（上接A66版）
（三）本次发行前各股东之间的关联关系及各自持股比例
本次发行前，除浙能集团持有兴源投资100%股权外，浙能电力各股东之间不存在关联关系。
（四）本次发行前股东所持股份的流通限制和自愿锁定股份的承诺
浙能电力控股股东浙能集团承诺：自浙能电力A股股票上市交易之日起三十六个月内，不转让或委托他人管理其直接和间接持有的浙能电力本次发行前已发行的股份，也不由浙能电力回购该等股份。
浙能电力股东兴源投资承诺：自浙能电力股票上市交易之日起三十六个月内，不转让或者委托他人管理其持有的浙能电力本次换股发行前已发行的股份，也不由浙能电力回购该等股份。
浙能电力股东河北港口集团、航天基金和信达资产均承诺：自其入股浙能电力的工商变更登记完成之日起三十六个月内，不转让或者委托他人管理其持有的浙能电力股份本次发行前已发行的股份，也不由浙能电力回购该等股份。
十、浙能电力的内部职工股情况
浙能电力不存在内部职工股。
十一、工会持股、职工持股会持股、信托持股、委托持股等情况
浙能电力不存在工会持股、职工持股会持股、信托持股、委托持股等情况。
十二、浙能电力员工及其社会保障情况
（一）员工人数及变化情况
截至2012年12月31日，浙能电力合并报表范围内所有企业的员工总数共计9,984人。
（二）员工专业结构
截至2012年12月31日，浙能电力合并报表范围内所有企业的员工专业构成情况：
表4-20 浙能电力员工专业构成情况
单位：人，%
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（三）员工受教育程度
截至2012年12月31日，浙能电力合并报表范围内所有企业的员工学历构成如下：
表4-21 浙能电力员工学历构成情况
单位：人，%
■
（四）员工年龄分布
截至2012年12月31日，浙能电力合并报表范围内所有企业的员工年龄构成如下：
表4-22 浙能电力员工年龄构成情况
单位：人，%
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（五）浙能电力执行社会保障制度、住房制度改革、医疗制度改革情况
浙能电力及下属子公司根据国家及业务所在地地方政府的有关规定，为员工办理了基本养老保险、基本医疗保险、失业保险、工伤保险和生育保险等社会保险，并按国家有关政策建立了住房公积金制度。2010年度、2011年度和2012年度，浙能电力不存在违反国家及地方劳动及社会保障法律法规的行为和记录，亦不存在因社会保险费缴存事宜而被追缴或被政府有关部门处罚的情形。
十三、持有5%以上股份的主要股东及作为公司股东的董事、监事、高级管理人员的重要承诺及其履行情况
（一）浙能集团关于增持浙能电力上市后A股股票的承诺
为充分保障本次合并中东南发电换股股东的利益，避免浙能电力上市后股价的非理性波动，浙能集团就增持浙能电力上市后A股股票相关事宜，作出如下承诺：
“1、若浙能电力于上海证券交易所上市之日起3个交易日内任一交易日的A股股票收盘价低于5.53元，则本公司将投入累计不超过人民币15亿元的资金，通过上海证券交易所股票交易系统进行增持，直至以下三项情形中发生时间的最早者：（1）前述资金用尽；（2）增持当日收盘价不低于5.53元；（3）继续增持将导致浙能电力社会公众股东持有的股份连续二十个交易日低于浙能电力总股本的10%。
2、本公司在增持完成后的六个月内不出售所增持股份。”
（二）浙能集团关于避免同业竞争的承诺
浙能集团已向浙能电力出具《浙江省能源集团有限公司关于避免与浙江浙能电力股份有限公司同业竞争有关事项的承诺函》，做出如下声明及承诺：
“1、本公司确定浙能电力作为本公司控制的火力发电业务的唯一整合平台。
2、本公司承诺，本公司及本公司控制的其他企业（不包含浙能电力及其控制的企业，下同）现在或将来均不会在中国境内和境外，单独或与第三方，以任何形式直接或间接从事或参与任何与浙能电力及其控制的企业目前及今后进行的主营业务构成竞争或可能构成竞争的业务或活动；不会在中国境内和境外，以任何形式支持第三方直接或间接从事或参与任何与浙能电力及其控制的企业目前及今后进行的主营业务构成竞争或可能构成竞争的业务或活动；亦不会在中国境内和境外，以其他形式介入（不论直接或间接）任何与浙能电力及其控制的企业目前及今后进行的主营业务构成竞争或可能构成竞争的业务或活动。
本公司及本公司控制的其他企业出于投资目的而购买、持有与浙能电力及其控制的企业的主营业务构成或可能构成竞争的其他上市公司不超过5%的权益，或因其他公司债权债务重组原因使本公司及本公司控制的其他企业持有与浙能电力及其控制的企业的主营业务构成或可能构成竞争的其他公司不超过5%的权益的情形，不适用于本公司的上述承诺。
3、本公司承诺，如果本公司及本公司控制的其他企业发现任何与浙能电力及其控制的企业主营业务构成或可能构成直接或间接竞争的新业务机会，应立即书面通知浙能电力及其控制的企业，并尽力促使该业务机会按合理和公平的条款和条件首先提供给浙能电力及其控制的企业。浙能电力及其控制的企业在收到该通知的30日内，有权以书面形式通知本公司及本公司控制的其他企业准许浙能电力及其控制的企业参与上述之业务机会，本公司及本公司控制的其他企业在收到该等通知后，应当无偿将该新业务机会提供给浙能电力及其控制的企业。仅在浙能电力及其控制的企业明确书面表示放弃该等新业务机会时，本公司及本公司控制的其他企业方可自行经营有关的新业务。
4、本公司承诺，如浙能电力及其控制的企业放弃前述竞争性新业务机会且本公司及本公司控制的其他企业从事该等与浙能电力及其控制的企业主营业务构成或可能构成直接或间接相竞争的新业务时，本公司将给予浙能电力选择权，即在适用法律及有关证券交易所上市规则允许的前提下，浙能电力及其控制的企业有权随时一次性或多次向本公司及本公司控制的其他企业收购在上述竞争性业务中的任何股权、资产及其他权益，或由浙能电力及其控制的企业根据国家法律许可的方式选择采取委托经营、租赁或承包经营等方式拥有或控制本公司及本公司控制的其他企业在上述竞争性业务中的资产或业务。
如果第三方在同等条件下根据有关法律及相应的公司章程具有并且将要行使法定的优先购买权，则上述承诺将不适用，但在这种情况下，本公司及本公司控制的其他企业应尽最大努力促使该第三方放弃其法定的优先购买权。
5、本公司承诺对本公司目前控制的与浙能电力及其控制的企业从事类似业务但不构成实质性同业竞争的其他企业的经营活动进行协调，以避免可能出现的同业竞争。在本公司作为浙能电力控股股东期间，如果本公司及本公司控制的其他企业与浙能电力及其控制的企业在经营活动中发生同业竞争，浙能电力有权要求本公司进行协调并通过浙能电力在合理时限内收购或本公司对外出售等适当措施加以解决。
6、本公司承诺不利用控股股东的地位和对浙能电力的实际控制能力，损害浙能电力以及浙能电力其他股东的权益。
7、自本承诺函出具日起，本公司承诺赔偿浙能电力因本公司违反本承诺函作任何承诺而遭受的一切实际损失、损害和开支。”
除上述承诺及关于所持股份锁定期的承诺外，持有浙能电力5%以上股份的主要股东无其他重要承诺事项。
除报告书已披露的情况外，浙能电力的董事、监事、高级管理人员不存在持有浙能电力股份的情况。
十四、浙能电力及其主要管理人员最近五年内受到的处罚情况及涉及的诉讼、仲裁情况
（一）浙能电力及其主要管理人员最近五年内受到的处罚情况
最近五年浙能电力及其董事、监事、高级管理人员均未受中国证监会的稽查、行政处罚、通报批评及证券交易所的公开谴责。
（二）浙能电力及其主要管理人员最近五年的诉讼、仲裁情况
浙能电力及其主要管理人员最近五年内未发生重大诉讼和仲裁事项。
十五、浙能电力与东南发电的关联关系
截至报告书签署日，浙能电力直接持有东南发电39.80%的股份，浙能电力控股股东浙能集团通过香港兴源持有东南发电0.18%的股份，股权结构图如下所示：
图4-5 浙能电力与东南发电股权关系图
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十六、浙能电力向东南发电推荐董事或高级管理人员的情况
在现任东南发电董事和高级管理人员中，由浙能电力向东南发电推荐的人员情况如下所示：
表4-23 浙能电力向东南发电推荐的董事及高级管理人员的情况
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第五节 业务和技术
一、交易双方的主营业务及变化情况
（一）浙能电力主营业务基本情况
浙能电力产品以电力产品为主，辅以热力供应以及核电投资。根据《国民经济行业分类代码》（GB/T4754-2011）的分类，浙能电力属于“D电力、燃气及水的生产和供应业”。从产业链角度区分，电力行业又可以分为电力生产、电力供应，浙能电力业务属于电力生产行业。
截至2012年12月31日，浙能电力共控股13家火力发电电厂，控股装机容量1,934万千瓦；合营、参股12家电厂，合计权益装机容量643.76万千瓦，其中，浙能电力受托管理2家发电公司。按照控股装机容量计，浙能电力是全国排名前十的火力发电企业（以2011年12月31日控股装机容量计），是全国省级发电企业中的领先企业，浙江省最大的电力生产企业。
浙能电力自设立以来，一直从事电力产品的生产和销售业务。报告期内，浙能电力2010年、2011年和2012年主营业务收入占营业收入的比例分别为94.05%、91.62%和88.76%，均在85%以上，浙能电力主营业务未发生重大变化。
（二）东南发电主营业务基本情况
东南发电的主营业务为电力的投资、开发及经营，以火力发电为主，辅以热力供应。根据《国民经济行业分类代码》（GB/T4754-2011）的分类，东南发电亦属于电力生产行业，和浙能电力归属同一行业。
截至2012年12月31日，东南发电下设萧山发电厂和台州发电厂，控股长兴发电，控股装机容量394.5万千瓦；参股嘉华发电、兰溪发电和浙江浙能北海水力发电有限公司，上述参股公司权益装机容量180.6万千瓦。
东南发电自1997年设立以来，一直从事电力产品的生产和销售业务。报告期内，东南发电2010年、2011年和2012年主营业务收入占营业收入的比例分别为98.86%、98.29%和98.84%，均在98%以上，东南发电主营业务突出且未发生变化。
二、交易双方所处行业基本情况
浙能电力和东南发电产品以电力产品为主，辅以热力供应，属于发电行业。
（一）电力行业的基本情况
电力行业作为国民经济发展的基础性行业，对国民经济各产业的健康发展提供支撑。中国电力工业经过六十年的建设，取得了巨大发展。自2006年以来，中国发电机组装机容量、发电量和全社会用电量的数据如下表：
表5-1 中国发电机组装机容量、发电量和全社会用电量
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注：2006年和2007年数据来源中国统计年鉴，2008年至2012年数据来自中电联。
根据上表数据显示，中国发电机组装机容量、发电量和全社会用电等指标年均复合增长均超过9%，保持了较快的增长速度。
截至2012年底，中国电力发电装机容量114,491万千瓦；2012年度全国全口径发电量49,774亿千瓦时，全社会用电量49,591亿千瓦时，为世界第一位。
截至2012年底，中国电力结构中，火电机组装机容量占比达到71.55%，占据着主导地位。近年来，中国火力发电技术取得了长足进步，六十万千瓦、百万千瓦等大容量、高参数火力发电机组得到广泛应用，从而使得中国火电发电效率大幅度提高，发电成本大幅下降。
在火电机组发挥基础性作用的前提下，中国发电机组结构调整亦不断加快，经过改革开放三十年的发展，中国水电、核电、风电等清洁能源技术和相关产业也取得了巨大进步，正在加快实现电源结构多元化和电力生产清洁化。
由于中国人口众多、起步较晚，人均享有的电力资源仍然十分有限。截至2012年末，中国人均发电量约3,715千瓦时/年（以第六次全国人口普查数据统计的人口数量为计算依据），远低于美国能源信息局统计的美国人均12,871千瓦时/年的水平（人口数据来源于美国人口普查局2013年1月1日公布的2012年末人口数据）。在较长时期内中国宏观经济仍可实现快速增长的背景下，电力需求亦有望持续提升，中国的发电行业仍具有很大的发展空间。
（二）行业主管部门、监管体制及主要法律、法规及政策
1、行业主管部门和行业自律组织
目前，中国电力行业主管部门分别为国家发改委、电监会和国家能源局。行业自律组织为中电联。
国家发改委主要负责制定中国电力行业的发展战略、中长期规划和年度计划，研究和制定国家关于电力行业和电力市场的重大政策，负责组织制定电力供应价格、监督检查电力行业价格政策的执行，审批、核准和稽察重大电力建设项目和依据国务院的规定管理国家能源局。
电监会主要负责制定中国电力市场运行规则，监管电力市场运行，向政府价格主管部门提出调整电价的建议，监督检查电力企业生产质量标准，颁发和管理电力业务许可证，处理电力市场纠纷等。
国家能源局主要负责拟订能源发展规划、产业政策并组织实施，起草有关能源法律法规草案和规章，推进能源体制改革，拟订有关改革方案；负责电力行业管理，组织制定行业标准，监测行业发展情况，衔接行业生产建设和供需平衡；按国务院规定权限，审批、核准、审核国家规划内和年度计划规模内能源固定资产投资项目；负责能源预测预警，发布电力信息，参与电力运行调节和应急保障；牵头开展电力国际合作，按规定权限核准或审核境外重大电力投资项目等。
中电联是经国务院批准成立的全国电力行业企事业单位的联合组织，非盈利的全国性行业协会组织，目前业务主管单位是国家电监会。中电联的主要职能是深入开展行业调查研究，提出对电力行业改革与发展的政策和立法建议，参与制定电力行业发展规划、产业政策、行业准入条件和体制改革工作；制定并监督执行行业约规，建立行业自律机制，推动诚信建设、规范会员行为、协调会员关系、维护行业秩序；反映会员和行业企业的诉求，开展法律服务，维护会员和行业企业的合法权益；根据主管单位授权，接受政府部门和有关机构委托，负责行业统计，收集、综合、分析和发布行业信息，开展行业普法教育，开展电力标准化及电力建设定额制修订，负责行业可靠性管理等工作；完成主管单位交办的相关工作；受委托代管行业有关学协会组织；指导电力行业协会的发展建设。
2、行业主要法律、法规和政策
目前，一个由法律、行政法规、部门规章、政策性文件组成的中国电力行业法律体系已经基本形成，规范内容涵盖了电力行业的各环节。电力行业的基础性法律法规包括《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国可再生能源法》、《中华人民共和国节约能源法》和《电力监管条例》等。
2002年2月，国务院下发《关于印发电力体制改革方案的通知》（国发[2002]5号），该方案明确了电力体制改革的指导思想、目标和主要任务，重组国有电力资产，确立厂网分开的重组思路，进而基本奠定中国电力生产、输配电的基本业务格局，明确了相关主体的职责；确定了竞价上网实行电价新机制，明确分步推进电力体制改革，不断完善电力体制改革的配套措施。
在此基础上，2007年4月，国务院办公厅转发了《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》（国办发[2007]19号），肯定了“十五”期间中国电力体制改革的重大进展，进一步明确了“十一五”期间深化电力体制改革的总体思路和基本原则，并部署“十一五”深化电力体制改革的主要任务。
2012年12月20日，国务院办公厅下发《关于深化电煤市场化改革的指导意见》（国办发[2012]57号），要求抓住有利时机深化电煤市场化改革。具体的主要任务为：（1）建立电煤产运需衔接新机制。自2013年起，取消重点合同，取消电煤价格双轨制，由煤炭企业和电力企业自主衔接签订合同，自主协商确定价格；（2）加强煤炭市场建设；（3）完善煤电价格联动机制。当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%；（4）推进电煤运输市场化改革；（5）推进电力市场化改革。鼓励煤电联营，增强互保能力。改进发电调度方式，在坚持优先调度节能环保高效机组的基础上，逐步增加经济调度因素，在同等条件下对发电价格低的机组优先安排上网，促进企业改善管理、降低能耗和提高技术水平。
在上述纲领性文件的指引下，针对电力价格制定、电源项目开发、电力调度、安全生产和环境保护等方面制定了详细法律、法规，具体如下：
（1）电价的制定
国家发改委主要负责电力产品价格的制定，自2003年以来相继出台了《关于调整电价的通知》等一系列文件，对中国电力产品的价格确定机制、价格管理和价格调整等进行了详细规定。具体如下：
1）2003年12月21日，国家发改委发布《关于调整电价的通知》（发改电[2003]124号），决定为了解决煤炭涨价等因素对电价的影响，调节电力供求，决定适当提高电价水平，调整、规范高耗能企业用电价格政策。
2）2004年4月16日，国家发改委发布《关于进一步疏导电价矛盾规范电价管理的通知》（发改价格[2004]610号），决定提高销售电价水平，再次重申坚决取消地方自行出台的优惠电价，进一步规范了上网电价的管理。
3）2004年12月15日，国家发改委发布《关于建立煤电价格联动机制的意见》（发改价格[2004]2909号），决定加强电煤价格监测工作和监督检查，稳妥实施煤电价格联动，确立煤炭价格与电力价格传导机制，建立销售电价、上网电价和煤炭价格联动公式。
4）2005年3月28日，国家发改委发布《关于印发电价改革实施办法的通知》（发改价格[2005]514号），颁布了国家发改委会同其他部门制定的《上网电价管理暂行办法》、《输配电管理暂行办法》和《销售电价管理暂行办法》。
《上网电价管理暂行办法》规定了发电企业与购电方进行上网电能结算的价格确定方法；分别针对竞价上网前的上网电价、竞价上网后的上网电价的执行方法进行了规定，并确定竞价上网后实行销售电价和上网电价的联动机制。
《输配电管理暂行办法》规定了电网经营企业输配电价、共用网络输配电价、专项服务价格等价格确定方法。
《销售电价管理暂行办法》规定了电网经营企业对终端用户销售电能的价格管理办法，明确销售电价的构成和分类、计价方式、电价的制定和调整方法。
5）2006年1月4日，国家发改委发布《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7号），对风电和光伏发电等可再生能源的电价制定和费用分摊做出了明确规定。
6）2007年5月29日，国家发改委、原国家环境保护总局发布《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》（发改价格[2007]1176号），对安装脱硫设施燃煤发电机组，提升其上网电价执行现有价格基础上加价1.5分/千瓦时。
7）2008年11月3日，国家发改委发布《关于公布各省级电网2007年销售电价和输配电价标准的通知》（发改价格[2008]2920号），公布各省级电网2007年输配电价标准和销售电价标准，并要求各省（区、市）价格主管部门以此为基础，规范电网企业电价行为，开展大用户向发电企业直接购电试点工作。
8）2009年7月20日，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906号），决定将全国分为四类风能资源区，并制定风电标杆上网电价。
9）2010年5月12日，国家发改委、电监会及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》（发改价格[2010]978号），规定要求取消对高耗能企业的用电价格优惠，加大差别电价政策实施力度，对超能耗产品实行惩罚性电价；并要求各地方严格执行国家电价政策，不得擅自改变国家规定的上网电价和销售电价标准。
10）2010年11月4日，国家发改委发布《关于印发<电力需求侧管理办法>的通知》（发改运行[2010]2643号），要求各级价格主管部门推动并完善峰谷电价制度，在具备条件的地区实行季节电价、高可靠性电价、可中断负荷电价等电价制度。
11）2011年5月27日，国家发改委发布《关于适当调整电价有关问题的通知》（发改价格[2011]1101号），决定适当上调火电企业上网电价，以补偿火力发电企业因电煤价格上涨增加的部分成本；核定和调整部分水电企业上网电价；调整部分省市销售电价。
12）2011年6月23日，国家发改委下发《关于整顿规范电价秩序的通知》（发改价检[2011]1311号），要求各地价格主管部门继续加强电价监管，制止各地自行出台优惠电价措施，严格执行国家上网电价政策。此外，对于符合环保规定建设并运行脱硫设施的燃煤发电机组，其全部上网电量应执行发改委公布的脱硫标杆上网电价或脱硫加价。
13）2011年7月24日，国家发改委发布《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》（发改价格[2011]1594号），通过制定全国统一的太阳能光伏发电标杆上网电价政策，以规范太阳能光伏发电价格，促进太阳能光伏发电产业的健康持续发展。
14）2011年11月30日，国家发改委发布《关于加强发电用煤价格调控的通知》（发改电[2011]299号），决定对电煤在全国范围内实施临时价格干预措施，对纳入国家跨省区产运需衔接的年度重点合同电煤，2012年合同价格在2011年年初签订的合同价格基础上上涨幅度不得超过5%；自2012年1月1日起，秦皇岛港、黄骅港、天津港、京唐港、国投京唐港、曹妃甸港、营口港、锦州港和大连港发热量5500大卡的电煤平仓价最高不得超过每吨800元，其他热值电煤平仓价格按5500大卡限价标准相应折算。
15）2011年12月1日，国家发改委分别发布关于调整南方电网、华北电网、东北电网、西北电网、华东电网和华中电网电价的通知（发改价格[2011]2618号－2623号），决定为疏导煤炭价格上涨对发电成本的影响，适当上调火电企业上网电价；核定和调整部分水电企业上网电价；调整部分省市销售电价。
16）2012年12月18日，国家发改委发布《关于解除发电用煤临时价格干预措施的通知》（发改价格[2012]3956号），决定从2013年1月1日起解除自2012年1月1日起实施的电煤的临时价格干预措施，即取消《关于加强发电用煤价格调控的通知》（发改电[2011]299号）中对合同电煤价格涨幅和市场交易电煤最高限价的有关规定，电煤由供需双方自主协商定价。
2011年12月以来，全国燃煤发电机组标杆电价如下图，其中浙江省燃煤发电机组标杆电价位列全国第五。
图5-1 2011年12月以来全国各省、市、自治区燃煤机组标杆电价情况
单位：元/千瓦时
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资料来源：《中国电力行业年度发展报告（2012）》
（2）电源项目开发
1）2004年7月16日，国务院发布《关于投资体制改革的决定》（国发[2004]20号），明确电力项目投资建设的审批程序；根据《政府核准的投资项目目录》，火电站、燃煤项目的热电站由国务院投资主管部门核准。
2）2004年9月15日，国家发改委发布《企业投资项目核准暂行办法》（发改委令[2004]19号），对电力项目的申请、核准程序等进行了明确规定。
3）2007年1月20日，国务院发布《国务院批转发展改革委、能源办关于加快关停小火电机组若干意见的通知》（国发[2007]2号），明确在“十一五”期间，在大电网覆盖范围内逐步关停：①单机容量5万千瓦以下的常规火电机组；②运行满20年、单机10万千瓦级以下的常规火电机组；③按照设计寿命服役期满、单机20万千瓦以下的各类机组；④供电标准煤耗高出2005年本省（区、市）平均水平10%或全国平均水平15%的各类燃煤机组；⑤未达到环保排放标准的各类机组；⑥按照有关法律、法规应予关停或国务院有关部门明确要求关停的机组。
鼓励各地区和企业关停小机组，集中建设大机组，实施“上大压小”。新建电源项目替代的关停机组容量作为衡量其可否纳入规划的重要指标。替代关停机组容量较多并能够妥善安置关停电厂职工的电源建设项目，优先纳入国家电力发展规划。
企业建设单机30万千瓦、替代关停机组的容量达到自身容量80%的项目，单机60万千瓦、替代关停机组的容量达到自身容量70%的项目，单机100万千瓦、替代关停机组的容量达到自身容量60%的项目，可直接纳入国家电力发展规划，优先安排建设。
企业建设单机20万千瓦以上的热电联产项目，替代关停机组的容量达到自身容量50%，并按所替代关停机组和关停拆除的供热锅炉蒸发量计算可减少当地燃煤总量的，可直接纳入国家电力规划，优先安排建设。“上大压小”建设的大中型火电项目，扩建项目可建设单台机组，新建项目原则上按两台机组以上考虑。
4）2010年2月6日，国务院发布《关于进一步加强淘汰落后产能工作的通知》（国发[2010]7号），对淘汰落后产能的总体要求、目标任务和工作组织作出了明确部署，要求中国电力行业在2010年底淘汰小火电机组5,000万千瓦以上。
5）2012年6月14日，中国电监会发布《加强电力监管支持民间资本投资电力的实施意见》，决定支持和引导符合资质条件的不同所有制企业进入电力市场，在市场准入、调度和交易监管、并网、电价和电费结算和许可证办理等方面，促进不同所有制企业实现公开、公平和公正。
6）2012年10月14日，国家发改委发布《天然气利用政策》（国家发改委令第15号），决定放宽天然气发电政策，天然气发电项目被纳入允许类，天然气热电联产被纳入优先利用序列。
（3）电力调度
1）1993年2月19日，国务院颁布《电网调度管理条例》（国务院第115号令），确定了电网运行实行统一调度、分级管理的原则，对调度系统、调度计划、调度规则、调度指令、并网与调度等调度方面的具体要求进行了规定。
2）2007年6月5日，国家电监会颁布《新建发电机组进入商业运营管理办法（试行）》，对按照国家有关规定经核准的与省级及以上电网并网运行的新建火力发电机组、新建水力发电机组进行商业运营的条件和程序、调试运行期上网电量结算等进行规定。
3）2007年7月25日，国家电监会颁布《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（电监会令第25号），要求电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能源（包括水利发电、风力发电、生物质发电、太阳能发电、海洋能发电和地热能发电）并网发电项目上网电量，并对相关监管职责、监管措施和法律措施做出了明确规定。
4）2007年8月2日，国务院办公厅转发《节能发电调度办法（试行）》（国办发[2007]53号）。节能发电调度是指在保障电力可靠供应的前提下，按照节能、经济的原则，优先调度可再生发电资源，按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序，依次调用化石类发电资源，最大限度地减少能源、资源消耗和污染物排放。各类发电机组发电调度按以下顺序确定，序位如下：
表5-2 各类发电机组发电调度顺序
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注：同类型火力发电机组按照能耗水平由低到高排序，节能优先；能耗水平相同时，按照污染物排放水平由低到高排序。
（4）安全
中国所有发电企业必须严格遵守国家安全生产相关法律法规，主要包括《中华人民共和国安全生产法》（主席令第70号）和《电力安全生产监管办法》（电监会2号令），其他具体规范电力行业安全生产的部门规章如下：
表5-3 中国电力行业安全生产部门规章
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（5）环境保护
中国所有发电企业必须严格遵守国家环保相关法规，主要包括《环境保护法》、《水污染防治法》、《大气污染防治法》、《固体废物污染环境保护法》、《海洋环境保护法》、《环境噪声污染防治法》、《环境影响评价法》、《节约能源法》、《建设项目环境保护管理条例》、《建设项目环境影响评价分类管理名录》、《排污费征收使用管理条例》和《环境空气质量标准》等。
针对火电项目，具体的环境保护方面的规则主要有：
1）2010年1月27日，环保部发布《关于发布<火电厂氮氧化物防治技术政策>的通知》（环发[2010]10号），该技术政策控制重点为全国范围内200MW及以上燃煤发电机组和热电联产机组以及大气污染重点控制区域内的所有燃煤发电机组和热电联产机组，适用于燃煤发电和热电联产机组氮氧化物排放控制。
2）2011年7月29日，环保部发布了《火电厂大气污染物排放标准》（公告[2011年]第57号），对火电燃煤机组等污染物排放类型提出包括烟尘、二氧化硫、氮氧化物、汞及其化合物在内的具体污染物排放限值指标，并要求①自2014年7月1日起，现有火电锅炉和燃气轮机组执行规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放值；②自2012年1月1日起，新建火力锅炉和燃气轮机组执行规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放值；③自2015年1月1日起，燃煤锅炉执行规定的汞及其化合物污染物排放值。
3）2011年12月15日，国务院下发《关于印发国家环境保护“十二五”规划的通知》（国发[2011]42号），该规划要求“持续推进电力行业污染减排。新建燃煤机组要同步建设脱硫脱硝设施，未安装脱硫设施的现役燃煤机组要加快淘汰或建设脱硫设施，烟气脱硫设施要按照规定取消烟气旁路。加快燃煤机组低氮燃烧技术改造和烟气脱硝设施建设，单机容量30万千瓦以上（含）的燃煤机组要全部加装脱硝设施。加强对脱硫脱硝设施运行的监管，对不能稳定达标排放的，要限期进行改造。”
（三）行业竞争状态
1、行业市场化情况、行业竞争格局和行业内主要企业、市场份额
（1）行业市场化情况
由于电力行业对国计民生具有重大影响，目前仍受政府较为严格的监管。主要表现为电源项目建设需由发改委批准、电力生产和电力销售需由电网统一调度、电价需政府核定等。但随着电力体制改革的逐步深入，中国电力行业正朝着市场化方向转变。
（2）行业竞争格局
电力体制改革后，发电行业中的发电企业逐步形成了三大梯队，即以华能集团为首的五大发电集团、以神华集团有限责任公司为首的大型中央型发电企业和各地方大型发电企业。
发电行业内各企业的竞争主要体现：
在新电源点项目的建设方面，各火电企业通过建设大型超临界、超超临界机组，扩大装机容量规模，提高发电利用小时，以提升市场份额、增强盈利能力。
在建设大型机组方面，随着节能、环保要求的不断提高，技术更为先进、污染较少的大型超临界、超超临界机组成为火力发电企业的首选。一方面，上述大型火力发电机组在发电成本上存在较大优势，按照燃煤机组设计生产的指标，以100万千瓦超超临界机组为例，其发电标准煤耗约为290克/千瓦时，大大低于30万千瓦亚临界机组发电标准煤耗325克/千瓦时。另一方面，鉴于超超临界等大型机组性能的优越性，其平均发电利用小时往往高于其他火力发电机组，依据中国电监会发布的2012年统调常规燃煤机组利用小时数情况统计，以2012年全国统调（省级以上调度）常规燃煤机组为例，100万千瓦火力发电机组平均发电利用小时为5,961小时，远高于60万千瓦机组和30万千瓦机组的5,274小时和4,996小时，发电利用小时的提高有利于火力发电企业提高设备利用率，降低生产成本，增强盈利能力。
在电力销售方面，电力生产企业的主要客户为电力公司。在目前以区域电网内部调度为主的电力调度方式下（在部分电力供给较为紧张的省份，如浙江，会从电力供应相对过剩的省份购电以弥补电力供需缺口），电力企业主要的竞争对手为本区域电网内的其他电力生产企业。在供电形势紧张的情况下，各电力企业不存在竞争；在供电形势缓解、地方电网发电量出现过剩的情况下，该区域内的电力企业之间存在一定的竞争关系，但由于各发电企业的电力销售量是以电力企业与电网公司确定的发电计划为主，且各发电企业上网电价受到安装脱硫、脱硝装置以及不同机组装机容量和发电机组类型等因素影响。因此，在电网公司实际的电量调度过程中，区域内电力企业间的竞争并不明显。
每年初，各省经济与信息化委员会（或类似电力主管机关）根据国家和各省有关政策、经济增长情况、电力需求情况以及新机组投运情况，对当年电网电力需求进行预测及分析，考虑各省省外电力供给情况，结合电网运行特点、电力资源状况及各发电企业年度检修计划，编制并下达年度发电量计划，电厂根据该计划与电力公司签订年度购售电合同，由电网调度中心通过对各电厂实行公开调度执行。电厂根据与电网公司签订的购售电合同，定期进行电费结算。
在燃料成本方面，燃煤是火力发电企业电力生产的主要燃料来源。一般来说，燃煤成本占燃煤发电机组生产成本的60%以上，因此，燃煤价格在很大程度上决定了火电发电生产企业的生产效益情况。同时，火力发电企业的燃煤成本主要由燃煤采购价格和燃煤运输成本决定。因此，燃煤平均价格、火电机组的地理位置和交通便利性在一定程度上决定了火电机组是否具有竞争力。
（3）行业内主要企业和市场份额
目前，中国三大梯队发电企业主要包括：
1）由原国家电力公司改革重组而来的华能集团、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司和中国电力投资集团公司等五大电力集团，上述电力集团是中国电源市场的主力军；
2）除上述五大电力集团以外的神华集团有限责任公司、华润电力控股有限公司、中国长江三峡集团公司、中国核工业集团公司、中国广东核电集团有限公司和国投电力控股股份有限公司等全国性电力公司；
3）包括浙能电力在内的区域性电力企业。
2010年度和2011年度，上述主要电力企业火电机组的装机容量和发电量的具体情况如下表：
表5-4 主要电力企业火电机组的装机容量和发电量的具体情况
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注：2010年度数据来源于浙江省能源集团系统综合统计年鉴；2011年度数据来源于上述公司网站以及其公开披露的信息。
（4）浙江地区电力市场基本竞争格局、主要企业和市场份额
1）电力市场基本竞争格局
总体看来，浙江地区电力供应主要由本地发电和区外来电两部分构成。其中，区外来电是指由电网从地区外统一调配的电力资源。区外来电占整个地区总用电量的五分之一左右，2009－2012年本地发电和区外来电占浙江电网供电总量的比例情况如下表所示：
表5-5 浙江省本地发电和区外来电占浙江电网供电总量的比例情况
单位：亿千瓦时，%
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注：数据来源于浙江省统计年鉴、浙江省经信委网站和浙江省电力公司网站。
2）浙江电网内的主要企业和市场份额
浙江省电网内主要的统调发电企业2012年12月31日装机容量、2012年度发电量的具体情况如下：
表5-6 浙江省电网内主要的统调发电企业装机容量、发电量
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注：上述数据中，浙能电力的数据包含公司受托管理的浙江温州特鲁莱发电有限责任公司和温州燃机；数据来源于浙江省电力公司。
从上表可以看出，浙能电力控股及管理电厂装机容量为2,032.04万千瓦，占据省内统调电厂装机容量50.15%的市场份额；浙能电力控股及管理电厂发电量为1,040.29亿千瓦时，占浙江省统调电力生产企业的比例为49.54%，浙能电力为浙江省规模最大的火力发电生产企业。
2、进入本行业的主要障碍
（1）行政审批程序门槛
电力行业是关系国民经济安全运行和人民生活的基础性行业，国家对电力行业进行较为严格的监管，电力项目必须符合国家规定和宏观经济的总体规划，且需经有关部门的严格审批和验收。国家从环境保护、资源开发利用、国家安全等多方面考虑，不断提高新设企业、新建项目要求，进而不断提高行业进入门槛。
（2）电网渠道门槛
中国发电企业所发电量基本通过电网实现销售。“厂网分开”实施后，形成了国家电网公司和南方电网公司两大电网公司。目前，全国电力企业的电力销售须通过两大电网公司进行。
出于电网安全、经济运行等因素，电网运营企业需要对电网接入系统、联网、电能输送和配电进行整体规划，并根据电网实际运行参数，合理调整电力出力、负荷分布等。新建电厂的接入，需要电网运营企业依据上述因素重新调整电网运营系统。故在电力供需基本平衡的背景下，由两大电网公司主导的电力销售渠道对新进入的发电企业形成了较高的渠道门槛。
（3）资金规模和技术门槛
电力行业是典型的资金密集型行业，项目建设的初始投资金额和项目建成后的运行资金需求都十分巨大。在火电领域，随着国家“上大压小”政策的持续推行，建设技术性能高、单机装机容量大的火电机组成为了火电项目建设的发展趋势，上述机组投资金额较高，进一步提高了行业的资金门槛。同时，随着大容量、高参数火电机组的逐步投产运行，对设备运行管理、燃料管理、安全管理等均提出了更高的要求，这在一定程度上形成了技术壁垒。
（4）环保门槛
随着国家对环保工作的日益重视，电力行业主管部门对新建电源项目、尤其是火电燃机机组的环保要求日益提高。随着环保部于2011年7月发布了《火电厂大气污染物排放标准》等系列环保规章的实施，新建火电机组的成本和技术要求更为提高，这进一步提高了火电机组建设的环保门槛。
（5）燃料供应门槛
燃煤作为火力发电机组的最重要的燃料，其充足、可靠供应是保证火电机组正常运营和合理盈利的前提。随着国家对煤炭行业的规范，大型煤炭生产集团成为煤炭供应行业的主要市场角色，其销售规模化、供应稳定性是其销售须考虑的重要因素之一。因此，新入火电发电企业如无长期的合作关系且单一机组采购规模较小，则较难取得优惠的燃煤价格，进而影响火电机组的效益。同时，鉴于中国煤炭主要产地较为集中，煤炭运输在一定程度上受到铁路、海运和公路运输能力的限制，故火电机组的区位在一定程度上影响电力机组的盈利能力。
（6）行业自然垄断特性制约新进入者
电力行业作为公共事业部门，电力作为特殊商品，具有同质性和不能储存的特点，具有一定的自然垄断性。电力行业的规模经济效应、电力行业资产具有沉淀性与专用性和电力行业的网络经济特征，决定了电力行业政府参与的程度较高且受政策的影响较大，具有垄断经营特性，不可能完全实现市场化。因此，行业自然垄断性制约了新的市场竞争者进入该行业。
3、市场供求状况及变动原因
（1）全国电力市场供应情况
电力工业是国民经济的重要基础工业，是国家经济发展战略中的重点和先行产业。近年来，随着中国经济对电力需求的拉动，中国用电量平稳较快增长，电力装机容量持续增大，装备技术水平不断提高，一批国家重点电源、电网建设项目按期投产，发电行业整体呈现快速增长趋势。2006年至2012年，中国发电企业各年末装机容量和各年度发电量数据如下表所示：
表5-7 2006-2012年中国发电企业年末装机容量和年度发电量
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注：2006年和2007年数据来源中国统计年鉴，2008年至2012年数据来自中电联。
受益于宏观经济平稳较快增长，中国电力供求矛盾逐渐凸显，造成电力供应紧张、供不应求的局面。在此背景下，全国各大发电企业大规模建设发电机组，并相继投产，到2007年全国电力供需矛盾有所缓解。2008年至2010年，中国在宏观经济刺激政策的带动下，电力供给和需求增速从2008年的低谷恢复到正常水平。2011年至2012年，国民经济平稳较快发展，全社会用电量均保持5%－10%的增长。
最近几年来，中国通过提高环保标准，鼓励可再生能源、清洁能源和节能性能优良的先进机组加快建设、优先安排发电计划和优先上网销售等方式，逐步改善中国电源结构，降低高污染、高耗能发电机组在中国电力供应中的比例。下表为2009年至2012年，中国各机组类型的各年末装机容量和各年度发电量的基本情况：
表5-8 2009-2012年中国各机组类型年末装机容量和年度发电量
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注：上述水电数据包含抽水蓄能的水电站，数据来源中电联。
从上表可以看出，自2009年始各类型发电机组装机容量和发电量均有不同比例的上升；同时，火力发电项目的装机容量占全部发电项目装机容量的比重有所下降，但火力发电机组的发电量占电力行业全口径发电量的比重均保持在75%以上；水电、风电等清洁能源的比重有所上升。
近年来，由于自然条件的变化，风电、水电等发电机组类型在发电利用小时上出现一定程度的波动，下表列示了自2009年以来，各机组类型发电小时的变化情况：
表5-9 2009-2012年中国各机组类型发电小时变化
单位：小时，%
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数据来源：中电联
从上表可以看出，2011年度，水电发电平均利用小时出现较大幅度的下降，主要是因为当年中国平均降水量比常年偏少，特别是南方部分省市出现了历史罕见的汛期干旱现象，受此影响，水电发电明显回落。2012年度水电发电平均利用小时出现较大幅度的增长，主要是2012年平均降水量比常年同期偏多。而相比较而言，火力、核电发电机组性能较稳定且受自然条件的影响较小，发电设备平均利用小时波动幅度较小。因此，从长期来看，火力、核电发电机组在中国电力行业中的作用是无法由其他类型的机组替代的。
（2）全国电力市场需求情况
电力行业的发展与宏观经济走势息息相关。伴随着中国经济稳步快速发展的同时，中国电力需求也自本世纪以来保持着快速增长。下表为自2006年以来，中国国内生产总值、GDP增长率和全社会用电量数据：
表5-10 2006-2012年中国国内生产总值、GDP增长率和全社会用电量
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注：上述数据来源于国家统计局网站。上述GDP的增长率为按照可比价格计算得出。
中国电力消费结构中，第二产业用电需求一直是全社会用电量的主要部分，2012年，工业用电量占全社会用电量的比例为72.72%，其中重工业用电量占比为60.45%。自2009年以来，中国各行业用电量数据如下表：
表5-11 2009-2012年中国各行业用电量
单位：亿千瓦时，%
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注：上述数据来源中电联。
虽然2009-2012年间中国全社会用电量增长迅速，但与发达国家相比，中国电力消费仍存在较大差距。目前，中国人均发电量仍远低于美国、日本和韩国的人均水平，而考虑到中国城乡人口结构、用电结构和资源环境等影响因素，长期来看，中国的电力消费较目前水平仍有较大提升空间，对应中国的发电行业尚有巨大的发展潜力。
以美国为对标，截至2012年度，中国GDP、人均GDP、全社会用电量、人均用电量具体数据如下：
表5-12 2012年度中美GDP、人均GDP、全社会用电量、人均用电量比较
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数据来源：中国GDP数据来自国家统计局，人口数据来自于第六次全国人口普查数据统计的人口数量，美国GDP数据来自于美国商务部经济分析局，人口数据来自于美国人口普查局2013年1月1日公布的2012年末人口数据；中国全社会发电量来自于中电联，美国全社会发电量来自于美国能源信息局。
从上表可以看出，中国尽管全社会用电量已经超过美国，但人均用电量仍远远小于美国，约为其29%左右，中国未来发电行业还有较大的发展空间。
从用电结构上来看，中国以工业用电为主，商业、服务业和居民生活用电占全社会用电量的比重相对较小；而美国以商业、服务业和居民生活用电为主，而工业用电比重较低。2012年度两国用电结构的数据具体如下表：
表5-13 2012年中美用电结构比较
单位：亿千瓦时，%
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注：美国用电量为净用电量，即不包括厂用电、输电线损和抽水蓄能用电量；工业用电包括农业用电量。美国相关数据来源于美国能源信息局网站。
根据国家电力规划研究中心出具的《我国中长期发电能力及电力需求发展预测》，“综合考虑各种发电装机类型，2020年我国电力装机将达到18亿千瓦左右，其中煤电、气电等化石能源装机约占2/3；2030年电力装机将达到25-28亿千瓦，化石能源装机约占50%-60%、非化石能源装机约占40%-50%。到2050年，我国发电量的饱和规模将达到13.1-14.3万亿千瓦时左右。人均发电量达到9034-9862千瓦时，与韩国、台湾水平相当，约为美国水平的70%。”
“根据预测，2020年以前，我国仍然处于工业化高级阶段向初级发达经济阶段转型的过程中，电力需求将继续保持较快速度增长，年均增速不会低于6%，到2020年全国需电量将达到7-8万亿千瓦时左右；2021-2030年，我国将从发达经济阶段的初级阶段向高级阶段过渡，电力需求年均增速将放缓到3.5%左右，到2030年全国需电量将达到10-11万亿千瓦时左右；2031-2050年，我国经济社会将处于高级发达经济阶段，我国步入中等发达国家行列，电力需求年均增速进一步放缓至1.0%左右，到2050年全国需电量将达到12-15万亿千瓦时。”
综上，从目前开始的很长一段时间，中国电力行业仍有较大的发展空间。
（3）浙江省电力市场供求状况
1）浙江省电力市场需求情况
浙江省作为华东地区乃至全国经济发展的重要省份之一，长期以来，其经济发展一直处于全国领先水平，进而有效地拉动了浙江省电力需求的迅猛增长。自2006年至2012年七年间，浙江省全社会用电量从1,909亿千瓦时上升到3,211亿千瓦时，年均复合增长率达到9.05%。下表为自2006年以来，浙江省全省生产总值、增长率和浙江省用电量数据：
表5-14 2006-2012年浙江省生产总值、用电量及增长情况
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注：上述数据来源于国家统计局网站、中国统计年鉴和中电联。浙江省生产总值增长率为按照可比价格计算得出。
根据浙江省经信委网站公布的数据，2012年度浙江省全社会累计用电量为3,210.55亿千瓦时，其中，浙江省工业用电量为2,402.73亿千瓦时，占浙江省用电总量的比例为74.84%；工业用电量中制造业累计用电量为2,029.94亿千瓦时，占浙江省用电量比例为63.23%，占工业用电量比例为84.48%。第三产业和城乡居民生活用电仍然保持了较高的增长水平，全年用电增速分别达到9.78%和 11.14%，均大大高于全社会用电量增长水平。经济下行、工业用电需求不足，冶金、建材生产等高耗能行业用电萎缩，特别是有色金属冶炼及压延加工业、非金属矿物制品业和黑色金属冶炼及压延加工业用电量出现较大幅度的下滑，是造成2012年用电增速放缓的主要原因。
2）浙江省电力供应情况
伴随着电力需求的持续增长，浙江省电力供求矛盾逐渐凸显，自2010年至2012年，电源项目最高负荷逐年增长，年度最高负荷由4,204万千瓦增加到5,174万千瓦，年复合增长率为10.94%。
在国家调整电力结构、加快关停小火电机组的背景下，浙江省内电力供需缺口则更显突出。下表为自2010年度至今，浙江省发电企业装机容量、6,000千瓦及以上电厂发电量和全社会用电量数据：
表5-15 2010-2012年浙江省发电企业装机容量、6,000千瓦及以上电厂发电量和全社会用电量
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注：2010年和2011年数据来源浙江省经信委、2012年度数据来自于浙江省电力公司
从上表可以看出，浙江省全社会用电量保持着9%左右的年复合增长率，远高于浙江省发电企业装机容量的复合增长率。与此同时，浙江省2010年度、2011年度和2012年度的外购电量分别为491亿千瓦时、584亿千瓦时和586亿千瓦时，复合增长率为9.25%，远远高于浙江省6,000千瓦及以上电厂发电量复合增长率，亦高于浙江省全社会用电量的复合增长率。
3）浙江省未来的电力供给需求情况
2012年12月下旬，浙江省经信委完成并报经浙江省人民政府同意后，正式印发《2013年度浙江省电力电量平衡方案》和《2013年度浙江省统调电厂发电计划》。根据上述方案，预计2013年浙江省全社会用电需求将保持持续增长，同比约增长6%左右，即全社会用电量为3,400亿千瓦时左右。根据电力电量平衡，2013年计划安排年度外购电量700亿千瓦时。2013年省统调机组发电计划拟安排发电量空间为2,222亿千瓦时，其中，燃煤机组1,890亿千瓦时，天然气机组155亿千瓦时，燃油顶峰机组5亿千瓦时，水电机组27亿千瓦时，核电机组24亿千瓦时，小火电关停机组保留发电计划指标60亿千瓦时，年度电力运行考核奖励电量18亿千瓦时；另外，预留天然气机组供热发电空间30亿千瓦时。根据现有电力平衡预测，2013年浙江省电力供需除夏季高峰存在一定缺口外，总体基本平衡。
浙江省地处东部沿海，一次能源较为匮乏，能源的提供主要依靠以电力为主的二次能源。随着浙江省人民生活水平的提高、城市化进程的不断推进，未来几年的电力需求将不断增加。根据浙江省能源局和浙江省发展规划院研究的《浙江省“十二五”和中长期能源需求预测研究》，浙江省能源需求将在未来二十年继续保持增长，并于2030年达到峰值。而根据浙江省发改委和浙江省能源局研究的《浙江省“十二五”和中长期能源结构优化方案研究》，截至2015年，浙江省电网装机容量将达到8,035万千瓦，其中火电机组占比为75%左右。
根据浙江省电力公司《十二五电力电量方案》的预测，到2015年，浙江省最高负荷、用电量将分别达到7,165万千瓦和4,182亿千瓦时，“十二五”期间年均增长分别为9.5%和8.4%。到2020年，浙江省最高负荷、用电量将分别达到9,186万千瓦和5,302亿千瓦时。因此，未来相当长的一段时间内，确保电力供应安全和调整电力能源结构仍然是浙江省电力行业的发展方向。
4、行业利润水平的变动趋势及变动原因
2000年以来，随着中国经济的快速发展，电力行业也呈现稳步发展态势，行业营业利润稳步提高。电力生产行业利润水平主要受燃料价格和上网电价的变化影响。下图为2008年以来，电力、热力生产和供应业利润总额、秦皇岛动力煤平仓价（选取山西优混作为代表）、电力上网价格的趋势图：
图5-2 2008年以来，中国电力、热力行业利润、煤价、电价趋势图
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数据来源：WIND资讯
从上图可以看出，在电价不变的前提下，煤炭价格的波动与电力行业利润存在负相关的关系。通常来说，煤炭价格的上涨造成电力行业利润减少，2008年上半年煤炭价格的快速上涨导致电力行业2008年利润出现大幅下滑。而煤炭价格的回调，则电力行业的盈利会出现回升。2011年下半年开始，煤炭价格逐步回落，电力行业盈利一改持续下降的颓势，开始回升；加之2011年底国家发改委调整发电企业上网电价，2012年度发电企业盈利大幅增长。
除燃煤价格对电力行业利润产生较大影响外，发电企业的上网电价也对行业利润产生较大影响。为了缓解电力生产企业经营困境，保障电力可靠供应，国家发改委自2003年以来曾多次上调上网电价，并于2004年出台了煤电价格联动机制措施。而从近年来电力生产企业利润变化情况也不难看出，电力生产企业盈利能力的变化情况与电价调整政策密切相关。
（四）影响行业发展的有利和不利因素
1、有利因素
（1）行业政策的鼓励发展将促使电力行业继续快速增长
根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》（下称“十二五”规划），“十二五”期间将发展清洁高效、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；在确保安全的基础上高效发展核电。如果上述规划得到落实，电力行业将迎来新的增长。
（2）市场需求因素
自改革开放以来，中国经济一直保持持续快速增长，进而带动国内电力需求稳定增长。根据“十二五”规划确定的7%的经济增长预期目标，中国经济在未来一段时间内，依然会保持较快增长，这在一定程度上保证中国电力行业的产品需求。而根据国家电力规划研究中心的预测，“2020年以前，我国仍然处于工业化高级阶段向初级发达经济阶段转型的过程中，电力需求将继续保持较快速度增长，年均增速不会低于6%”。
（3）资源优势
中国煤炭资源丰富，2000米以浅的预测煤炭资源量为5.6万亿吨，能源剩余可采总储量中燃煤占58.8%，这决定中国以煤炭为主的能源利用格局将长期存在。而火力发电生产企业作为电力生产的主要组成部分，中国煤炭资源禀赋特征决定了煤电具有较好的供应安全性和经济性。
（4）技术发展因素
随着中国电力行业多年来的持续发展，行业技术水平有了较大幅度的提高。目前，中国已掌握了100万千瓦超超临界燃煤发电机组、70万千瓦水轮发电机组、100万千瓦核电机组、F级燃气蒸汽联合循环供热机组和180米级大坝建筑技术，电力行业正朝着大容量、高效能、低排放、高可靠性、优化运行、控制自动化方向发展。电力行业技术快速发展将有效促进行业提高效率、增强盈利能力。
（5）大型发电机组的建设使得行业更为集中
目前，建设高可靠性、高参数、大容量、低污染的大型火力发电机组是火力发电行业发展的趋势，大型火力发电机组的建设是以各地区和企业关停中小机组为前提的，新建电源项目替代的关停机组容量作为衡量其可否纳入规划的重要指标。“上大压小”措施一方面可以提高电力行业生产效率，增强盈利能力；另一方面可以提高火力行业集中度，提高溢价能力，增强有效竞争。
（6）产业结构调整和城市化进程推进电力行业发展
随着中国产业结构调整的不断深化，电力需求增长速度将有所减缓。而根据美国、日本等发达国家的经验，工业发展是电力行业的主要驱动因素，如果产业结构向第三产业转移，并且工业对GDP的贡献持续低于40%，则意味着电力行业将会进入衰退的通道。目前，中国正处于工业化的中前期，在未来数十年的工业化进程中，对于电力将维持较高的需求，从而为电力行业的发展提供足够的空间。
同时，城市化进程也是推动电力行业发展重要驱动因素之一。根据《浙江省“十二五”和中长期能源需求预测研究》显示，日本城市化水平从1950年的37%增加到1975年的72%，同期能源消费的总需求增加了5.7倍，年均增长率达到近10%。截至2011年底，中国的城市化水平仅为51.27%，距离发达国家水平尚有较大距离。因此，未来随着中国城市化进程的不断深入，对电力行业仍将维持较高需求，并逐年保持较高增长水平。
2、不利因素
（1）电力机组的审批趋严使得电力行业装机规模放缓
在宏观经济整体保持稳步增长的情况下，电力需求也将保持稳定的增长速度。但随着国家对环境保护、产业结构调整、控制固定资产投资等多方面因素考虑，对电力机组投资的审批将更加严格，新增电力机组项目获批的难度将进一步加大，电力投资和电力装机规模的增长速度有可能逐渐放缓，加之国家采取强制关停小火电机组的措施，将使得未来中国电力装机规模增速有所放缓。
（2）电网建设投资规模相对较低可能限制电力产品有效输出
近年来，为解决电网建设相对滞后、电网结构薄弱等问题，国家逐步增加在电网方面的投资，电网结构初步得到改善；但受电网基数因素影响，加上自2006年以来电源投资显著增快，电网建设投资规模比例较电源投资规模相对较低可能对电力产品的有效输出产生不利影响。未来，随着新一轮电网改造升级工程的启动、智能电网试点建设及特高压输变电线路等重点工程建设步伐的加快，上述不利影响未来有望进一步降低。
（3）节能减排和产业结构调整可能会降低单位GDP用电量
2011年9月，国务院发布《“十二五”节能减排综合性工作方案》（国发[2011]26号），明确了节能减排的主要目标是“到2015年全国万元国内生产总值能耗下降到0.869吨标准煤（按2005年价格计算），比2010年的1.034吨标准煤下降16%；‘十二五’期间，实现节约能源6.7亿吨标准煤”。未来随着中国经济增长方式的转变和经济结构的调整，第三产业对经济增长的贡献将不断增加，但其单位产值用电量将远远小于第二产业，这将使中国电力需求增速放缓。
（五）行业技术水平及技术特点、行业特有的经营模式、行业的周期性、区域性或季节性特征
1、行业技术水平
经过改革开放三十年来的发展，中国电力行业的技术水平取得了巨大提升。
目前，中国火电发电机组设备制造技术已经达到国际先进水平，掌握了100万千瓦超超临界火电机组技术。水电、核电和气电也取得了长足进步，分别掌握了70万千瓦水轮发电机组、100万千瓦核电机组和F级燃气蒸汽联合循环供热机组的关键技术。中国电厂和电力系统的仿真技术已进入世界先进行列，运行基本实现自动化、现代化管理；电力系统微机集成线路保护、电力系统暂态稳定分析及在线计算机技术等高新电力技术的研究与应用方面都开始进入国际先进水平；国家电网率先建成世界首条1000千伏特高压交流输电线路，标志中国进入了“特高压交直流混合电网”运行时代，电网发展已开始进入大区电网、独立省网互联的新阶段，电网覆盖面和现代化程度不断提高。
上述技术的发展，标志着中国电力行业正朝着高可靠性、高参数、大容量、低污染、优化运行、控制自动化方向发展。
目前，中国电力装机仍以火电为主。在投入运行的火电机组中，主力机组的单机容量仍为20-60万千瓦，单机60万千瓦以上的大容量、高参数超临界机组仍为少数，而技术更为先进、供电效率更高、污染物排放更少的100万千瓦超超临界机组更是屈指可数。根据中国电力网公布的信息，截至2012年4月30日，中国30万千瓦及以上火电机组占全部火电机组的比重为76%，其中，60万千瓦及以上清洁机组占火电机组比重达到39%。以技术指标衡量，超超临界机组的发电效率比国内最先进的超临界机组提高约2-3%，供电标准煤耗低于290克/千瓦时，超超临界机组更高的发电效率和节能环保性能预示着其将成为中国未来火电机组的主要机组类型。
2、行业特征
（1）周期性特征
电力行业作为关系国计民生的基础能源产业，其发展周期与宏观经济周期紧密相关。中国电力行业具有较明显的周期性特征，变动趋势与宏观经济变动趋势基本相同：一方面，宏观经济的发展要依赖电力行业提供可靠的能源支持；另一方面，国民经济增长对电力行业发展具有驱动作用，当国民经济处于稳定发展期时，发电量随电力需求量的增加而上升，并促使电力行业快速发展；当国民经济增长放缓或处于低谷时，发电量随电力需求量的减少而下降，电力行业发展也将随之放缓。
2001年至2007年，得益于中国国民经济平稳较快发展，电力行业也进入快速发展周期。但受2008年国际金融危机影响，中国国民经济一度下行，发电量增速也随之明显放缓。目前中国经济正在步入新一轮的发展周期，发电量速度已接近危机前水平，电力行业也正在进入新的发展阶段。
影响电力行业周期的主要因素包括GDP增长速度、电力设备装机容量、能源价格的变化、城市化和工业化进程、电力需求弹性系数等因素。自2002年以来中国GDP增长率、电力生产增长率和电力需求弹性系数趋势如下图：
图5-3 2002-2012年影响中国电力行业周期主要因素变化趋势图
■
注：国内生产总值增长率、电力消费弹性系数来源于国家统计局，电力生产来源于中电联。
从上图可以看出，中国发电量的增速与名义GDP增速的变动趋势基本相同。
（2）季节性特征
由于用电需求受季节因素影响较为明显，故电力行业生产及供需关系存在较为明显的季节性特征。如下图所示，中国三、四季度用电量显著高于一、二季度。
图5-4 2006-2012年中国分季度全社会用电量
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数据来源：WIND资讯
火电行业的季节性主要表现为不同用电季节对发电量需求的影响，基本与电力行业的季节性一致。
（3）区域性
鉴于中国经济具有一定的区域性，即东部经济发达、中西部相对落后的现实状况，结合电力需求与主要经济体密切相关的特征，中国发电企业也主要分布在经济发达的东部地区。
中国的火电厂主要分布在电力需求负荷较高以及煤炭资源较为集中的地区，主要包括华北、华东和华南等经济较为发达的东部沿海地区以及内蒙古、山西、陕西等煤炭资源较为集中的地区。
表5-16 中国能源资源、电力消费及GDP地区分布情况
单位：%
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注：上述数据来源于中电联编著的《电力的价值》，中国电力出版社2012年9月出版。
（六）所处行业与上、下游行业之间的关联性，上下游行业发展状况对本行业及其发展前景的有利和不利影响
1、上游煤炭行业与电力行业的关联性及其对电力行业发展的有利和不利影响
从国民经济产业分布情况来看，电力行业作为基础能源行业处于整个国民经济产业链的上游；而从能源产业链来看，电力作为二次能源，属于中游中间品。因此，电力行业的上游行业主要为煤炭行业。
煤炭是全球最重要的一次能源之一。根据《BP世界能源统计年鉴2012年6月》显示，截至2011年底，世界煤炭已探明储量约8,609.38亿吨。尽管全球煤炭资源储量丰富，但全球煤炭资源在各个国家分布也很不平衡，截至2011年末，世界煤炭探明储量最大的前10个国家煤炭探明储量合计约7,908.79亿吨，约占世界煤炭探明总储量的91.86%。
根据《BP世界能源统计年鉴2012年6月》显示，2011年世界煤炭产量已达到3955.5百万吨油当量，中国是世界上最大的煤炭生产国，2011年中国燃煤产量为1956.0百万吨油当量吨，占全球煤炭总产量的49.50%。中国煤炭资源主要分布在华北和西北地区，上述地区煤炭探明储量约占全国的85%。与煤炭资源分布相对应，中国的煤炭生产也集中于这些地区。地处中国经济较发达的沿海地区煤炭资源贫乏，煤炭储量和产量占全国比例较低，中国煤炭产销不平衡问题非常突出。上述煤炭产销不平衡问题容易造成煤炭运力短缺、运输成本高企，甚至在部分情况下影响煤炭的充足供应，进而影响着经济较发达地区的电力供应，尤其是火电机组的正常运营。
煤炭价格走势对火电发电企业的业绩具有重要影响。2008年，燃煤价格保持高位运行，一度突破1,000元/吨，导致电力生产成本居高不下，全国电力行业出现全行业亏损。2009年，在煤炭价格回落、国家宏观经济刺激政策等多项利好因素的带动下，电力行业扭转了2008年亏损的态势，实现盈利。2009年1月后，煤炭价格进入新的价格上升通道，价格逐年保持一定幅度的增长，而在电力价格无法及时跟进调整的情况下，火力发电企业的盈利能力受到挤压。下图为自2007年1月至2012年12月秦皇岛主要煤种平仓价格走势：
图5-5 2008年1月至2013年1月秦皇岛主要煤种平仓价格价格走势
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数据来源：WIND资讯
依据中国煤炭经济研究院发布的《2012年中国煤炭经济景气报告》，随着国内经济形势的逐步企稳，煤炭下游产业逐步复苏，由此导致煤炭需求增加；与此同时，煤炭市场供给延续2012年四季度的增长惯性。同时，随着电煤价格双轨制的取消，并轨后的电煤价格会对市场煤价产生“吸引”效应，并最终导致重点合同煤价格和市场煤价趋同。因此，在煤炭产业筑底调整过程中，煤炭市场形成均衡格局的可能性较大。
2、下游电网公司对行业的关联性及其对行业发展的有利和不利影响
对于电力生产企业而言，其直接下游行业为电网公司。目前，中国电网主要有国家电网公司和南方电网公司两大电网公司。其中，国家电网公司拥有并管理东北、华北、华东、华中和西北电网公司等五个区域电网公司，并通过区域电网公司经营所在区域跨省高压输电网和省内地方输配电网；南方电网公司拥有及管理广东、贵州、云南、海南省和广西壮族自治区的跨省高压输电网和省内地方输配电网。电力产品通过电网主要销售给居民用户、第一产业、第二产业和第三产业等行业的企业用户。
目前，浙能电力和东南发电所在地区域电网为华东电网，该电网归属于华东电网有限公司。华东电网有限公司负责规划、经营管理上海市、江苏、浙江、安徽、福建在内的四省一市500千伏电网，并依法按照统一调度、分级管理的原则对华东电网实施调度管理，参与华东电网和其它电网间的电力电量交易。华东电网是国内设备水平和管理水平较高、电源电网结构较为合理、调度自动化系统较为先进的电网系统。
浙江省电网是浙能电力和东南发电电力产品销售的唯一对象，归属于浙江省电力公司。浙江省电力公司主要负责浙江电网的建设、运行、管理和经营。
三、交易双方在行业中的竞争优势
（一）交易双方业务情况
浙能电力主要从事火力发电业务，辅以提供热力等产品以及核电投资。
截至2012年12月31日，浙能电力控股浙能嘉华、浙能乐清、浙能兰溪、东南发电等13家火电电厂，合营淮浙煤电、参股国电浙江北仑第一发电有限公司等12家电厂，其中受托管理温州燃机有限公司、浙江温州特鲁莱发电有限责任公司。上述电厂机组容量、燃料类型及2012年度发电量和持股比例的情况如下表：
表5-17 2012年浙能电力下属电厂基本情况
■
从上表可以看出，浙能电力火力发电机组以燃煤机组为主，并建有部分燃气和燃油机组。截至2012年12月31日，在浙能电力控股的38台燃煤发电机组中，60万千瓦级及以上机组共17台，总装机容量为1,112万千瓦，占浙能电力控股燃煤机组装机容量的66.61%，远优于全国60万千瓦级及以上平均水平，亦略高于浙江省火力发电机组中60万千瓦及以上燃煤机组65.16%的比例。
最近三年来，随着浙江省经济的稳步发展，浙江省火电机组的平均发电利用小时亦持续回升。2012年度，浙能电力60万千瓦级及以上机组平均利用小时数为5,781小时，控股燃煤机组平均发电利用小时为5,675小时，远高于全国6,000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时4,572小时。
东南发电作为浙能电力的控股子公司，其火力发电机组以燃煤机组为主，配以部分燃气机组。截至2012年12月31日，东南发电拥有10台燃煤发电机组中，30万千瓦及33万千瓦机组8台，无60万千瓦及以上燃煤机组；东南发电另有3台40万千瓦及以上的燃气发电机组。2012年度，东南发电发电机组平均利用小时数为4,452小时。
（二）交易双方的市场占有率及最近三年变化情况
按照控股装机容量计，浙能电力是全国排名前十的火力发电企业（以2011年12月31日控股装机容量计），是全国省级发电企业中的领先企业，浙江省最大的电力生产企业。
（下转A68版）
| 岗位分类 | 人数 | 占员工总数的比例 |
| 管理岗位 | 748 | 7.49 |
| 技术岗位 | 1,989 | 19.92 |
| 生产岗位 | 6,555 | 65.66 |
| 办事员和其他人员 | 692 | 6.93 |
| 合计 | 9,984 | 100 |
| 学历 | 人数 | 占员工总数的比例 |
| 研究生及以上 | 172 | 1.72 |
| 本科 | 3,556 | 35.62 |
| 大专 | 3,211 | 32.16 |
| 中专或高中 | 1,911 | 19.14 |
| 初中及以下 | 1,134 | 11.36 |
| 合计 | 9,984 | 100 |
| 年龄 | 人数 | 占员工总数的比例 |
| 51-60岁 | 1,136 | 11.38 |
| 41-50岁 | 4,430 | 44.37 |
| 31-40岁 | 3,003 | 30.08 |
| 21-30岁 | 1,415 | 14.17 |
| 合计 | 9,984 | 100 |
| 姓名 | 在东南发电担任职务 |
| 毛剑宏 | 董事长 |
| 夏晶寒 | 董事 |
| 曹路 | 董事 |
| 程光坤 | 董事、总经理 |
| 马京程 | 董事 |
| 卢广法 | 董事 |
| 沃健 | 独立董事 |
| 许文新 | 独立董事 |
| 方怀宇 | 独立董事 |
| 朱玮明 | 副总经理、董事会秘书 |
| 胡森健 | 总会计师 |
| 项目 | 年度 | 2006年 | 2007年 | 2008年 | 2009年 | 2010年 | 2011年 | 2012年 | 复合增长率（%） |
| 装机容量（万千瓦） | 数量 | 62,370 | 71,822 | 79,273 | 87,407 | 96,219 | 105,576 | 114,491 | 10.65 |
| 增长率（%） | 20.60 | 15.15 | 10.37 | 10.26 | 10.08 | 9.72 | 8.44 | ||
| 发电量（亿千瓦时） | 数量 | 28,657 | 32,559 | 34,334 | 36,812 | 42,280 | 47,217 | 49,774 | 9.64 |
| 增长率 （%） | 14.61 | 13.62 | 5.45 | 6.67 | 17.56 | 11.68 | 5.42 | ||
| 全社会用电量（亿千瓦时） | 数量 | 28,588 | 32,458 | 34,268 | 36,595 | 41,923 | 46,928 | 49,591 | 9.62 |
| 增长率 （%） | 14.63 | 13.54 | 5.58 | 6.44 | 15.08 | 11.74 | 5.67 |
| 序号 | 机组类型 |
| 1 | 无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组 |
| 2 | 有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再生能源发电机组和满足环保要求的垃圾发电机组 |
| 3 | 核能发电机组 |
| 4 | 按“以热定电”方式运行的燃煤热电联产机组，余热、余气、余压、煤矸石、洗中煤、煤层气等资源综合利用发电机组 |
| 5 | 天然气、煤气化发电机组 |
| 6 | 其他燃煤发电机组，包括未带热负荷的热电联产机组 |
| 7 | 燃油发电机组 |
| 序号 | 法律法规、标准及其他要求名称 | 颁布机构 | 颁布文号（时间） | 实施时间 |
| 1 | 电力生产事故调查暂行规定 | 国家电监会 | 电监会4号令 | 2005-3-1 |
| 2 | 电力二次系统安全防护规定 | 国家电监会 | 电监会5号令 | 2005-2-1 |
| 3 | 电力业务许可证管理规定 | 国家电监会 | 电监会9号令 | 2005-12-1 |
| 4 | 电力市场运营基本规则 | 国家电监会 | 电监会10号令 | 2005-12-1 |
| 5 | 电力市场监管办法 | 国家电监会 | 电监会11号令 | 2005-12-1 |
| 6 | 电力监管信息公开办法 | 国家电监会 | 电监会12号令 | 2006-1-1 |
| 7 | 电力企业信息报送规定 | 国家电监会 | 电监会13号令 | 2006-1-1 |
| 8 | 电力企业信息披露规定 | 国家电监会 | 电监会14号令 | 2006-1-1 |
| 9 | 电工进网作业许可证管理办法 | 国家电监会 | 电监会15号令 | 2006-3-1 |
| 10 | 电力监管机构行政处罚程序规定 | 国家电监会 | 电监会16号令 | 2006-4-1 |
| 11 | 电力监管机构举报处理规定 | 国家电监会 | 电监会17号令 | 2006-4-1 |
| 12 | 电力监管机构投诉处理规定 | 国家电监会 | 电监会18号令 | 2006-4-1 |
| 13 | 电力监管执法证管理办法 | 国家电监会 | 电监会19号令 | 2006-5-15 |
| 14 | 电力监管机构现场检查规定 | 国家电监会 | 电监会20号令 | 2006-5-15 |
| 15 | 电力并网互联争议处理规定 | 国家电监会 | 电监会21号令 | 2007-1-1 |
| 16 | 电网运行规则（试行） | 国家电监会 | 电监会22号令 | 2007-1-1 |
| 17 | 电力可靠性监督管理办法 | 国家电监会 | 电监会24号令 | 2007-5-10 |
| 18 | 发电机组并网安全性评价管理办法 | 国家电监会 | 电监安全[2007]45号 | 2007-11-27 |
| 19 | 关于废止部分电力监管规章的决定 | 国家电监会 | 电监会26号令 | 2008-1-28 |
| 20 | 承装（修、试）电力设施许可证申请条件 | 国家电监会 | 电监资质[2010]4号 | 2010-3-1 |
| 21 | 承装（修、试）电力设施许可证管理办法 | 国家电监会 | 电监会28号令 | 2010-3-1 |
| 22 | 国家电力监管委员会行政复议办法 | 国家电监会 | 电监会29号令 | 2010-9-1 |
| 23 | 电力争议纠纷调解规定 | 国家电监会 | 电监会30号令 | 2012-1-1 |
| 24 | 承装（修、试）电力设施许可证监督管理实施办法 | 国家电监会 | 电监资质[2012]24号 | 2012-4-17 |
| 25 | 电力安全事故调查程序规定 | 国家电监会 | 电监会31号令 | 2012-8-1 |
| 序号 | 单位名称 | 2010年度 | 2011年度 | ||
| 装机容量（万千瓦） | 发电量（亿千瓦时） | 装机容量（万千瓦） | 发电量（亿千瓦时） | ||
| 1 | 华能集团 | 11,343 | 5,376 | 12,538 | 6,045 |
| 2 | 中国大唐集团公司 | 10,589 | 4,726 | 11,106 | 5,080 |
| 3 | 中国国电集团公司 | 9,532 | 4,199 | 10,672 | 4,770 |
| 4 | 中国华电集团公司 | 8,817 | 3,589 | 9,410 | 4,179 |
| 5 | 中国电力投资集团公司 | 7,073 | 2,940 | 7,680 | 3,259 |
| 6 | 神华集团有限责任公司 | 3,427 | 1,602 | 4,653 | 2,113 |
| 7 | 华润电力控股有限公司 | 2,173 | 1,210 | 2,223 | 1,196 |
| 8 | 中国长江三峡集团公司 | 2,129 | 1,008 | 2,483 | 957 |
| 9 | 广东粤电力集团有限公司 | 2,119 | 1,046 | 2,480 | 1,266 |
| 10 | 浙能电力 | 1,637 | 861 | 1,897 | 1,050 |
| 11 | 国投电力控股股份有限公司 | 1,724 | 861 | 1,733 | 657 |
| 12 | 北京能源投资（集团）有限公司 | 1,000 | 414 | - | - |
| 13 | 中国广东核电集团有限公司 | 784 | 418 | 931 | 481 |
| 14 | 中国核工业集团公司 | 578 | 414 | 650 | 444 |
| 15 | 深圳市能源集团有限公司 | 527 | 268 | 784 | - |
| 16 | 申能（集团）有限公司 | 502 | 269 | 708 | 314 |
| 时间 | 全社会用电量 | 外购电量 | 外购电量占全社会用电量比例 |
| 2010年度 | 2,821 | 491 | 17.41 |
| 2011年度 | 3,117 | 584 | 18.74 |
| 2012年度 | 3,211 | 586 | 18.25 |
| 序号 | 能源类型及公司名称 | 期末发电设备容量 （万千瓦） | 发电量 （亿千瓦时） |
| 1 | 火电 | 3,855.29 | 2,034.98 |
| （1） | 浙能电力 | 2,032.04 | 1,040.29 |
| （2） | 神华集团有限责任公司 | 574.76 | 315.12 |
| （3） | 华能集团 | 400.00 | 241.16 |
| （4） | 中国国电集团公司 | 320.00 | 190.79 |
| （5） | 中国大唐集团公司 | 240.00 | 140.21 |
| （6） | 中国华电集团公司 | 185.00 | 50.52 |
| （7） | 其他 | 103.49 | 56.89 |
| 2 | 水电 | 164.90 | 36.62 |
| （1） | 浙江浙能北海水力发电有限公司 | 60.40 | 11.37 |
| （2） | 中国华电集团公司 | 37.20 | 8.59 |
| （3） | 国家电网公司 | 30.50 | 7.29 |
| （4） | 浙江珊溪经济发展有限责任公司 | 20.00 | 4.46 |
| （5） | 华能集团 | 8.58 | 2.42 |
| （6） | 其他 | 8.22 | 2.50 |
| 3 | 核电 | 32.00 | 28.44 |
| （1） | 核电秦山联营有限公司一期 | 32.00 | 28.44 |
| 合计 | 4,052.19 | 2,100.04 |
| 项目 | 年度 | 2006年 | 2007年 | 2008年 | 2009年 | 2010年 | 2011年 | 2012年 | 复合增长率（%） |
| 装机容量（万千瓦） | 数量 | 62,370 | 71,822 | 79,273 | 87,407 | 96,219 | 105,576 | 114,491 | 10.65 |
| 增长率（%） | 20.60 | 15.15 | 10.37 | 10.26 | 10.08 | 9.72 | 8.44 | ||
| 发电量（亿千瓦时） | 数量 | 28,657 | 32,559 | 34,334 | 36,812 | 42,280 | 47,217 | 49,774 | 9.64 |
| 增长率（%） | 14.61 | 13.62 | 5.45 | 6.67 | 17.56 | 11.68 | 5.42 |
| 项目 | 2009年 | 2010年 | 2011年 | 2012年 | ||||
| 装机容量（万千瓦） | 数量 | 比例（%） | 数量 | 比例（%） | 数量 | 比例（%） | 数量 | 比例（%） |
| 火电 | 65,109 | 74.49 | 70,663 | 73.44 | 76,546 | 72.50 | 81,917 | 71.54 |
| 水电 | 19,632 | 22.46 | 21,340 | 22.18 | 23,051 | 21.83 | 24,890 | 21.74 |
| 风电 | 1,760 | 2.01 | 3,107 | 3.23 | 4,505 | 4.27 | 6,083 | 5.31 |
| 核电 | 908 | 1.04 | 1,082 | 1.12 | 1,257 | 1.19 | 1,257 | 1.10 |
| 太阳能 | - | - | - | - | 214 | 0.20 | 328 | 0.29 |
| 总计 | 87,407 | 100.00 | 96,219 | 100.00 | 105,576 | 100.00 | 114,491 | 100.00 |
| 发电量（亿千瓦时） | 数量 | 比例（%） | 数量 | 比例（%） | 数量 | 比例（%） | 数量 | 比例（%） |
| 火电 | 30,116 | 81.81 | 34,145 | 80.76 | 38,975 | 82.54 | 39,108 | 78.57 |
| 水电 | 5,717 | 15.53 | 6,863 | 16.23 | 6,626 | 14.03 | 8,641 | 17.36 |
| 风电 | 276 | 0.75 | 500 | 1.18 | 732 | 1.55 | 1,004 | 2.02 |
| 核电 | 699 | 1.90 | 768 | 1.82 | 874 | 1.85 | 982 | 1.97 |
| 其他 | 4.00 | 0.01 | 4.00 | 0.01 | 10.00 | 0.03 | 39.00 | 0.08 |
| 总计 | 36,812 | 100.00 | 42,280 | 100.00 | 47,217 | 100.00 | 49,774 | 100.00 |
| 机组类型 | 2009年 | 2010年 | 2011年 | 2012年 | |||
| 数量 | 数量 | 增长比例 | 数量 | 增长比例 | 数量 | 增长比例 | |
| 火电 | 4,865 | 5,031 | 3.41 | 5,294 | 5.23 | 4,965 | -6.21 |
| 水电 | 3,328 | 3,429 | 3.03 | 3,028 | -11.69 | 3,555 | 17.40 |
| 风电 | 2,077 | 2,097 | 0.96 | 1,903 | -9.25 | 1,893 | -0.53 |
| 核电 | 7,716 | 7,924 | 2.70 | 7,772 | -1.92 | 7,838 | 0.85 |
| 平均 | 4,546 | 4,660 | 2.51 | 4,731 | 1.52 | 4,572 | -3.36 |
| 项目 | 年度 | 2006年 | 2007年 | 2008年 | 2009年 | 2010年 | 2011年 | 2012年 | 复合增长率（%） |
| 国内生产总值 （亿元） | 数量 | 210,871 | 265,810 | 314,045 | 340,903 | 401,202 | 471,564 | 519,322 | 9.94 |
| 增长率（%） | 11.6 | 13.0 | 9.0 | 8.7 | 10.4 | 9.2 | 7.8 | ||
| 全社会用电量（亿千瓦时） | 数量 | 28,588 | 32,458 | 34,268 | 36,595 | 41,923 | 46,928 | 49,591 | 9.62 |
| 增长率（%） | 14.63 | 13.54 | 5.58 | 6.44 | 15.08 | 11.74 | 5.67 |
| 项目 | 2009年 | 2010年 | 2011年 | 2012年 | ||||
| 全社会用电量 | 数量 | 比例 | 数量 | 比例 | 数量 | 比例 | 数量 | 比例 |
| 第一产业 | 940 | 2.57 | 977 | 2.33 | 1,015 | 2.16 | 1,013 | 2.04 |
| 第二产业 | 27,137 | 74.15 | 31,449 | 75.02 | 35,185 | 74.98 | 36,669 | 73.94 |
| 其中： | ||||||||
| 轻工业 | 4,637 | 12.67 | 5,336 | 12.73 | 5,830 | 12.42 | 6,083 | 12.27 |
| 重工业 | 22,118 | 60.44 | 25,630 | 61.14 | 28,803 | 61.38 | 29,978 | 60.45 |
| 第三产业 | 3,944 | 10.78 | 4,478 | 10.68 | 5,082 | 10.83 | 5,690 | 11.47 |
| 居民生活 | 4,575 | 12.50 | 5,019 | 11.97 | 5,646 | 12.03 | 6,219 | 12.54 |
| 总计 | 36,595 | 100.00 | 41,923 | 100.00 | 46,928 | 100.00 | 49,591 | 100.00 |
| 项目 | GDP（亿美元） | 人均GDP（美元） | ||
| 国别 | 中国 | 美国 | 中国 | 美国 |
| 数值 | 82,622 | 135,888 | 6,028 | 44,233 |
| 项目 | 全社会用电量（亿千瓦时） | 人均用电量（千瓦时） | ||
| 国别 | 中国 | 美国 | 中国 | 美国 |
| 数值 | 49,591 | 38,373 | 3,618.36 | 12,490.62 |
| 中国 | 美国 | ||||
| 项目 | 数量 | 比例 | 项目 | 数量 | 比例 |
| 第一产业 | 1,015 | 2.16 | 交通 | 65.87 | 0.17 |
| 第二产业 | 35,185 | 74.98 | 工业 | 9,921.64 | 25.86 |
| 第三产业 | 5,082 | 10.83 | 商业 | 13,288.36 | 34.63 |
| 居民生活 | 5,646 | 12.03 | 居民生活 | 13,843.30 | 36.08 |
| 直接使用 | 1,253.52 | 3.27 | |||
| 总计 | 46,928 | 100 | 总计 | 38,372.71 | 100.00 |
| 项目 | 年度 | 2006年 | 2007年 | 2008年 | 2009年 | 2010年 | 2011年 | 2012年 | 复合增长率 （%） |
| 浙江省生产总值 | 数量 （亿元） | 15,718 | 18,753 | 21,462 | 22,990 | 27,722 | 32,319 | 34,606 | 14.06 |
| 增长率（%） | 16.97 | 19.31 | 14.44 | 7.12 | 20.58 | 16.58 | 7.08 | ||
| 浙江省用电量 | 数量（亿千瓦时） | 1,909 | 2,189 | 2,323 | 2,471 | 2,821 | 3,117 | 3,211 | 9.05 |
| 增长率（%） | 16.25 | 14.67 | 6.10 | 6.40 | 14.14 | 10.49 | 3.02 | ||
| 电力消费弹性系数 | 1.17 | 1.00 | 0.61 | 0.72 | 1.14 | 1.16 |
| 项目 | 年度 | 2010年 | 2011年 | 2012年 | 复合增长率（%） |
| 装机容量 | 数量（万千瓦） | 5,728 | 6,069 | 5,637 | -0.80 |
| 增长率（%） | 1.99 | 5.95 | -7.12 | ||
| 发电量 | 数量（亿千瓦时） | 2,503 | 2,747 | 2,779 | 5.37 |
| 增长率（%） | 13.40 | 9.75 | 1.16 | ||
| 全社会用电量 | 数量（亿千瓦时） | 2,821 | 3,117 | 3,211 | 6.69 |
| 增长率（%） | 14.14 | 10.49 | 3.02 |
| 项目 | 东部 | 中部 | 西部 |
| 水电（技术可开发量）比重 | 7.3 | 11.2 | 81.5 |
| 煤炭基础储量比重 | 10.5 | 38.2 | 53.1 |
| 电力装机比重 | 46.0 | 22.7 | 31.3 |
| 火电装机容量 | 52.4 | 23.1 | 24.5 |
| 电力消费量比重 | 57.1 | 19.3 | 23.6 |
| 一次能源消费量比重 | 53.5 | 21.7 | 24.8 |
| GDP比重 | 61.7 | 19.7 | 18.6 |
| 公司名称 | 机组容量 （万千瓦） | 燃料类型 | 权益比例（%） | 发电量 （亿千瓦时） |
| 一、控股电厂 | ||||
| 嘉华发电 | 440 | 燃煤 | 62.55 | 257.70 |
| 乐清发电 | 252 | 燃煤 | 51.00 | 146.68 |
| 兰溪发电 | 240 | 燃煤 | 81.95 | 137.75 |
| 北仑发电 | 180 | 燃煤 | 51.00 | 100.65 |
| 镇海发电 | 86 | 燃煤 | 51.00 | 45.47 |
| 镇海热电 | 79 | 燃气 | 51.00 | 21.59 |
| 嘉兴发电 | 63 | 燃煤 | 70.00 | 34.41 |
| 温州发电 | 63 | 燃煤 | 66.98 | 32.63 |
| 滨海热电 | 60 | 燃煤 | 88.00 | 33.06 |
| 镇海联合 | 34 | 燃气 | 45.00 | 5.42 |
| 金华燃机 | 29 | 燃油 | 76.00 | 0.67 |
| 钱清发电 | 14 | 燃煤 | 65.54 | 13.40 |
| 东南发电 | ||||
| 其中：台州发电厂 | 126 | 燃煤 | 39.80 | 70.95 |
| 萧山发电厂 | 149 | 燃煤、燃气 | 39.80 | 38.82 |
| 长兴发电 | 120 | 燃煤 | 55.87 | 65.87 |
| 1,934 | 1,005.09 | |||
| 二、受托管理电厂 | ||||
| 温州燃机 | 32 | 燃油 | 43.00 | 1.13 |
| 浙江温洲特鲁莱发电有限责任公司 | 66 | 燃煤 | 30.00 | 34.07 |
| 98 | 35.20 | |||
| 三、合营、参股电厂 | ||||
| 淮浙煤电 | 126 | 燃煤 | 50.00 | 77.01 |
| 浙江国华浙能发电有限公司 | 440 | 燃煤 | 40.00 | 260.44 |
| 浙江大唐乌沙山发电有限责任公司 | 240 | 燃煤 | 35.00 | 140.21 |
| 国电浙江北仑第三发电有限公司 | 200 | 燃煤 | 40.00 | 121.68 |
| 杭州华电半山发电有限公司 | 185 | 燃煤、燃气 | 36.00 | 50.52 |
| 国电浙江北仑第一发电有限公司 | 120 | 燃煤 | 30.00 | 69.11 |
| 神华国华（舟山）发电有限责任公司 | 56 | 燃煤 | 40.00 | 33.12 |
| 浙江浙能北海水力发电有限公司 | 60 | 水力 | 25.00 | 11.11 |
| 核电秦山联营有限公司 | 262 | 核能 | 20.00 | 201.62 |
| 秦山第三核电有限公司 | 145.6 | 核能 | 10.00 | 116.27 |