电力行业发展现状及前景分析修订稿

电力行业发展现状及前

景分析

内部编号：（YUUT-TBBY-MMUT-URRUY-UOOY-DBUYI-0128）

电力行业现状及发展前景分析

1.电力经济发展趋势综述

电力行业关系国计民生，社会对电力产业也是加倍关注。从以下几个方面我们可对近年电力产业经济发展状况做出宏观的基本了解和判断。

1)电价：电价上涨。面对煤价上调和排污费增加所导致的成本增

加，国家

发改委已意识到电力行业没有利润是不利于其稳定和发展的。但中央要求的电价上调在地方却可能未必完全执行。而上游的煤炭在电价上调的激励下可能会再抬高煤价，下游的耗电工业成本也会受很大影响。

2)电荒：毫无疑问，电荒在短期内仍将继续存在。但随着国家对协

调发展

的重视和对“惟GDP论”的抛弃，在宏观上电力需求的增速将有所下降。从供应端看，如果近年大江大河的来水正常，则水电出力一定比上年大增，同时大批新建电源开始并网发电，电力供应将比上年增加。从需求端看，由于侧管理逐渐推广，电价上涨使高耗能产业发展受限以及居民用电对价格的敏感，需求的增长也会理性些。因此，缺电未必会持续比上一年严重。电价上涨并不会激发电力投资过热，相反，电力“跑马圈地”会回归理性。

3)煤电联营：不论是煤强电弱，还是电强煤弱，也不论是以煤炭垄

断对付

电力垄断，还是利益格局重新调整，煤电之间的顶牛只能是两败俱伤。在多次呼吁政府部门协调而不可得的时候，各种形式的煤电联营将有利

于减少中间环节，稳定煤价，打造完整的电煤供应链。煤电联营将是最好的稳定电源安全的方式之一。

4)产权多元化：现在，电力企业无论是电厂还是电网基本上是国家

资本，

但是党的十六届三中全会后，电力企业吸引战略投资者，吸引外资、民营等各类资本，发展混合所有制经济，实现产权多元化已是箭在弦上。同时，加快重组步伐，积极谋划集团一级上市也是各大集团心照不宣的计划。产权多元化必然带来投资、融资的多元化，更多的资金将源源不断流入电力领域，规范投资、加强立法已是刻不容缓，电力投资体制改革也是大势所趋。

5)年薪制：2004年起，国资委对中央企业负责人实行年薪制，同年

也是国

资委对中央企业实施业绩考核的第一年。电力企业有成为国资委重点培养的30～50家具有国际竞争力的大企业、大集团的雄心，年薪制将会激发电力企业间的竞争。

6)多种产业剥离：据悉，主辅分离、辅业改制工作已成为国资委推

进国有

企业改革和发展的两件大事之一。既然剥离不可避免，那么电力身上多出的这一根“筋”怎么剥离，就是考验各电力企业智慧的大问题了。既要减员增效做强主业，又不能甩包袱，漠视多种产业职工的电力情结，还要让企业好好地活下去，剥离后的多种产业和主业关系成为较大关注点。。

7)区域电力市场：2003年，东北、华东、华北、华中和西北5家区

域电网

公司相继挂牌亮相。新组建的5大区域电网公司和先期成立的南方电网公司，共同构成我国电力市场的骨干平台，为下一步电力竞价上网机制的形成奠定了基础。有了平台，年度区域电力市场的运作方案或许就在争论中出笼了，这一步就是关乎电力改革成败与否的关键一步。

2.中国经济及社会发展对电力的需求

1)国民经济经过"九五"“十五”的调整，已开始了更新一轮的经济

增长期。

2)近几年国家加大基础设施建设投资力度，加快农村电网建设改

造，促进

了农村市场的开拓，改善了经济发展的环境，同时企业在市场经济的大潮中也进一步成熟。

3)实施西部大开发战略，北京申奥成功和加入WTO，为经济发展提

供了广

阔空间和巨大商机，带来投资增长对电力的进一步需求。

4)从国内市场消费情况看，公务员和企事业单位增加工资，农村费

改税，

住房、汽车和教育等个人消费信贷持续增加，将带动电力需求进一步增长；

5)按近年电力弹性系数小于1.0的情况看，用电增长速度将低于经

济增

长速度。

中国电力行业所面临发展机会

1.对电力行业发展机会的几个观点

1)中国幅员辽阔，自然、经济条件差别大，城市、县镇、农村用电

点多、

面广、分散，要求不同，而水能资源遍布全国各地，特别是少数民族地区、边远地区和贫困地区中小水电资源可开发量丰富。客观实际决定我们在积极发展国家电力的同时，要大力发展农村水电，以及其它电力，以适应和满足不同地域、不同层面、不同特点的用电需求。

2)在社会生产力还不发达的现阶段，发展电力生产力的多层次、多

模式，

决定电力生产关系的多层次、多模式。中国将长期存在大小电网两种管电体系。正确对待和妥善处理两者之间的矛盾，是推动电力工业发展的重要动力。矛盾的核心是经济权益，焦点是电网和供区市场，关键是集权与分权、中央与地方的关系，实质是垄断和反垄断的竞争。

3)中国发展农村水电，采取分散布点、就地开发、就近成网、成片

供电的

模式，建设有中国特色的农村电气化，比较好地解决了世界上特别是发展中国家的共性问题，即能源问题、环境问题和消除贫困问题，在世界范围内，从可持续发展的要求讲，小水电作为可再生清洁廉价绿色能源，得到了完全肯定，我们要对小水电的发展始终给予支持。

4)在积极推进全国联网的同时，分布式供电的农村水电实行地方办

电与管

电、管网的结合，建立和完善发供一体的地方独立配电公司，参与培育多市场竞争主体有序竞争的电力市场，符合电力体制改革的趋势，适应解放和发展电力生产力和农村社会生产力的要求，适应社会主义市场经济发展的需要，适合资金来源多渠道、投资主体多元化、公有制实现形式多样性的举办经营特点；也符合国际社会电力能源的战略发展方向。

2.电力改革

电力改革一个重要前提是，国家电力公司继承了原电力部下属的五大区域集团公司、七个省公司和华能、葛洲坝两个直属集团，在全国发电装机容量和售电两块分别占据了45%和70%的份额。掌握着国家电力行业全行业2.5万一资产的1.8万亿，包括大部分优良的的发电和电网企业，像上市公司华能、大唐、鲁能、山东国电等，同时，全国电网只是区域性联网，像华北、东北电网等。

这成为打破电力垄断的基本前提和基础。主流意见是，重组国电和发电资产，组成华能和其他3—4个发电企业，而且，上述发电企业在各自发电市场份额原则上不超过20%；重组国家电网公司，由国务院授权管理国家电网资产，组建华北电网公司(含山东)，西北电网公司(含内蒙古东部)，华东电网公司(含福建)、华中电网公司(含四川、重庆)，南方电网公司。西藏电网公司由国家电网公司代管。国家电网负责区域间电网的交易和调度、处理和协调纠纷，参与投资建设跨区域输变电联网工程。

现有发电企业没有很好解决电力行业垄断的问题。将发电企业注入到华能等三至四家发电企业的方法并不足取。至少在数量上不能形成好的竞争，而且，全国十几家发电上市公司的并购重组无疑是一场极其复杂的工程。专家认为，第一步发电企业改革应该多搞几家。可以先形成十家左右的发电公司，然后在他们之间形成市场化竞争，然后在市场化的基础上进行重组。

2004-2006年电力供需形势分析和预测

２００３年我国电力行业取得了良好的发展，电力生产大幅增长，电力需求快速增加，电力投资速度逐步加大，国资、民资、外资竞相进入电力市场，电力行业的效益得到明显的提高。同时，全国供电结构性紧缺现象严重，大部分地区进入电力紧张阶段。预计２００４年全国电力供需仍旧比较紧张，拉闸限电时间和电量可能会增加，若能按计划实现开工规模和投产规模，２００５年电力供需有所缓解，电力供需平衡总体偏紧，２００６年电力供需总体上能够达到略微平衡。

电力需求方面：

（一）２００３年电力消费弹性系数趋于增长，但２００４年之后预计会下

降，用电增长将超过ＧＤＰ增长速度。

分析一下世界各主要工业发达国家１９５０－１９８６年电力消费弹性系数的变化情况，这些国家在相当一段时期的电力消费弹性系数都是大于１的。相对我国而言，参考国外发达国家水平，长期来看该系数保持在１．０－１．２是一个比较正常的水平，但由于我国正处于一个重工

业化阶段，工业将保持快速发展，特别是高耗电行业的快速发展，使得用电增长将超过ＧＤＰ增长，这决定了我国电力消费系数也将处于一个比较高的水平，２００３年在１．４７左右。２００４年到２００６年随着经济结构更趋合理，电力消费弹性系数继续下降，但一般会保持在１．２以上。

（二）人均生活用电量以及社会用电量将呈现增长趋势。从用电量水平来，

同亚洲其他205个国家相比较，我国的用电水平还相当低，特别是人均生活用电比较低，还不到发达国家用电水平的１／１０。随着我国全面建设小康社会进程的推进，城乡居民消费结构的升级换代、农村电网改造的加快、电价制度的改革，我国居民用电范围将更加广泛，人均用电量将逐步得到提高，２００４年到２００６年人均用电量预计将以１１％以上的速度增长。

由于整个社会用电增长与国民经济增长有着极为密切的关系，统计资料显示，２０００年和２００１年的增长速度达到１１．４％和８％。由此可见，我国现阶段电力弹性系数在２００４－２００６年之间仍将超过１。综合考虑我国国民经济中长期持续较高速度的发展战略目标，以及我国经济结构调整和产业升级、能源结构调整等因素，我国今后相当长一个时期，电力需求仍将保持较高的增长速度。

（三）社会用电结构将发生变化，工业用电仍将为我国电力消费的主体，但

是比重将逐步下降，居民生活用电和第三产业用电比重将逐步提高。我国全社会用电结构的变化，主要表现在人民生活用电的比重持续增长上，１９９０年的这一比重为７．５％，２００１年达１２．２５％；第三产业包括市政商业和交通通信的用电比重也相应增长，从１９９０年的７％，增加到２００１年超过１２．３６％。与此同时，工业用电虽然是消费的主体，但比重呈现明显下降的趋势。由１９９０年的７８．７％减低到２００１年的７１．５％；农业用电比重由１９９０年的６．８％下降为２００１年的３．８５％，但是与世界发达国家相比，我国在用电构成方面，还有相当的差距，居民生活用电、第三产业用电比例还有待提高。

电力供给方面：

我国从２００２年下半年以来一些地方出现拉闸限电的现象，到了２００３年由于需求急剧增加，使得拉闸限电的范围进一步扩大，电力紧张矛盾显现，电力供需矛盾可以明显反映在发电机组的能力利用上。从历史数据分析，一般当发电能力利用率在５５％，供需一般处于相对平衡状态，超过５５％时，电力供需应当是偏松。但２００３年１－８月就已经达到５９．４％，达到了１９９５年的水平，但从总体看，仍表现为区域性、季节性电力紧张矛盾，这说明我国发电装机量与电力需求之间存在一定的矛盾，发电装机容量远低于经济增长的预期，因此需要加大电厂建设，扩大装机容量。

从装机容量上看，２００２年约需新增３５００万千瓦的装机容量，而实际装机只有１８００万千瓦，截止到２００２年底，全国发电装机容

量达到３．５３亿千瓦。虽然２００３年国家对电力的发展规划进行了调整，加快了投资建设的步伐，共批准开工大中型项目３３００万千瓦左右，而实际装机预计只有２２００万千瓦左右，与约需新增４５００万千瓦的装机容量相差比较大。考虑到电力增长速度必须与国民经济增长速度相适应，根据预测，２００６年我国全社会用电量将达到２３５００亿千瓦时以上，装机４．５亿千瓦左右，不算投产的一些其他机组，预计２００４年、２００５年和２００６年可能投产大中型项目２１４０万千瓦、２４１０万千瓦和２６５０万千瓦左右。

因此，总体上看，按照目前已经达到较高水平的电力能力利用率，２００４－２００６年这三年用电需求的增长速度仍将高于新增装机的增长速度，预计２００４年全国电力供需仍旧比较紧张，拉闸限电时间和电量可能会增加，若能按计划实现开工规模和投产规模，２００５年电力供需有所缓解，电力供需平衡总体偏紧，２００６年电力供需总体上能够达到略微平衡。

中国电力投资热潮所引发的问题

中国电力投资的又一波热潮即将到来，契机仍在于国家电力改革的进一步深化。国家电网公司的有关人士最近称：电厂出售将在“厂网分开”之后进行，预计将采用公开拍卖方式，主要卖给外资。一些省市政府正宣布将电力作为本省支柱产业，原属国电集团的五大电力公司犹在四处圈地，国内民企也加速了电力领域投资速度，他们会不会成为最终的收购者？一位电力行业的投融资专家指出，扩张冲动最为强烈的五大发电集团和地方政府自有资本金严重不足的问题开始出现，而民资受制

于资金门槛太高和电价问题显得步履蹒跚。虽然“厂网分开”刚刚起步，但并不妨碍各方的投资冲动。今年以来，先是华能、华电、中电投等“电力五虎”在国内市场跑马圈地，接着黑龙江、山西、安徽、内蒙古等煤炭资源比较丰富的省区先后宣布确定电力为支柱产业。一些民营企业也开始从“小水电”向中大型电厂建设迈进。据了解，浙江省水电资源已被当地企业开发殆尽，这些资金实力充沛的民营投资者正在向水电资源丰富的青海省、湖南、湖北扩张。不久前，总部设在北京的华睿集团筹资１２亿元，整体收购黄河上游尼那水电站，又启动了总投资１２０亿元的金安桥水电项目。大型国资公司——华润集团也筹资１５０亿元正在秘密收购外资在华的电力资产……种种迹象表明，电力领域已成为投资新宠。

1)国有电力公司：资金量问题

国资垄断型发电企业的资金短缺问题被巧妙地回避着。据２００３年年初国家公布的“十五”期间准备新开工的电源项目调整计划——到２００５年，全国发电装机总容量将达到４．３亿千瓦；而２００２年底的基数为３．５３亿千瓦。这意味着最近三年内，每年将新增发电装机２５００万千瓦；按照每千瓦７０００元的基建投资标准，约需２０００亿元投资；而按照２５％的资本金投入量，则需５００亿元。这些资金尚不包括电网建设资金和城乡电网改造资金。国电华中公司主办的《华中电力报》指出，每年拿出５００亿元资本金用于电源建设，无论对五大发电集团还是地方政府都极为“烫手”。分拆之前的国家电力公司每年盈利能力不到１００亿元。厂网分开之后，从国电分出去的五大

发电集团在消化各种改革成本后盈利能力能否保持值得怀疑。一些地方政府出于解决区域电力供应紧张、增加税收的目的，投建电力项目欲望很强烈。但有专家认为，从过去的经验看，地方政府的电力投资往往是一种形式而非实质上的投入，其资本金到位是最差的，最后往往靠银行贷款弥补。这增大了银行的风险。华中地区的一位电力系统专家认为，由于电力企业资产规模巨大，回报稳定，还款信誉较好，其融资环境一直好于其他企业。但从反面看，这掩盖了电力企业资本金短缺、投资到位率低的现实。这位专家认为，资本金短缺会引发一个可怕的轮回——电源建设完全依赖国家投入或通过国有银行“变相地”由国家投入，作为名义投资方的发电集团则不投入一分钱从而占有大片市场，在“跑马圈地”中进行无成本扩张，最终会导致整个发电行业进入“泡沫状态”。

2)外资：第二波热潮未形成

截止到２００２年年底，在国内３．４万亿电力资产中，国电资产占７２％，地电资产占２３％，包括民资和外资在内的其他资产仅占总量的５％。外资在中国电力市场中的分量非常轻微。近年来外资的热情已大大减弱，面对中国电力市场的许多不确定因素和高投资风险，很多外资公司选择退出。近几年，这一批独立开发商已基本退出中国电力市场，其中包括第一个以外商特许权（ＢＯＴ）方式参与广西来宾电厂Ｂ厂项目、占股４０％的法国阿尔斯通（Ａｌｓｔｏｍ）和全球第三大能源巨头美国迈朗——后者在中国市场已全线退出。“新的海外投资者是一些电力开发企业和基金，他们对于投资回报率的要求务实得多。但新

一轮外商投资热潮并未到来。”李晓林说：“最大的问题是国内电力企业对外资参股不感兴趣。”

3)民企：首先门槛仍嫌太高２００２年１０月，深圳市广深沙角

Ｂ电力

有限公司３５．２３％的股权拍卖，拍卖方规定，竞买人必须是中国内地范围设立的法人，其中外商独资或外方控股的公司排除在外；其次，必须具有以货币形式一次性支付拍卖成交价款的资金能力；第三，需具有管理相应规模电厂的经验等。沙角Ｂ电厂的总装机容量为７０万千瓦，比国家电网公司将要出售的１１家电厂中的大多数规模要小，但上述规定将众多民企和外资挡在了门外。此次拍卖最终的成交价为１４亿元，国内没有几家民企能一次性拿出所有款项。一位长期跟踪电力行业的研究人士认为，虽然国内民企在小水电投资上比较活跃，但由于行业特殊性和此前政策限制，使民企在资金、管理、人才上都面临着相当大的缺口。一些号称巨资投入水电项目的民营公司，投资手法仍不外乎“四两拨千斤”，过分地依赖了银行信贷。从经营角度看，民企风险仍然过大：满足投资回报的上网电价不一定获得批准；被批准的电价不一定能够得到执行；电价到位不等于预期的电量能调度到位。在电网运营的垄断格局下，这些都是让私人投资的小水电及外资参股的独立发电企业头疼的问题。以湖南省的小水电为例，部分地区水电上网电价被压缩在０．１０６元／千瓦时（丰水期）和０．１７１元／千瓦时（枯水期），人为设置的门槛严重挤压了中小水电站的发展空间，迫使中小水电走自建、自管、自用的路子。民企投资国有大中型电厂必须面对复杂

的产权结构。以首例“厂网分开”划转的谏壁发电厂为例，其最初３０万千瓦的发电机组，就是由十几个县市政府和江苏电力公司等单位集资建设，各方利益的纠葛使资产划拨变得复杂起来。但仍然有电力专家认为，高速发展的中国经济和国内五大发电集团资本金不足的现状使得民间资本和外资得到了巨大的发展余地，后者才是市场最终的主力军。在合理的电价政策和市场准入政策下，电力投资多元化格局的形成并非一件难事。

中国电力市场投资形势：机会多，风险小，回报率较高

目前，中国的电力市场仍然是成长型市场，投资的风险相对市场变幻大的其他行业要小得多。只要投资得当，资金回报率能够达到10%－12%左右。

1.电力亟需大量投资

根据国家统计局全口径统计，近10年来，电力工业固定资产投资占能源工业固定资产投资的比重一直保持较大份额，尤其是在近5年中，电力工业固定资产投资占整个能源产业投资的比重超过2/3。电力行业是能源投资的重中之重。

近5年，电力工业固定资产投资年平均增长6.58%，高于能源行

业4.61%

的年均增长率。但是，由于预测失误，2001年和2002年电力固定资产投资与2000年相比有所下降，这是导致近两年电力供应出现短缺的重要原因之一。2002年全国电力工业固定资产投资开始回升，全年完成2297亿元。

据国家电网公司预测，电力行业未来10年将保持6.6%-7.0%的年

均增

长率。由于需求强劲，电力行业将需要大量投资。2003-2020年，我国年均新增装机容量将超过3000万千瓦，投资1200亿元。事实上，电力需求强劲是一种全球性现象。国际能源署（IEA）最近公布的研究报告显示，在未来30年里，全球私人投资者和政府必须向电力产业投资10万亿美元，而中国电力产业所需投资将超过2万亿美元。

投资结构基本不变。在电力产业内部，电源投资增长速度明显低

于电网

投资。“九五”期间，电网投资的年平均增长速度达到9.6%，而同期电源的投资仅增长0.2%。这使电网的投资比重迅速从1/3提高到40%，2002年更是提高到占电源投资的77%。但随着电力短缺局面日益严重，预计电源投资将呈现快速增长态势。

1)从电源结构看：由于中国能源资源以煤为主，因此，至少在2020

年以

前，燃煤发电仍处于稳定发展阶段。目前，发电用煤约占煤产量的50%左右，预计2020年将要有70%以上的煤要用于发电，发电用煤达到14亿吨；届时，煤电装机仍将占全部装机的70%左右，约为6亿千瓦。煤电将主要集中在煤炭基地，如山西、陕西、内蒙西部和贵州等地区。煤电的装机规模，将遵循大容量、高参数、高效率的技术装备政策发展，即今后将以建设30万、60万千瓦以上的超高压、超超高压的燃煤机组为主。而且要发展SO2、NOX低排放的发电技术，如循环硫化床（FBC、

PFBC）、煤气整体联合循环（IGCC）等。以后新建的机组均需安装脱硫装置和高效除烟装置。

水电是清洁和优质能源，处于优先发展地位，是国家产业政策积极支持的能源开发领域。今后开发的重点是黄河、长江上中游、雅鲁藏布江的中下游、珠江、怒江和黑龙江7条大河。2020年水电装机将达到2亿千瓦，是目前的1倍多，具有很大开发潜力。但水电是长线投资项目，资金需求规模大，并且有一系列的征地、移民、搬迁等复杂问题。

中国政府正在积极制定和实施发展规划，适度发展核电。核电主要建在东南沿海缺能、并且建设其他电厂对环境影响较大的地区。目前核电的千瓦投资较高，是火电的2倍左右。但核电运行成本低，因此从长期看，有稳定的投资收益。“十五”期间，随着大力开发西部和西气东输工程的建成，天然气将大规模地运用在发电领域。西气东输的终端———华东江、浙、沪地区，以及利用陕西天然气的北京市和引进液化天然气（LNG）的广东、福建等地区，将是中国发展天然气电厂的重点地区。

投资收益稳定资金密度大：水火电机组的综合造价，每千瓦达到6000－7000元，若投资建设一座10万千瓦的常规水电或火电站，总投资一般需要几亿元资金。

建设周期比较长：2台30万－60万千瓦的火电机组从开工到建成投产一般需2－3年，大中型水电项目工期为4－8年。

资金回报相对稳定：资金回报率能够达到10%－12%左右。只要是符合国家发展电力产业的技术装备政策，并且预先作了充分市场调查（投

资地区的实际电力需求），确认有足够的市场空间可以发展，投资电力行业就能稳定赢利。目前，中国的电力市场仍然是成长型，从中长期看电力供应不但不过剩而且不足。因此，投资的风险相对市场变幻大的其他行业要小得多。从主要的财务指标看，三种发电方式的资产负债率基本相同。从成本费用率、产值利润率等指标来看，水电、核电都高于整个电力行业的平均盈利水平。尤其是核电，产值利润率维持在30%以上，远高于火电9%左右、全行业10%左右的利润率。煤电、风电均为短线投资项目。水电和核电的前期工作量大，投资规模大、建设周期长，但市场风险较低，项目的财务回报一般很乐观。

投资项目前期

工作

量

投资

规模

运行

成本

建设

周期

（年

）

市场

风险

产值利

润率

（10%

）

资金回报

率10-

12%

投资获

利年限

电源投资火

电

较小较小较低2-3较低9%平稳2020

水

电

大较大较高4-8低〉30%乐观2035

核

电

大大低4-8低〉10%乐观更长2)电网投资方面，为实现“全国联网、西电东送”的发展战略，今

后电网

建设将以三峡为中心建设东西南北四个方向的联网和送电线路，以“南北互供，大区互联为主线”，积极推进跨大区电网之间与独立省网之间的互联。

投资建议

电力投资者在进行决策时应着重考虑以下几点：

1)规避风险，是电力投资者和经营者努力的方向。为此，投资者应

做

好拟建项目的地区电力需求预测，规避电力供应风险；做好投融资合理结构，规避融资风险；做好设备选型和采购，规避技术设备风险；做好建设经营管理，规避建设和运营风险等。作为排污大户，欲投资燃煤发电项目者，尤其是考虑到环保因素。7月1日起实施的《排污费征收使用管理条例》对煤电企业构成很大影响，投资者必须考虑到，环保法规将不断趋严，总量控制要求进一步强化，火电厂污染物排放标准正向严格方向修订，环保执法的力度也不断加大，企业在污染控制方面的投资将会越来越大。当然，为鼓励燃煤电厂脱硫，政府也可能制定燃煤电厂上网电价折价办法，这可能会减少环保投资对企业利润的挤占。

2)投资决策前必须做好可行性研究，明确市场范围和投资条件，进一步考虑投资和建设规模、机组类型以及投资方式。

3)注意市场化改革对项目的影响。要使项目具有良好投资效益，在竞价上网中具有一定的竞争力。

4)根据投资者的资金规模可采取独资、合作、合资，甚至购买股权或者收购已建电厂的方式。

5)目前火力发电由于工期短、见效快，比大中型水电项目的长线投资能够较早得到回报，适于独资、合资办电。核电、水电项目适于参股或者购买股票、债券。风电项目宜独资或者合资、合作，建议待国家进一步明确可再生能源激励政策后再做决策。