我国电力行业发展历程？

1. 我国电力行业发展历程？

中国电力发展阶段
一、第一阶段计划经济时期（1949-1978年）
自1949年到1978年，中国电力历史分别有燃料工业部、电力工业部、水利电力部三个阶段。在燃料部与电力工业部阶段，电力管理执行集中管理的方法；时至水利电力部，电力与水利又经历了分散与集中各两次不同管理。
1、燃料工业部时期（1949-1955年）。
2、电力工业部时期（1955年-1958年）。
3、水利电力部时期（1958-1966年）。
4、"文化大革命"时期（1966年-1978年）。
二、第二阶段，摸着石头过河（1979-1997年）
从1978年党的十一届三中全会以后，中国的电力工业体制进入了改革探索时期。
1、第二次成立电力工业部（1979-1982年）。
2、第二次成立水利电力部（1982-1988年）。
3、能源部时期（1988-1993年）。
4、第三次成立电力工业部（1993-1997年）。

扩展资料
中国电力市场发展战略
1、转变思想，树立竞争意识
企业生存的基础是市场，思想又是行动的先导，为了扩展电力市场，企业一定要转变以往的思想观念，明确以市场为主体的竞争策略，坚持市场的导向作用。
2、健全完善电力市场规章制度
想要做好任何事情都要有健全完善的规章制度作基础，电力市场的有效扩展也是如此。
3、建立以用户为核心的电力市场并拓展新市场
想要增加社会用电数量，并逐步拓展电力市场，就要坚持供电以客户为核心，根据用户的具体需求构建电力市场。
4、提高员工素质能力
电力市场的有效拓展要依靠企业员工的业务能力和综合素质来完成，随着社会主义市场经济的全面开放，以及现代化技术的逐步兴起，给电力企业员工素质能力提出了更高的要求。
参考资料来源：百度百科-电力

2. 现当今中国电力企业的现状是什么？未来能源企业的发展会怎样

中国电力工业发展现状分析 

前言 

一九九八年或许在我国的电力工业发展进程中具有重要的历史意义。这一年，电力工业终于从机制上摆脱了过去计划经济模式的约束，由政府职能部门脱胎成为独立的经济实体 国家电力公司。脱胎后的国家电力公司仍是我国电力工业的巨人，拥有国内总装机容量的60%和国内总售电量的77%（1997年总公司装机容量 153GW，售电量 766.9TWh，购电量 466.2TWh）。无论愿意或不愿意，国家电力公司将真正面对市场，必须以市场的眼光重新审视未来的发展战略。也在这一年，在多数行家曾断言电力得大发展，电力要先行的理念之下，电力却首次出现了几十年未遇的供大于求现象。事实上，我们国家的人均用电量实在太低，人均装机容量（0.2KW）还不足世界平均水平的五分之一，与当前我国的经济发展程度极不相称（见表1），与我国在世界上的真实地位相去甚远。 

我国的电力弹性系数近二十年来一直小于1（平均0.88），而世界主要快速发展国家均远大于1，平均1.22，发达国家平均也在1.15。这种电力发展速度相对缓慢却又导致目前电力供大于求的现象蕴涵着讽刺性的矛盾，矛盾的焦点集中反映在近几年的电价问题上。当前的电价状况、当前的电力需求疲软是矛盾积累的结果，而不是原因。所以，本文的力图站在经济学的立场上，同时站在电力用户即消费者的立场上，用经济分析的视角来扫描并展现我国电力工业的发展历程，同时也揭示发展过程中产生的一些应引起充分注意的问题。 

政府决策部门对电力行业存在的某些观念也是值得探讨的。这么多年来，始终没有按市场经济规律正确处理电力需求与价格的关系，认为电是经济生活中的必需品，其需求量与经济发展有关，而与其价格关系不大。这种认识用经济学的语言说就是电的价格弹性很小，通俗地说就是反正各行各业都要用那么多电，从大家身上多掏点钱也没关系。基于上述认识，才演绎出各种电价基金、集资政策和地方的各种价外加价行为。以市场的眼光并从价格层面上去探究近几年电力需求变化，或许能发现一些更为深层的原因。本文认为，上述观念在计划经济时期可以说是正确的（产品需求不取决于市场），但是在市场经济环境下（需求来源于市场），如果仍按上述认识决策，我们的电力工业迟早会被市场经济这支无形的手切割肢解。可见，市场经济的决策观念对电力工业的健康发展至关重要。 

1.1 历史回顾 我国电力工业在四十九年的建设中得到了高速发展，并为国民经济的发展作出了巨大贡献。年发电量从1949年43.1亿KWh增长到1997年的11342亿KWh,增长了263倍，平均年增长率12.3%。相应地，装机容量从1949年的185万KW发展到1997年的25424万KW，增长了137.4倍，平均年增长率10.8%。电力工业的详细发展历程见附表1、2及附图1、2。电力工业经历了几个代表性的发展时期。首先是1951年至1960年的高速发展时期，这期间装机容量平均年增长率为20.3%，发电量平均年增长率为28.8%，同期GDP的平均年增长率为8.5%。也就是说该时期电力工业的发展明显快于国民经济的发展，相应的发电弹性系数是3.4，装机弹性系数是2.4。另一个快速发展时期是1970年至1979年，这十年装机容量平均年增长率为12%，发电量平均年增长率为11.5%，同期GDP的平均年增长率为10.6%。相应的发电弹性系数是1.08，装机弹性系数是1.13，既电力工业略快于国民经济的增长。80年代以来，尽管电力工业发展比较平稳，速度还是比较快的，17年来发电量年平均年增长率为8.5%，装机平均年增长率也是8.5%。但是同期国民经济的发展却远快于电力工业。这个时期GDP的平均年增长率是10.5%，相应的发电及装机弹性系数是0.81。尤其是1990年以后，发电弹性系数一路下滑，从1991年的0.98逐年递减到1997年的0.58。1998年的发电弹性估计将达改革开放以来的最低点0.28左右。这一趋势若不及时遏止，必将再度危及国民经济的健康发展。 

1.2发电环节构成 

水火电比例 

与现在相比，解放初期我国的电力工业几乎是从零起步。经过50年代及70年代两个高速发展期，我国电力工业已初具规模。到1978年，总发电量已达2566亿KWh，装机容量达5712万KW，分别相当于1997年的23%和22%，为改革开放后经济高速发展奠定了良好基础。1978年之后20年，水电在总发电量中所占份额几乎未变，约为17%。但是，水电装机容量所占份额却有些变化，从1978年的30%逐步下降至1997年的23%。这一现象反映了一个事实，即改革开放以来，随着经济发展加速，电力紧缺，电力投资有注重短期效益的倾向,倾向于水电用得多，建得少。由于我国目前水电资源开发仅完成14%，与世界平均水平22%相比还有很大潜力，所以水电装机份额下降更大程度上归于政策因素的导向。 

机组出力 

根据上述数据可以算出1978年时水电年平均出力2581KWh/KW，火电5321 KWh/KW。到1997年，相应的出力为3258 KWh/KW和4809 KWh/KW。前者火电出力较高，反映了当时电力紧缺；后者反映了电力紧张局面有所缓解，同时水电机组的利用率也在逐步提高。 

在水、火电比例基本不变的情况下，衡量电力短缺的一个有效指标是单位装机年平均出力。在市场机制作用下，发达国家的单位装机出力是比较稳定的，平均为4315 KWh/KW。这个水平单位装机出力可以应付经济波动而不至于供不应求。高速发展国家的平均单位装机出力为4385 KWh/KW，体现了较小的超负荷发电余地。我国80年代以来的单位装机出力平均为4624 KWh/KW，说明存在较大的缺电现象。1997年我国单位装机出力为4461 KWh/KW。如果说这一年电力供需基本平衡的话，那么根据图1的显示，除了1979、1981、1991年，其它年份都是缺电的。严重缺电年份是在1987年，当年单位装机出力高达4857 KWh/KW。而这一年，全国估计高峰缺电30%左右，导致全行业的拉闸限电，用户“开三停四”。我们可以说单位装机出力4450 KWh/KW左右基本上是适合我国目前状况的供需平衡点指标，在这个指标水平上，电力部门既不超负荷发电，也不闲置装机容量。超负荷发电是有限度的，一是导致发电成本提高和大量使用小机组，二是发电机组不可能24小时满负荷运行。结果就是拉闸限电或抬高电价，限制用电需求，同时也丢失了发电收益。到了90年代，限制需求已是市场经济的大忌。抬高电价将遏制需求，电力部门或许短期可从中获益，但却损害了其长期利益。 

核电 

从1993年起中国有了核电。至1997年，核电装机容量为210万KW（浙江秦山30万KW,广东大亚湾2×90万KW），年发电量144.18亿KWh，约占全国总发电量的1.27%，单位装机年均出力6866 KWh/KW。超过火电机组年均出力的43%。目前在建的还有秦山二期2×60万KW、秦山三期2×70万KW、广东岭澳2?100万KW、江苏连云港2×100万KW，共计660万KW，预计2005年之前全部建成 机组容量构成 90年代以来装机容量增长的主力仍然是大机组。1990年25万KW以上机组占总装机容量的57%，到了1996年，这个比例已超过60%，同时1.2万KW以下机组容量比例已由15%下降至9%。但是，1.2至3万KW机组容量却有增长之势，这一现象反映了地方集资办电政策的影响。地方集资不同于股份投资，产权上各自为阵，必然以小规模投资居多。总体上看，1990年时2.5万KW以上机组容量占总容量的80%，到1996，这个比例已上升至85%以上，所以小机组发电问题不是近年来发电成本上涨过快的主要原因或理由。 

机组发电量构成 

但是，由于地方集资办电，办电主体属地方管辖，使得小机组发电产生另一个问题，就是小机组与大机组抢发电量。多数大机组产权不属地方，投资收益也不归地方，因而在这场收益的较量中败下阵来。更为严重的是地方利用其管辖权，迫使用户接受小机组的高价电力，其政府行为与市场经济的指导思想背道而驰，同时侵犯了用户的消费权利。该问题比较严重的有广东、浙江等地。 

根据统计资料，1990年以来，1.2万KW以下机组容量所占比例已下降了40%，但是这类机组发电量所占比例仅下降25%。同期其它机组容量所占比例上升了7%，但是发电量所占比例仅上升2%。这说明小机组比大机组相对出力更多。 

小机组煤耗较高，经营效率也低，虽然他们对全国发电总成本影响不大，但是对电价的影响却是显著的，小机组电价具有示范行为，使大机组有向高电价看齐的倾向，巨大的利润空间提供了与地方政府达成某种默契、共同分享的机会。 

目前在电力紧张局面已经缓解的情况下，国家正制定措施逐步停运部分小机组，其中国家电力公司1998年将停运110.6万KW,2000年前共停运681万KW，占公司目前总装机容量的8.76%。按此比例计算，估计2000年全国将停运小机组1135万KW。 

国家逐步停运部分小机组的政策是十分正确的，其意义不完全在于降低发电成本，更重要的是为降低电价、促进需求增长扫清障碍，而且对环境保护也是十分有利的。目前该政策遇到的难题是如何清偿小机组的投资成本。其实只要国家下决心“丢卒保车”，完全可以让这些小机组提前报废，其损失由大机组电价与现行电价的巨大空间中取一小部分即可补偿。 

电源分布 

我国的电力消费主力集中在沿海地区以及华北、四川两大区域。其中山东、广东、江苏、辽宁、河北、河南、四川等七省用电量就占全国用电量的45%。就全国而言，由于资源、人口分布和经济发达程度不同，必然造成某些地区电力的供需缺口。根据图6的分析结果，电力相对富裕的省份依次为内蒙、山西、湖北、云南、广东等地。广东的情况比较特殊，该省相当一部分电力输送给香港，结果使本省电力并不富裕。随着经济的发展，该省今后必然要逐步加大从云南、贵州等省的购电比例。电力相对紧缺的省份依次为北京、天津、广西、浙江、辽宁、福建等地。北京由于其特殊的政治经济原因，目前的用电量50%需从外地购进。预料今后北京、天津等地的电力需求增长将更多地依赖山西、内蒙两地的供应。 

我国水、火电装机容量的地理分布见图7、8。四川、湖北、湖南三省得益于长江流域丰富的水力资源，占踞了水电装机容量前三名。这三省水电装机分别占其装机总容量的47%、59%和54%。目前，长江流域水电装机占全国水电总装机的36%左右。我国南方另一较大流域是红水河流域，属于该流域的云南、贵州（部分）、广西、广东等省水电装机占全国水电总装机的26%，其中云南、广西水电装机均超过火电装机。 

1.3 用电环节构成 

产业构成 

电力工业是国民经济的基础性产业。在过去的几十年里，电力的发展与第二产业息息相关（二产主要包 括工业、建筑业），其用电构成见图9、10。直到1997年，二产的电力消费仍占全国电力总消费的73%。但 是，在未来的一些年里，这种状况将会迅速改变。其它产业（三产和一产）的用电量将高速增长。预计到 2014年前后，其它产业的用电量将与第二产业平分秋色，各占50%。 

这里值得提出的是农业，在过去的20年里，农业用电所占比重下降是正常的，因为农业占GDP比重在下降。但是我国农业用电比重下降太快，超出了GDP比重下降速度，这种现象是不正常的，反映农村用电增长远落后于其它行业。农村用电价格弹性是比较大的，即农村对电价比较敏感。目前的农村电价极大地压抑了农村需求，原因主要在于农电管理体制，其次才是农村电网投资问题。国家计划未来三年投资3000亿元用于城乡电网改造，这对解放农村用电是个福音。其实，这也是着手农电体制改革的大好时机。农村是个潜在的大市场，由于农电价格弹性较大，一旦电价合理，农村用电必将呈高速发展势态，不仅将高于工业用电增长，甚至在一段时期（中短期）内还可能超过二产用电增长（恢复性增长）。农电体制改革的思路应是建立一种市场机制，在这种机制下供电企业只能靠多卖电，快增长来获取更大收益。目前农电体制改革的思路倾向于改革供电中间层，最终建立由省级电力公司直接管理的模式。这种模式的好处是减少供电环节的中间成本，但是仍不能有效约束地方垄断造成的低效率和高成本，所以并不是一个较圆满的改革方案。 

用电构成 

1985年至1997年国家电力公司售电量分别为302.7和766.9亿KWh，其电力销售构成见图11、12。我们注意到十二年间大工业用电比重下降了17%，反映了当前我国所处经济结构演变的历史阶段，今后这一趋势还将持续，最终大工业用电比重应降到30%以下。90年代以来趸售部分比例增长较快，这种是由于供电中间层近几年大幅增加所致，是供电环节的不正常现象。 

1.4 电价1985年以前，我国电力工业是处于国家计划经济体制下的垄断行业，该时期的电价政策比较明确，也比较稳定，即电价始终保持在高于工业品价格30%左右。 

自1985年以后，随着电力投资体制改革的深入，电价也相应产生了三阶段的变化。首先是1985至1989年期间，由于物价水平的增长，而全国的综合电价（国家统计局资料）几乎没有增长，使得真实电价（即工业可比电价）实际上是在走下降趋势（图13）。这期间的目录电价（原电力部资料）增长也仅是跟上全国物价水平而已，1989年达到我国电价水平的最低点，该年综合电价甚至还略低于工业品价格。第二个阶段是1989年至1993年，这期间目录电价开始逐年调整，并推动综合电价同步上涨。到1993年，综合电价实际上已超过工业品价格20%以上。第三阶段是以1993年国家出台三峡建设基金开始，此后各种依附在电价之上的基金、附加等加价行为推动综合电价快速上涨，仅四年间综合可比电价就上涨了50%，这部分加价成为目前电价过高的主要成份。事实上1993年以后可比目录电价几乎维持在1993年的水平上。从图13中我们看出，与1990年相比，1997年的综合电价涨幅高达72%，其中23%为目录电价上涨所致，49%为各种基金和价外加价所致。1985年以后每年的实际电价（现值）可通过图13A的数据换算得到。1993年之后，由于集资政策的影响，许多部门把手伸向电价，使得电价从供电环节开始层层加码。这些加价过程绝大部分没有在目录电价中体现出来。有些甚至没有在综合电价中体现出来，因此终端用户实际面对的电价究竟是多少，除了用户恐怕谁也说不清楚。我们现在仅根据国家统计局的资料和1997年的目录电价做一些分析。图14是根据国家电力公司目录电价及全国平均39.8%的其它加价部分的累计结果。这个结果看来是比较符合实际情况的。譬如现在的商业用电多数在0.8元/KWh左右。上述分析结果中农村电价（0.401元/KWh）差距较大，反映的仅是目前情况下应处的电价水平。根据报章统计，农村电价至少在0.9元/KWh以上。就全国而言，各地电价与综合电价的差距是比较大的，这当中电源结构分布有一定影响，但这种差距主要仍来源于各种加价的严重程度。就北京地区来说，价外加价的程度还算比较轻的。北京几年前居民电价0.164元KWh,非居民电价0.085元/KWh,现在居民电价0.36元/KWh,非居民电价0.589元/KWh，扣除物价上涨因素，居民实际电价上涨14%，非居民用户实际电价上涨264%。由于非居民、非普工业用户代表了居民以外其他中小用户平均电价，所以电价上涨幅度是十分可观的。但是，就实际情况而言，上述数据还仅是桌面上所看到的。对于绝大多数没有政府后盾的非居民用户来说，他们所承受的电费远不止0.589元/KWh，典型的情况是商业小用户电价一般在1至1.4元/KWh(中间收费层的理由是局部线路属自己投资，自己管理)。北京郊区农业排灌用电，用户实际支付多在0.8元/KWh左右，并非农业电价的0.291，更不是农业排灌电价的0.18元/KWh。据估计，北京地区中小用户实际支付的平均电价为0.7至0.9元/KWh。0.58元/KWh之后的电价加价部分多数被地方管理机构或配电中间层获得，这种情况在全国中小电力用户中具有普遍性。 

利税情况 

电力工业是一个资金密集型行业。在计划经济年代，国家要保持电力工业的快速增长，就必须不断投入大量资金。由于当时劳动力价格低廉,生产投入当中资金的重要性就相对较强。国家为获得这笔发展资金，在电力行业中长期实施的一项重要政策（1985年以前）就是使电价始终高于工业品价格30%左右。这种政策的实质含义是将其他行业的一部分利润抽取作为电力工业的超额利润。结果是显然的，事实上80年代以前，电力行业的收入利税率基本保持在50%左右。直到1985年利税率仍高达39.4%，而当年全国的工业利税率仅16.7%。丰厚的利润带来丰厚的资金。在上述时期内，国家对电力工业每年的新增投资大约占电力工业收入的15%，而全国工业的再投入水平是10.9%。50%的利税减15%的再投入还剩35%的实际利税(财政收入)，同期全国实际利税平均为6.9%。我们可以看出该时期电力政策的另一重要特征是国家把电力工业当作财政收入的重要来源之一。比如1983年，电力工业在工业总产值构成中占3.6%，但是它的利税却是工业利税总额的8.7%。电力工业成为国民经济利税大户的同时也就决定了它不可能成为发展最快的行业（高利税政策客观上限制非工业需求）。从1952年到1983年，电力工业的发展速度在各主要行业当中名列第四(见图15) 

1985年以后，随着电力工业投资体制的改革，国家对电力工业的利税政策也作了相应调整，其指导思想就是逐步放开电力工业，使之适应市场经济的环境，在满足国民经济发展需要的同时，进行自我投资，自我发展。这一时期，由于国家放弃了高额利税政策，就经济环境而言，本来对电力工业的发展是极为有利的，然而遗憾的是国家在放权的同时忽视了对垄断行业固有动机的有效约束，使得这一时期电力行业的经营成本大幅提高（这是市场经济条件下国有垄断行业的通病），电价涨幅也未得到有效控制。我们以国家电力公司为例（图16）可看出其成本及利税走势。事实上整个电力行业的情况都与国家电力公司类似。 

另一个有趣的现象是1987年至1993年，该时期电价未随物价作大幅调整（图17），使得该时期工业可比电价平均下降了15%，与此相应，1989年至1993年国家电力公司的销售收益形成大幅增长势态，但是随后几年的大幅提价却使收益锐减（图18）。这一现象引出价格与收益、价格与经营观念的探讨，我们将在后面作进一步叙述。 

1984至1988年工业可比电价有下降之势，这几年经济增长很快（GDP年平均增长12.1%），但这几年发电量增长相对缓慢（年平均增长9.2%），发电弹性才0.76，然而这段时期正是我国近20年来最缺电时期，许多工厂都“开三停四”。该状况说明这段时期的发电弹性是因为缺电而被压缩了，真实的发电弹性应远大于0.76。缺电现象在1995年以前一直比较显著，因而发电弹性一直被低估。这就给制定政策的人造成一种印象：一方面认为我国现阶段发电弹性可以小于1，也就是说现在的电力发展速度可以支持经济的较快发展，另一方面认为既然电力缺乏弹性，也就是说用户总得用电，那么从用户身上多筹点资金搞建设也不致于影响电力需求。这是导致多家办电和后期集资政策的认识基础。现实情况是近几年高电价政策取代了“开三停四”，人们由用不到电转变成不敢用电，才有了1998年电力在低平衡下的供大于求。可见电力的需求弹性实际上是比较大的，集资政策在对待需求反映的判断上是不成功的。 

1.5 成本构成 

上面谈到电力行业经营成本大幅提高，其具体的成本构成见图19。从1985年到1997年，单位电量的真实成本上涨了114%，其中发电成本上涨116%，所有其它成本上涨108%。图中购电成本反映的是国家电力公司之外其它发电部门的发电成本。事实上1993年以后国家电力公司购电转售部分几乎不赢利（图18），1997年该部分甚至亏损10.33亿元（现值）。1985年以后，由于推行市场经济，生产力水平提高很快，生产资料的真实成本上涨很小。90至97年仅上涨3%，85至90年甚至还略有下降。这期间资金成本（利率水平）大概在10%，同期全社会劳动力成本上涨108%。根据全社会资金成本与劳动力成本之比约为7：3的关系估算，这个时期全社会的生产成本上涨幅度应为40%左右。 

另外，电力工业的燃料价格在此期间上涨46%，与社会生产成本相加为86%。这个数据意味着电力工业生产成本应该上涨86%，然而实际上涨了114%，比预期高出30%。因此，从整体上看，我们可以说1985年以后整个电力工业的生产成本控制是做得不好的。

3. 我国电力行业的发展现状与趋势

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。




—— 以上数据及分析均来自于前瞻产业研究院《中国电力建设行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》。

4. 电力行业的发展现状

全社会用电量逐年增长
2015-2021年，中国全社会用电逐年增长。2020年，全社会用电量75110亿千瓦时，同比增长3.1%;2021年1-2月为12588亿千瓦时，同比增长22.2%
分产业看，2020年，全国第一产业用电量859亿千瓦时，同比增长10.2%;第二产业用电量51215亿千瓦时，同比增长2.5%;第三产业用电量12087亿千瓦时，同比增长1.9%;城乡居民生活用电量10949亿千瓦时，同比增长6.9%。



火电装机容量占比下降
截止到2021年2月底，全国发电装机容量为22.1957亿千瓦，同比增长9.0%。其中火电装机容量占比最高，达到56.6%;其次是水电装机容量占比16.7%;风电装机容量占比为12.8%。
从不同类型发电装机容量占比变化情况来看，2019-2021年2月，火电装机容量占比降幅最大(同比下降2.6个百分点)，下降至56.6%;而风电和太阳能发电均呈现不同程度的增长。整体来看，在政策助推作用下，全国清洁能源发电占比逐年增长。



风电新增装机容量最大
从新增发电装机容量来看，2015-2021年中国新增发电装机容量波动变化，到2020年达到19087万千瓦，同比增长81.8%。2021年1-2月全国新增发电装机容量为1559万千瓦，同比增长97.3%。



分类型来看，2020年，风电新增发电装机容量最大，达到7167万千瓦，同比增长178.7%，其次是火电和太阳能发电新增发电装机容量5637万千瓦、4820万千瓦，分别同比增长27.4%、81.7%。整体来看，新增发电装机以清洁能源为主。



水电投资增长接近20%
从行业建设投资情况来看，2020年全国电源基本建设投资完成额为5244亿元，同比增长29.2%，其中水电建设投资完成额为1077亿元，同比增长19.0%，而火电和核电分别同比下降27.3%和22.6%。



在国家政策导向方面，我国已经确立生态优先、绿色发展的导向，坚持在保护中发展、在发展中保护，深化能源供给侧结构性改革，优先发展非化石能源，推进化石能源清洁高效开发利用等。
——以上数据及分析来源参考前瞻产业研究院发布的《中国电力行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》。

5. 电力行业的现状与发展趋势

综合我们持续多年深耕电力行业来看，未来五年电力行业主要面临以下八大发展趋势：一是电力结构重新调整，趋向清洁化。二是电力发展的供需平衡面临严峻调整，各地粗放式发展导致的发电小时数不断上升，供大于求是必然。三是南方电力水电、核电、光伏、风电成为趋势，火电被抑制发展的政策导向和市场成本导向明显。【摘要】
电力行业的现状与发展趋势【提问】
综合我们持续多年深耕电力行业来看，未来五年电力行业主要面临以下八大发展趋势：一是电力结构重新调整，趋向清洁化。二是电力发展的供需平衡面临严峻调整，各地粗放式发展导致的发电小时数不断上升，供大于求是必然。三是南方电力水电、核电、光伏、风电成为趋势，火电被抑制发展的政策导向和市场成本导向明显。【回答】
四是受两网建设、电力改革等影响，电网打通将导致四川、云南、新疆、内蒙等电力供应地集中向长三角、珠三角供应。五是产业链条化、整合化、管理精细化是趋势，南方电网、五大发电集团推动各省电网的整合将成为现实，各省发电企业将面临来自央企发电集团以及售电公司在终端的挤压。六是国际化趋势，电网、五大发电集团、各省国企能源集团推动自身区域的整合和国际化发展成为趋势。七是金融化趋势，推动企业上市、降低融资成本、扩大并购对象，延伸产业链，提速发展模式成为趋势。八是信息化趋势，电力互联网、智慧电网、电力电商、充电桩等成为趋势，物联网+电力+节能服务走进现实生活。【回答】
至于电力行业前景，燃煤机组一定会逐渐关停，核电也会适度发展，新能源主要是分散，机组小，大型燃煤机组还会继续维持，但它都是脱硫、脱销，基本做到“零”污染，环保指标接近国际标准，对环境危害已降低到最大限度，然而工人工资不容乐观，各个电厂又有不同，沿海、发达省份要好些。【回答】

6. 水电能源的发展状况？

相关详情：  http://www.xbshw.com.cn/ 1.1 资源条件 我国小水电资源十分丰富，按20世纪80年代初标准，把1.2万千瓦以下水电站称为小水电站，我国小水电理论蕴藏量达1.6亿千瓦，相应的年电能为13000亿千瓦时，可开发装机容量7000多万千瓦，年发电量为2,000～2,500亿千瓦时。按现在的标准，把5万千瓦(按每千瓦投资7000～8000元估算，总投资在4亿元以下)以下水电站称为小水电，则这些数字将大大增加。 我国的小水电资源分布很广，在全国2000多个县（市）中，有1500多个县有可开发的小水电资源，其中可开发量在1万千瓦以上的县有1100多个。 1.2 特点与优势 1) 小水电资源主要分布在西部地区、边远山区、民族地区和革命老区，在西部大开发中具有突出的区位优势。 2) 小水电资源规模适中，投资省，工期短，见效快，有利于调动多方面的积极性，适合国家鼓励、引导集体、企业和个人开发。 3) 小水电资源可以就近供电，就近消纳，不需要高电压大容量远距离输电，发电成本和供电成本相对较低。 4) 小水电是电力工业的重要组成部分，是大电站的有益补充，可为“西电东送”提供有力的支撑。 5) 小水电是国际公认的可再生绿色能源，与其他可再生能源（太阳能、风能、生物质能等）相比，其技术比较成熟、造价低，非常适合为分散的农村供电及电气化建设，其开发利用有利于能源结构的调整优化，有利于人口、资源、环境的协调发展和经济社会可持续发展。 1.3 发展状况 新中国成立初期，为解决中国农村无电可用的问题，政府结合江河治理开发农村水电，解决照明和生产用电问题。直到20世纪80年代，全国一半以上的农村还是主要*农村水电供电。目前仍有800多个县主要*农村水电供电。通过开发农村水电，累计解决了５亿多无电人口的用电问题。 中国有1500多个县开发了农村水电，共建成水电站4.8万座。2003年全国新增农村水电装机270万kW，全国农村水电总装机达到3120万kW，年发电量1100亿ｋＷ·ｈ，均占全国水电总装机和年发电量的40%。2003年中国农村水电增加值482亿元，税利84亿元，其中税收42亿元。 从20世纪80年代开始，国务院部署开展了三批农村水电初级电气化县建设，建成了653个农村水电初级电气化县。农村水电初级电气化县建设有力地拉动了经济社会的发展。这些县都实现了国内生产总值、财政收入、农民人均收入、人均用电量“5年翻一番”、“10年翻两番”的目标，经济结构显著改善，发展速度明显高于全国平均水平。 农村水电已经成为中国广大农村重要的基础设施和公共设施，是中西部地区税收的重要支柱、经济发展的重要产业、农民增收的重要途径，在中国经济社会发展中发挥着重要的作用。 2 我国小水电产业发展面临的问题 尽管我国小水电建设几十年来取得了很大成绩， 但是我国小水电开发程度还很低，仅占可开发资源的28.6%，发电量也仅为全国总发电量的5.5%。在发展过程中还面临着种种困难和不利条件的制约，主要包括以下几个方面： 1) 产业定位不准 由于认识上的局限，我国小水电的公益性和社会性地位长期以来没有得到确认。主要表现在：在国家产业政策中，小水电被不加区分地与大中型水电一同列入了甲类竞争性项目，造成了与小水电已有政策的偏离，很大程度上制约了小水电的发展；与常规能源建设项目相比缺乏固定投资渠道及必要的资金支持，不能享受国家可再生能源的有关优惠政策。 2) 管理体制不顺 长期以来，各级水利部门是小水电行政管理和开发建设的主管部门， 承担着小水电政策制定、水资源规划、项目审查、 建设施工、生产运行、质量监督、 安全监察、技术标准制定、科研培训、国际交流等一系列管理职能，拥有配套完整的小水电科研、勘测、设计、施工组织体系和一支70多万人的水电队伍。目前管理着4万余座小水电站、3000多万ｋＷ水电机组的生产运行和400多万kW电力装机的在建工程。鉴于这种情况，在国务院机构改革的时候，成立了水利部农村水电及电气化发展局，行使水电及农村电气化行政和行业管理职能。 目前国务院几个部委都在对小水电进行管理，在部门间产生了职能交*。 由于职责不明，分工不清，在一定程度上削弱了政府对小水电的宏观调控和行业管理。在省县级机构改革中，这种情况进一步加剧，使部分地区小水电管理处于混乱和停滞状态。 从国务院部委职能划分看，综合部门管电职能主要是从政策、 协调、指导和监督等方面对全国电力进行宏观调控。水利部管电职能主要是从方针政策制定、水资源规划、立项审查、生产建设管理及质量安全监督等方面对农村水电进行行政和行业管理。 3) 产业自身的限制 小水电产业发展存在的问题主要表现在：工程造价持续上升， 建设成本不断提高，电站本身规模较小，多数是径流式电站，导致电量生产有限，生产成本偏高。如果与大规模生产的常规能源竞价上网，将会受到很大冲击。此外，小水电还存在因季节因素导致的丰枯矛盾，电力输出困难，技术水平与国际先进水平存在一定差距，管理运营费也居高不下等问题。 4) 大小网关系的协调问题 小水电开发初期，分散开发的电源一般都是发、供、用独立运行，主要解决当地县城、乡镇和农村地区的日常生活、农副产品加工及农业生产用电。随着经济的发展和国力的增强，原来分散的小水电供电区连片成网，形成了地方电网（小网），成为当地城乡居民生活生产、地方工业和乡镇企业的主要电力供应来源。国家大电网也以大中城市为依托，不断向四周延伸，逐步建立起了全国性跨区域的骨干供电网络。大网与小网两个供电区的连接是在国家实行中央、地方“两条腿走路”正确方针指引下，经济发展的必然结果。两网连接不可避免地会产生一系列社会、经济及利益上的问题，关键在于国家如何正确引导和及时采取措施解决这些问题，促使小水电与国家大电网在自身及区域经济协调发展中形成互利互补关系。 在大小电网关系处理上，我国目前出现的问题包括大网依*资产、技术和价格优势，抢占小网的供电区；利用电网管理和调度权随意限制小网上网电量，压低上网电价；借电力体制改革和国家实施农村电网改造之机，大力“上划”和“代管”小水电自供自管供电区等。我国是一个发展中国家，人均用电水平还很低，存在着大量的无电区域和无电人口，发展电力工业必须长期遵循中央和地方“两条腿走路”的方针。 5) 缺乏完整的激励机制 我国小水电发展得到了各级政府的支持，国家先后出台了一系列鼓励建设开发的政策。如20世纪60年代制定的自建、自管、自用“三自”方针，80年代出台的“以电养电”政策，90年代颁布的税赋政策和贷款补贴政策等。但这些政策大部分是计划经济条件下制定的，在当时对发展小水电起到了很好的推动作用。随着社会主义市场经济体制的建立和电力体制改革的深入，小水电政策环境发生了很大变化。有的已被取消，如农村水电建设专项贷款政策；有的逐步失去可操作性，如开发小水电的“三自”方针和“以电养电”政策等。因此有必要在新形势下，根据我国实际情况，借鉴国外先进经验，建立起一整套诸如可再生能源配额制、优惠上网电价、系统效益收费、对消费者进行补贴以及灵活的融资机制等激励政策。 6) 国家对小水电投入不足 与小水电在区域间经济协调发展中起到的重要作用相比 ，国家对小水电的投入非常有限。主要表现在：长期以来小水电建设项目没有规范地纳入各级财政预算和计划，国家对小水电开发缺乏资本金投入及其他必要的资金支持。 目前小水电开发资金大部分是商业银行贷款，取消农村水电建设专项贷款后，小水电开发主要依*当地商业银行贷款。但许多小水电地处贫困山区，当地银行多为“贷差”行，资金十分有限，由上级银行拨付转贷，又会加大放贷成本和风险，造成贷款渠道不畅。我国小水电正处于开发高峰的前期，在建规模为400万ｋＷ左右，却长期没有规范畅通的资金渠道，这对小水电的发展是十分不利的。 3 我国小水电发展的前景及建议 从目前来看，小水电的发展已经受到国家的高度重视，发展前景看好。 水利部对本世纪头20年我国小水电发展作出了新的战略规划，到2020年，我国将建成300个装机10万千瓦以上的小水电大县，100个装机20万千瓦以上的大型小水电基地，40个装机100万千瓦以上的特大型小水电基地，10个装机500万千瓦以上的小水电强省。 规划还确定，发展农村水电， 实施小水电代燃料生态保护工程。通过大力发展小水电，规划到2020年新增年发电量781亿千瓦时，解决1.04亿农村居民的生活燃料问题，每年减少砍柴量1.49亿立方米，减少二氧化碳排放4100万吨，获得生态效益360亿元。 水利部还将实施无电人口光明工程，在有水无电的边境地区、边远民族地区和贫困山区开发小水电，解决无电人口的用电问题。 此外，水利部还确定，将按国家统一部署，全面改造农村水电电网结构，改善农村电网设施，改革农电管理体制，将农村水电网低压线损由原来的30%降到12%以下，供电质量和供电可*性明显提高，电价普遍降低50%。 结合我国小水电发展的现状，为了达到国家的规划目标，促进我国小水电快速健康发展，提出以下建议： ●对产业政策进行修订，将小水电与大中型水电区分开来，进一步理顺小水电管理体制； ●针对小水电自身弱点，加强小水电新技术研究和开发，改善技术装备水平，促进新技术商业化、市场化运作，提高市场竞争力； ●对小水电企业进行股份制改造， 强化企业管理，减员增效，降低生产运营成本； ●以资产为纽带，实行小水电企业资产组合，组建小水电集团公司，发挥规模经营效益； ●为加快我国小水电发展， 政府需提供减免税收、价格补贴、 低息贷款等一系列宏观经济激励政策，完善小水电的有关法律法规，同时积极贯彻落实《可再生能源法》。 小水电属于非碳清洁能源，既不存在资源枯竭问题， 又不会对环境造成污染，是中国实施可持续发展战略不可缺少的组成部分。因地制宜地开发小水电等可再生能源，把水力资源转变成高品位的电能，不仅对于农村地区（尤其是老少边山穷地区）的脱贫致富，提高人民生活水平具有现实意义， 而且对保护生态环境，促进农村社会、经济、环境协调发展也有着十分重要的作用。

7. 中国电力行业会慢慢衰落吗？在四五十年内，主要是指职工收入和行业前景吗？

之前是比较高的，近年来待遇确有一定缩水，整体上还属于社会中上水平。还要具体看当地电网公司的效益及当地平均收入。比如北京的月收入与山东的月收入相差不大，但是两地电网人的幸福感可能会相去甚远。
有以下几个原因:
1、若干年前开始，受政策影响，电网公司逐渐清理下属三产企业，旗下一些比较赚钱的企业被转手。这些企业的收入和分红本身能为当地电网职工带来一些额外的福利或奖金，然而这部分收入现在可能已经没有了。这部分对待遇的影响其实很大，但网上少有人提及。
2、受社会舆论压力、反腐压力等因素综合影响，工资和奖金减少，这也是大家纷纷吐槽的一部分。
3、按劳分配机制缺失。前些年电网公司内部薪酬改革，据说是提高高技能、高学历、高强度职工的收入待遇，明确按劳分配，减少吃大锅饭、多干少干一个样的收入分配现状。
但是在实际执行过程中，新员工受工龄短等因素影响，实际收入不升反降，而这部分员工又是高强度工作的实际承担者，检修运维压力大，考核任务多，收入相比付出不成正比。相比之下老员工学历素质良莠不齐，活少收入高，轻松自在，又使得新员工叫苦不迭。
上述原因使得在互联网上比较活跃的电网年轻职工，特别受之前高薪诱惑吸引而来的985、211毕业的学生，有种49年加入国军的无力之感。在与身处互联网行业的高薪同学对比之后，幸福感更是烟消云散，这又进一步放大了无力感。
未来，伴随着电力市场改革的逐步深入，电网公司的售电垄断地位将不复存在，其盈利模式将发生根本改变，收入待遇也将和其他传统行业趋同。

中国电力行业发展不利因素分析
1、电力改革与市场化建设进入深水区。近几年，电力改革全面推进、成效显著，接下来的电力改革将逐步进入攻坚克难、啃硬骨头的深水区。综合体现在：
2、政策多门、各地各异。导致各类试点在具体落实过程中，中央各部门之间、中央与地方之间、政府与市场主体之间、电力企业与社会之间协调难度大，规则不规范，市场准入标准各地各异。
3、跨省区交易存在壁垒障碍。市场交易体系不健全、品种不完善、信息不对称，制约清洁能源跨区交易与消纳规模，难以体现市场对资源配置的优势。
4、电价体系有待完善。当前电力上游至电力各产业链乃至用户侧价格仍以计划调控为主导，缺乏合理的市场化疏导机制，导致发电企业尤其是煤电企业的合理利润空间被肆意挤压，输配电成本归集和电价交叉补贴没有科学的监审标准，电网和社会企业投资配电网积极性受挫，行业可持续发展能力减弱。

8. 对我国的能源电力行业的认识

能源材料的生产以及使用它们来发电是密切相关的两个行业，在目前极高的油价和粮价危机下，这两个行业处于变动相当大的状态。它们都是过滤及相关分离设备的重要用户，而且都期待着过滤分离的基础技术在不久的将来能发生显著变化。 
         
        能源材料的生产 
        能源材料（目前仍然主要是化石燃料、煤炭、石油和天然气）的开采工艺，以及后续的精炼工艺，大量用到工艺流体及设备流体，因此，要使用大量的分离设备。就工业整体而言，这是一个相当大的行业，有众多的公司参与运作，其中包括许多世界上最大的制造商，其经营范围遍布全球。 
        能源行业的生产工艺包括： 
        ◆ 从露天矿和地下矿开采煤炭； 
        ◆ 将开采出来的煤炭加工成符合市场需要的大小和质量； 
        ◆ 将煤炭加工成焦炭和其他固体燃料，以及液体和气体燃料； 
        ◆ 从陆上油井和海下油井开采石油和天然气； 
        ◆ 在天然气投放市场之前先进行净化和提纯； 
        ◆ 将原油炼制成不同工业等级的油品； 
        ◆ 裂解馏分油和渣油以生产石化原料； 
        ◆ 掺炼馏分油以生产石油深加工产品，如润滑油等； 
         
        ◆ 将天然气冷凝成液化天然气（LNG）以便于运输，实现从气体到液体燃料这种愈来愈重要的转化； 
        ◆ 核燃料的萃取、制造和后处理。 
        业界越来越关心从次级资源，如垃圾填埋场、老的或未开发的煤矿矿坑以及污泥消解池等回收甲烷。而且，人们确实对于作为能源的生物材料越来越感兴趣，无论是通过直接燃烧，还是气化，或者是转化成液体燃料（生物乙醇和生物柴油），都利于缓解石油作为汽车发动机燃料的需求压力。 
        影响能源行业的一个主要政策问题在于，是将生物材料用作能源（这非常合适，此外还可以减少碳排放），还是将其用作原料生产多种化学品（它们几乎是唯一适合的材料）。 
        除了高涨的油价，能源材料的使用年限也是问题之一。就资源使用年限而言，有些燃料存在着供应短缺的潜在问题，有的只有短短10年，如表1所示。石油和天然气的使用年限通常比煤炭短得多，石油的地区利用率最低，煤炭则高得多：全球来看，石油低于41年，煤炭可高达150年。石油和天然气的使用年限很短，而且它们具有作为化工原料的价值，因此，应优先使用煤炭作为能源。但考虑到当前的经济因素，结果就不同了。 
        通常人们认为不用太担心这些似乎很短的使用年限（用已探明的储藏量除以当前的生产率而得）：“当石油公司必须找到更多石油的时候他们总会找得到！”值得注意的是，表1中引用的21项使用年限数据中有19项都低于三年前的数据，并且在过去的十年中，全球的总耗能量已经按照每年大约2%的幅度不断增长。虽然有新发现的能源，但是它们似乎无法满足持续上升的需求。因此，情况似乎应该引起重视。 
        全球变暖（主要归咎于燃烧炉使用了化石燃料）使得能源/原料形势愈发严峻。许多政府已经承诺控制燃烧气体的排放，但是要达到令人满意的结果有许多工作尚待完成。这些变化都将影响到能源材料的消耗率。 
        设备的使用 
         
        机械分离设备在能源行业有着许多重要的应用，既可用于直接生产，也可用于设备维护。煤炭加工为筛煤机、过滤机和离心机提供了重要市场，特别是在洗煤场的处理中，液压系统在采矿中也很重要。 
         所有燃气轮机都依赖于洁净的进气
（即经过过滤的），而且大多数发电系统的
废气都需要经过某种处理，然后才能排放到大
气中。
        在天然气和石油开采行业，钻探泥浆的产生和循环，以及在井口处从天然气中分离石油（或者从水中分离石油）都需要使用机械分离设备。炼制过程包括催化剂回收、窑炉废气的过滤、以及对液态产品（特别是润滑油及类似产品）的净化。许多炼油废料是油/水混合物，多层式分离机的典型应用就是从水中分离出残油。 
        分离设备在能源材料开采领域的市场份额将保持稳定，因为能源行业正在设法适应需求的增长和高价格水平。高油价将加速燃料向天然气的转变，通常天然气的生产对分离设备的要求较低。目前的经济形势使得人们可以开采更深的海底石油和天然气。 
        尽管能源行业规模巨大，但是它仅占过滤和分离设备市场的较小的一部分。在2007年129.5亿美元的市场总额中，能源行业排名第12位（一个终端用户分级系统的统计，其中共有15个行业）。该数字表明能源材料行业在整个过滤设备市场中占有大约2.9%的份额，但是有望以每年6.8%的速度增长。（增长速度在15个行业中排第三）。 
         
        发电 
        电力行业的运营包括 ：“中心”发电站发电，输送给当地用户，或者输送到国家电网进行大范围输电。通常还会建立发电站为一家工厂供电，这些电站依靠蒸汽、气体或者发动机驱动发电。在另一处还安装有全部的备用设备，以防止主供电设备出现故障。此外，发电过程中气体的输送，虽然不会用到所有类型的分离设备，但是有可能成为膜分离设备的一个重要市场。 
         
        设备的使用 
        发电实际上是一项干式工艺，使用旋转机械，所以对于固/液分离设备来说只是一个微不足道的小市场。但是，在为锅炉生产纯水，以及对某些烟气处理工艺中形成的泥渣进行脱水时，分离设备有着重要作用。随着水质要求的日趋严格，膜分离技术在此起着重要作用。 
        电力行业是固/气分离设备市场中非常重要的一个行业：空气及气体过滤器对于发电的顺利运行至关重要。所有燃气轮机都需要洁净的进气（即是经过过滤的），而且大多数发电系统的废气都需要经过某种处理后才能排放到大气中。偏远地区（沙漠、近海）建立了越来越多的燃气电站，其对进气过滤设备的需求也随之稳步增长。 
         高油价将加速燃料向天然气的转变，通常天
然气的生产对分离设备的要求较低。
        2007年分离设备在电力行业中的销售额为27.9亿美元，在15个终端行业中处于中等水平，占有6.3%的市场份额，而且市场占有率每年有望增长6.2%。（值得注意的是，能源材料与电力行业共占有全球市场份额的9.2%，成为第5大行业，超过了食品与饮料加工行业。） 
         
        行业前景 
        毫无疑问，地球上的化石燃料数量是有限的，本世纪就很可能耗尽石油和天然气，特别是，如果在最后时刻还想留下一些用作化工原料。那么恢复使用煤炭将是最简单的转变方法，因为它的储藏量高得多（只是，现在还有谁在寻找煤炭呢？） 
        煤炭行业的再次复苏有下列几种途径： 
        ◆ 生产洁净煤，减轻煤燃烧过程产生的酸性废气问题； 
        ◆ 使用矿物煤（含有低等级物质）或者地下气化法将煤气化成高热值的气体； 
        ◆ 通过热解或氢化从煤炭中将煤液化，用作燃料或者原料； 
        ◆ 直接使用煤炭作为原料生产含碳化学品。 
        这些工艺中的大部分都是机械分离设备的重要用户，但大多只是相对短期的发展规划，尚未成功实施。 
         
        恢复使用煤炭并作为主要能源这一提议会引起气候变化论者们的反对，他们担心温室气体排放的问题。因此，一旦采用煤炭工艺就必须使用碳捕获和螯合技术。 
        关于碳排放问题的担忧自然会引起人们对核裂变能（核能产生过程中完全不产生碳）和可再生能源（仅在生物材料加工过程中产生碳）的思考。 
        核能本身是一种比较好的能源，如果公众对其的态度能够改变，那么就能找到令人满意的核废料处理方案，并且建立起足够多的核电站以降低核电成本。芬兰正在建设一所新核电厂，这是近10多年来欧洲建立的第一家核电厂；同时，美国正在采取一些积极的举措来鼓励政府再次投资核能 ；英国政府已经承诺一项新的核能计划（虽然还不急于实施）。 
         核能本身是一种比较好的能源——如果公众
对其的态度能够改变，那么就能找到令人满
意的核废料处理方案，并且建立起足够多的
核电站以降低核电成本。
        关于拓展可再生能源系统的话题，最近已经谈论、撰写和计划得太多了，但是它们都只是对既有能源的变相利用。虽然大型风电场已得到认可，但到2020年，直接可再生能源（风、潮汐、海浪）也不太可能超过总量的2%。可以预见，生物材料作为燃料将会取得巨大成功，它们可以燃烧或气化，也可以经过转化后变成液体燃料，或者通过发酵制成生物酒精，或者通过种籽加工制成生物柴油，甚至还可以高温分解。生物燃料的主要问题是它需要土地，这就要与粮食作物争用田地。 
        木质纤维素材料（植物的结构物质）是一种有待开发，更具发展前途的生物能源原料，这样就可以利用非食物原料，或对藻类进行加工提取海藻油，因此可以利用水生作物。 
        在可再生能源系统内，关于将氢作为未来的主要能源的讨论已经很多。这实际上是完全错误的观点——氢不是一种能源，而是将能量从一处转移到另一处的一种途径（就像电一样）。目前，生产氢的成本比从氢燃烧中回收到的价值更高，而且很可能在将来也是如此——无论这种燃烧多么“绿色环保”。 
        尽管如此，在电解槽中制造氢（使用沙漠地区中通过光伏阵列产生的电）仍然很可能是燃料电池中氢的主要来源。在燃料电池的生产中，这将成为复极式离子膜的重要应用，无论制成的氢是用作能源还是作为化工原料。 
         
        新的过滤需求 
        和其他行业一样，能源行业将不断追求越来越高的过滤效率，以获得更洁净的工艺流体。 
        在能源材料行业，过滤分离设备主要的开发领域在于增加近海需求，以改善开采燃料的分离，改进钻探泥浆和注入水的处理，以及热废气的处理。由于生产场所越来越远离生活环境，所以设备必须具备高可靠性。 
        在电力行业，主要的开发领域无疑是热废气的过滤。此外，用于燃气轮机的高品质进气滤清器，以及用于锅炉给水的水过滤器也值得关注。重新利用核能将显著增加电力行业对可靠的高级过滤设备的需求。 
        使用燃料电池进行小规模发电是电力行业中极为令人关注，在寻找经济的电池形式方面，目前已取得巨大进步。当这一技术开发成功后，电驱动膜分离设备将具有良好的市场前景。 ●