相当于全球多晶硅年需求量的两倍以上。
不过,记者也注意到,在“鼓励发展的重点行业”子目录中,也并非完全删除多晶硅制造行业,而是从鼓励“6英寸及以上单晶硅、多晶硅及硅片制造”,变成鼓励“8英寸及以上单晶硅、多晶硅及硅片制造”。
专家认为,由于太阳能用多晶硅不存在“6英寸、8英寸”的叫法,所以这一改动估计是针对半导体产品的,“相比6英寸,8英寸的硅能切出更多的硅片,有利于提高硅的利用率。”

⑹ 新能源行业未来发展如何

应该说新能源行业发展前途无量。

新能源也称清洁能源。狭义地讲，新能源是指氢能、太阳能、风能、水能、生物质能、海洋能等可再生能源，而广义的新能源也包括在开发利用过程中采用低污染的能源，如天然气、清洁煤和核能等。随着“十一五”规划的提出和《中华人民共和国可再生能源法》的确立，中国迎来了新能源飞速发展的契机。“十一五”规划中将能源、资源等关键领域的重大技术开发放在了优先位置上，拟定了能源长期发展规划，其中优化能源结构，加快发展核电和可再生能源在能源长期规划中占有重要分量，同时强调了节能优先、效率为本的原则。而《可再生能源法》的正式实施，将可再生能源发电有偿并网合法化，这为我国新能源产业打开国内市场带来实质性的帮助，大力推动新能源产业实现规模化的可持续发展。由此可见前景是非常好的。

⑺ 中国能源电力行业现状与发展新中国60年电力事业发展状况

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，需要协调的问题更多，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。

⑻ 新能源行业最近有什么发展趋势

中国新能源汽车行业五大发展趋势分析

“预计到2030年，中国市场纯电动汽车产销量将超过1500万台，占新能源总销量的90%，而插电式混合动力汽车(PHEV)占比将仅为10%。即在未来十年发展中，纯电动汽车将占据市场主导地位。”6月11日，德勤战略与运营副总监牟嘉文指出，中外品牌、新旧力量、跨界巨头等多方势力间的全面竞争，将重塑中国新能源汽车行业的竞争格局。

在牟嘉文看来，中国新能源汽车市场存在五大趋势：

1、发展趋势一：得益于政府政策倾斜，以及日趋完善的充电基础设施，电池技术的提升，比混动车型有更低用车成本优势的纯电动汽车，未来将在新能源汽车市场占据主导优势。受产业投资政策调整的影响，针对混动汽车的投资将会逐渐减少，再加上市场终端政策支持力度正在下降甚至取消，混动车型的发展空间将不断被挤压。

纯电汽车未来将占主导地位 全面竞争将重塑行业竞争格局

据前瞻产业研究院发布的《中国新能源汽车行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》统计数据显示，2018年全年中国新能源汽车产销量达到了127万辆和125.6万辆，分别同比增长59.9%和61.7%。截止至2019年4月中国新能源汽车产销量为10.2万辆和9.7万辆，比上年同期分别增长25.0%和18.1%。累计方面，2019年1-4月中国新能源汽车产销累计达到了36.8万辆和36.0万辆，比上年同期分别增长58.5%和59.8%。

在纯电动汽车产销方面，2018年全年中国纯电动汽车产销分别完成98.6万辆和98.4万辆，比上年同期分别增长47.9%和50.8%。截止至2019年4月中国纯电动汽车产销量分别完成8.2万辆和7.1万辆，比上年同期分别增长28.2%和9.6%。

累计方面，2018年1-4月中国纯电动汽车累计产销量分别完成28.6万辆和27.8万辆，比上年同期分别增长66.1%和65.2%。目前的中国新能源汽车市场中，纯电动车型的产销增长是新能源汽车的主要驱动力。4月，国内纯电动汽车的销量占新能源汽车市场整体的销量超七成。

在插电式混合动力汽车产销方面，2018年中国全年中国插电式混合动力汽车产销分别完成28.3万辆和27.1万辆，比上年同期分别增长122%和118%。截止至2019年4月我国插电式混合动力汽车产销分别完成2.0万辆和2.6万辆，比上年同期分别增长13.6%和50.9%;

2019年1-4月中国插电式混合动力汽车产销分别完成8.1万辆和8.2万辆，比上年同期分别增长36.3%和43.7%。

2018-2019年4月中国纯电动汽车产销量统计及增长情况

2018-2019年4月中国纯电动汽车产销量统计及增长情况2018-2019年4月中国纯电动汽车产销量统计及增长情况

数据来源：前瞻产业研究院整理

(备注：2018年7月产量同比为45.4%)

牟嘉文指出，除了纯电汽车未来将占主导地位，燃料电池汽车的发展潜力也不容忽视。但从中国以电力为核心主体的能源战略、加氢站的建设受成本和技术水平制约、氢燃料电池系统生产成本高昂等因素考虑，中大型客车、公交车、物流车及重型货车等商用车将成为氢燃料电池最先普及的领域，短期内燃料电池难以推广到乘用车领域。

数据显示，今年前4个月，中国燃料电池汽车产销分别完成237辆和230辆，比上年同期分别增长154.8%和289.8%。

2、发展趋势二：根据德勤新能源汽车消费者调研数据，60%高端车主和89%中低端车主认为续航里程超过400km的纯电动汽车可以满足他们日常的使用需求。而2019年第2批新能源汽车推广目录显示，乘用车续航里程普遍达到400km，这意味着，在技术快速提升下，续航里程将不再是用户购买新能源车的阻碍因素，而智能化、网联化、人性化的功能设计将成为新能源汽车产品差异化竞争的关键。这也是第二大趋势。

3、发展趋势三：牟嘉文预测的第三大趋势是，中外品牌、新旧力量、跨界巨头等多方势力间的全面竞争，将重塑中国新能源汽车行业的竞争格局。从目前新能源车的市场占有率来看，本土传统汽车品牌远超外资品牌，处于领先地位，但随着外资、合资以及本土造车新势力的发展加速，2020年后中国新能源汽车市场将进入全面竞争时代。

造车新势力面临存亡节点

“处于领先优势的本土传统汽车厂商将快速扩展全链条能力，以期继续保持领先地位。而那些起步晚、规划迟、转型慢的本土传统汽车厂商只能聚焦价值链的生产制造端，成为‘代工厂’。对于传统的外资合资品牌来讲，必须加速市场进入、加快产品发布，如果不能稳固占领终端市场，将遭遇出局危机。”牟嘉文表示。

4、发展趋势四：牟嘉文认为，新能源汽车将汽车产业价值链向上、下游进行了大幅延伸，产业利润结构正在随之改变，上游动力电池和智能科技、下游终端市场用户服务已成为重要利润池。由此，他预测第四个趋势，未来新能源汽车厂商将发展为三种类型：布局全链条的新能源汽车厂商，聚焦终端市场流通、销售与服务的新能源汽车厂商，专注整车研发采购与生产制造的新能源汽车厂商。

在新能源汽车逆势增长的同时，新能源汽车厂商目前面临着巨大的生存压力。从行业环境来看，补贴退坡、产能过剩，以及新势力造车企业的涌入正在加剧竞争。从自身盈利性来看，一方面成本不断攀升，其中包括智能科技的巨额研发投入，新零售转型与服务创新需要海量投资;另一方面盈利模式尚待重构，新的利润来源存在较大不确定性，比如，如何创新服务和数据应用。

5、发展趋势五：第五大趋势是关于盈利模式。在盈利模式重构的过程中，牟嘉文指出，时下新势力造车企业的新零售转型(包括试水直销模式)是行业发展的大势所趋。直销模式是造车新势力为行业带来的最大变革与冲击，他们通过自建自营的零售新业态以及覆盖用户全生命周期的服务，为用户带来耳目一新的品牌体验，解决了传统经销商模式下价格不透明、服务体验欠佳等诸多弊端。

与此同时，寻找用户体验和成本效率的最佳平衡点是车企新零售转型成功的关键，比如说，直销模式也是一把“双刃剑”，在提升用户体验的同时，该模式给汽车厂商带来了巨额资金需求、运营复杂性等多重问题，用户体验与成本效率难以平衡。

牟嘉文预计，对于尚没有完成大批量交车的造车新势力来说，未来两年是生死存亡的关键节点，绝大多数企业会被淘汰出局。一是因为以直销为主的新零售模式带来的巨额资金压力;二是供应链管控能力较弱，导致量产阶段的不确定因素和风险加大;三是某些新进入者还停留在PPT造车空谈上，并不掌握新能源汽车核心技术;四是连目前最领先的新造车企业都尚未实现盈利，如果无法尽快证明盈利模式的可持续发展性，大量新进入者将陷入融资困境，因资金链断裂而被淘汰出局。