2017年四川水力发电量分月度累计产量

2017年新能源发电行业分析报告
2017年7月
目录
一、能源替代空间广阔 (4)
1、全球新能源发电成本快速下降 (4)
2、我国能源替代空间巨大 (5)
3、政策取向：压缩煤电，为新能源腾空间 (7)
4、绿证制度：动用全社会之力，促进新能源发展 (9)
二、风电：弃风继续好转，装机稳定增长 (10)
1、弃风进一步好转 (10)
2、预计今年风电新增装机增长18% (12)
3、各省风电规划超预期 (13)
4、平价上网渐行渐进 (14)
5、特高压电网建设进度加快 (15)
三、光伏：单晶和分布式是发展趋势 (16)
1、630抢装潮再次如约而至 (16)
2、光伏市场分化明显，集中式放缓，分布式加速 (17)
3、高效产品需求旺盛，技术进步推动行业发展 (19)
4、国内增速放缓，国外机会凸显 (19)
5、技术进步是第一生产力 (21)
6、分布式光伏：具备五大投资价值 (24)
（1）分布式电站项目投资收益有一定的保障 (26)
（2）分布式电站将会成为配网重要电源 (26)
（3）分布式可以成为售电的入口 (26)
（4）分布式电站是能源管理的入口 (26)
（5）分布式电站是能源互联网的重要节点 (27)
7、光伏扶贫 (27)
四、核电：开工预期渐强，核电稀缺产能价值面临重估 (28)
1、AP1000首堆拖期背景下业绩承压 (28)
2、下半年核电有望迎来利好密集催化期 (29)。

2017年1-10月中国能源生产情况分析2017年10月规模以上工业原煤和电力生产增速放缓，原油生产降幅收窄，原油加工量增速回落，天然气生产保持较快增长。

一、原煤生产增速放缓，进口由正转负，价格略有下跌10月份，受火电、焦炭等下游产品生产放缓的影响，原煤需求回落，生产与进口均有所减少，价格略有下跌。

10月份，原煤产量2.8亿吨，同比增长1.5%，增速比9月份回落6.1个百分点；日均生产914.7万吨，比9月份减少79.1万吨。

1-10月份，原煤产量28.5亿吨，同比增长4.8%。

数据来源：中商产业研究院整理10月份，进口煤炭2128万吨，同比下降1.4%，增速由正转负，进口量比9月份减少580万吨。

1-10月份，进口煤炭2.3亿吨，同比增长12.1%。

数据来源：中商产业研究院整理截至10月底，秦皇岛5500大卡煤炭平仓价每吨616元，比9月底下降7元；5000大卡每吨598元，下降6元；4500大卡每吨526元，下降6元。

二、原油生产降幅收窄，进口和原油加工量增速回落原油生产降幅收窄。

10月份，原油产量同比下降0.4%，降幅比9月份收窄2.5个百分点；日均产量51.6万吨，比9月份减少0.2万吨。

1-10月份，原油产量1.6亿吨，同比下降4.1%。

数据来源：中商产业研究院整理原油进口增速回落。

10月份，进口原油3103万吨，同比增长7.8%，进口量比9月份减少598万吨，增速比9月份回落4.2个百分点。

1-10月份，进口原油3.5亿吨，同比增长11.8%。

数据来源：中商产业研究院整理原油价格持续回升。

10月份，布伦特原油现货离岸价格稳定在55美元/桶以上。

截至10月31日，价格为61.4美元/桶，比9月底上涨4.3美元/桶。

原油加工量增速回落。

受去年同期基数高及成品油批发价格同比增幅比9月份回落等因素影响，10月份，原油加工量同比增长7.4%，增速比9月份回落5.3个百分点；日均加工量162.9万吨，比9月份减少1.5万吨。

2017年1-11月份电力工业运行简况1-11月份，全国电力供需总体宽松。

全社会用电量累计增速同比提高，各省份累计用电量均实现正增长；工业和制造业用电量同比增长，但增速均低于全社会用电量；高载能行业用电累计增速同比提高，有色行业当月用电量连续三个月负增长；发电装机容量增速放缓，火电当月发电量连续三个月负增长；全国发电设备利用小时同比降低，水电设备利用小时降幅环比持续收窄；全国跨区、跨省送出电量同比增长；新增发电能力同比增加，风电新增发电能力与上年基本持平。

一、全社会用电量累计增速同比提高，各省份累计用电量均实现正增长1-11月份，全国全社会用电量57331亿千瓦时，同比增长6.5%,增速比上年同期提高1.5个百分点。

分产业看，1-11月份，第一产业用电量1074亿千瓦时，同比增长7.1%，占全社会用电量的比重为1.9%；第二产业用电量40185亿千瓦时，同比增长5.5%，增速比上年同期提高2.9个百分点，占全社会用电量的比重为70.1%，对全社会用电量增长的贡献率为59.8%；第三产业用电量8054亿千瓦时，同比增长10.5%，增速比上年同期回落1.1个百分点，占全社会用电量的比重为14.0%，对全社会用电量增长的贡献率为21.9%；城乡居民生活用电量8018亿千瓦时，同比增长7.7%，增速比上年同期回落3.8个百分点，占全社会用电量的比重为14.0%，对全社会用电量增长的贡献率为16.3%。

图1 2016、2017年分月全社会用电量及其增速分省份看，1-11月份，全国各省份全社会用电量均实现正增长。

其中，全社会用电量增速高于全国平均水平（6.5%）的省份有15个，依次为：西藏（17.9%）、宁夏（11.8%）、贵州（11.6%）、内蒙古（10.9%）、新疆（10.8%）、山西（10.6%）、江西（9.7%）、陕西（9.7%）、甘肃（8.6%）、浙江（8.5%）、青海（7.6%）、重庆（7.6%）、福建（7.4%）、云南（7.3%）和安徽（7.0%）。

西藏多布水电站电量消纳及电价分析研究李程·丹增尼玛【摘要】近年来,随着西藏区内规划水电站的相继投产,汛期已出现盈余电量,因此,从有利于西藏清洁可再生能源发展和全国能源优化配置、有利于提高企业效益等角度出发,宜通过青藏联网等通道将西藏中部电网汛期的盈余电量送出.按照青藏联网汛期不考虑外送和平枯期送入电量与汛期送出电量年内基本平衡为原则两种情况,对多布水电站有效电量进行了详细分析.在此基础上,从企业投资者的角度出发,按经营期不同的收益水平测算出了其相应的上网电价水平并提出了有关政策建议.【期刊名称】《四川水力发电》【年(卷),期】2019(038)001【总页数】6页(P128-133)【关键词】多布水电站;电量消纳;电价分析;研究【作者】李程·丹增尼玛【作者单位】国家能源投资集团有限责任公司,北京 100034【正文语种】中文【中图分类】TV7;TV-9;TV721 概述多布水电站为《尼洋河流域综合治理与保护规划报告》中的推荐项目，地处西藏林芝地区林芝县八一镇多布村，电站的开发任务以发电为主，兼顾灌溉，促进地方经济发展。

电站装机容量为12万kW，年利用小时数为4 217 h，多年平均年发电量约5.06亿kW·h，调节库容1 300万m3，为日调节电站。

多布水电站的供电范围为西藏中部电网，以220 kV一级电压接入电力系统。

多布水电站采用中央预算投资、企业自筹资本金及银行贷款的融资方式，实际总投资约28.04亿元。

2 电力负荷预测西藏自治区成立以来，国家对西藏的支持和投资力度不断加大，地区经济得到了快速发展，2015年，全区生产总值达到1 026.39亿元，增长11%。

随着经济的快速发展，电力需求增长迅速。

相关预测成果表明：2015年西藏中部电网需电量为44.81亿kW·h，最大负荷为95.7万kW；2020年西藏中部电网需电量为82.44亿kW·h，最大负荷为174.9万kW，“十三五”电量增长率为12.97%，负荷增长率为12.81%；2025年西藏中部电网需电量为108.97亿kW·h，最大负荷为236.1万kW，“十四五”电量增长率为5.74%，负荷增长率为6.18%。

2017-2021年中国水电行业发展前景预测及投资分析报告▄前言行业研究是开展一切咨询业务的基石，通过对特定行业的长期跟踪监测，分析行业需求、供给、经营特性、获取能力、产业链和价值链等多方面的内容，整合行业、市场、企业、用户等多层面数据和信息资源，为客户提供深度的行业市场研究报告，以专业的研究方法帮助客户深入的了解行业，发现投资价值和投资机会，规避经营风险，提高管理和运营能力。

行业研究是对一个行业整体情况和发展趋势进行分析，包括行业生命周期、行业的市场容量、行业成长空间和盈利空间、行业演变趋势、行业的成功关键因素、进入退出壁垒、上下游关系等。

一般来说，行业（市场）分析报告研究的核心内容包括以下三方面：一是研究行业的生存背景、产业政策、产业布局、产业生命周期、该行业在整体宏观产业结构中的地位以及各自的发展演变方向与成长背景；二是研究各个行业市场内的特征、竞争态势、市场进入与退出的难度以及市场的成长性；三是研究各个行业在不同条件下及成长阶段中的竞争策略和市场行为模式，给企业提供一些具有操作性的建议。

常规行业研究报告对于企业的价值主要体现在两方面：第一是，身为企业的经营者、管理者，平时工作的忙碌没有时间来对整个行业脉络进行一次系统的梳理，一份研究报告会对整个市场的脉络更为清晰，从而保证重大市场决策的正确性；第二是如果您希望进入这个行业投资，阅读一份高质量的研究报告是您系统快速了解一个行业最快最好的方法，让您更加丰富翔实的掌握整个行业的发展动态、趋势以及相关信息数据，使得您的投资决策更为科学，避免投资失误造成的巨大损失。

因此，行业研究的意义不在于教导如何进行具体的营销操作，而在于为企业提供若干方向性的思路和选择依据，从而避免发生“方向性”的错误。

▄报告信息•【出版日期】2016年7月•【交付方式】Email电子版/特快专递•【价格】纸介版：7000元电子版：7200元纸介+电子：7500元•【文章来源】/▄报告目录第一章水电行业相关概述第一节、水电行业界定一、水力发电的定义二、水力发电的特点三、水力电站的分类第二节、小水电的概念与界定一、小水电涵义及其资源二、小水电的分类三、小水电的特点与优势第三节、中国水能资源介绍一、中国水能资源储量二、中国水能资源特点三、水能资源在中国能源体系中的地位第二章2014-2016年国际水电行业发展分析第一节、世界水电行业发展概况一、行业供需状况二、行业投资状况三、小水电发展状况四、开发管理经验第二节、欧洲一、欧洲小水电发展状况二、德国将重点开发水电三、葡萄牙水电发展状况四、拉脱维亚水电生产情况五、奥地利水电发展规划六、俄罗斯水电开发状况第三节、亚洲一、亚洲小水电发展状况二、巴基斯坦水电发展状况三、老挝水电发展现状四、日本小水电发展计划五、缅甸水电现状及投资风险六、缅甸水电项目合作状况七、2016年迪拜水电需求形势第四节、美洲一、美洲小水电发展状况二、美国水电业基本情况三、美国水电占比逐年下降四、加拿大水电投资计划五、智利水电呈下降趋势六、巴西水电开发潜力第五节、非洲一、非洲水电行业发展现状二、非洲小水电发展状况三、赞比亚水电项目建设情况四、刚喀两国计划合建水电站第三章中国主要水系水能资源概述第一节、长江流域一、总体概述二、水能资源三、支流类型四、金沙江五、雅砻江六、沱江七、岷江八、嘉陵江九、乌江十、沅江十一、湘江十二、汉江十三、赣江第二节、黄河流域一、黄河概述二、黄河支流三、黄河上游水电开发状况四、黄河上游水电规划五、黄河中游水电规划六、对策建议第三节、珠江流域一、总体概况二、水能开发情况三、珠江支流四、开发规划第四节、西南边境河流一、雅鲁藏布江二、怒江三、澜沧江第四章2014-2016年中国水力发电行业环境分析第一节、经济环境一、国民经济运行状况二、固定资产投资情况三、经济转型升级形势四、宏观经济发展趋势第二节、政策环境一、水电工程建设政策法规二、水电建设相关环保政策三、水电开发的三条底线四、水蓄能电站管理政策五、水电企业税收优惠政策第三节、能源环境一、中国能源消耗增速下降二、中国能源安全隐忧分析三、清洁能源发展政策取向四、中国水能资源供给现状五、国家能源发展战略规划第四节、中国水电发展的积极意义一、促进和谐社会建设二、促进地方经济发展三、实现东西部协调发展四、减轻环境污染五、促进自然资源协调开发和利用第五章2014-2016年中国水力发电行业综合分析第一节、中国水电行业的基本情况一、行业发展进程二、产业生命周期三、行业基本特征四、行业现状剖析五、海外市场拓展六、风险管理状况第二节、2014-2016年中国水电行业运行状况一、2014年行业供需状况二、2014年行业发展状况三、2015年行业运行状况四、2015年行业大事总结五、2016年行业供给状况第三节、2014-2016年中国水力发电产量数据分析一、2014-2016年全国水力发电产量趋势二、2014年全国水力发电产量情况三、2015年全国水力发电产量情况四、2015年水力发电产量分布情况五、2016年全国水力发电产量情况第四节、2014-2016年重点水电项目的建设动态一、2014年水电项目建设情况二、2015年水电项目建设情况三、2016年水电项目建设情况第五节、我国小水电发展分析一、小水电在国民经济发展中的地位二、中国小水电建设开发的现状概述三、我国小水电建设正迎来发展机遇四、我国推进小水电代燃料工程建设五、中国小水电行业存在的问题剖析第六节、流域水电开发分析一、流域水电开发的原则分析二、流域水电开发和管理的经验借鉴三、流域水电综合开发模式探讨四、应创新水电流域梯级开发机制五、单一主体流域整体开发有利于流域水电发展第七节、中国水电行业发展面临的问题一、行业存在的突出问题二、产业面临的主要难题三、行业发展应解决的掣肘四、行业进入与退出壁垒第八节、中国水电行业发展策略分析一、我国水电行业快速有效发展的途径二、以科学发展观促进中国水电可持续开发三、中国水电产业国际化发展的对策四、新体制机制促进水电可持续发展第六章中国水力发电行业财务状况第一节、中国水力发电行业经济规模一、2011-2015年水力发电业销售规模二、2011-2015年水力发电业利润规模三、2011-2015年水力发电业资产规模第二节、中国水力发电行业盈利能力指标分析一、2011-2015年水力发电业亏损面二、2011-2015年水力发电业销售毛利率三、2011-2015年水力发电业成本费用利润率四、2011-2015年水力发电业销售利润率第三节、中国水力发电行业营运能力指标分析一、2011-2015年水力发电业应收账款周转率二、2011-2015年水力发电业流动资产周转率三、2011-2015年水力发电业总资产周转率第四节、中国水力发电行业偿债能力指标分析一、2011-2015年水力发电业资产负债率二、2011-2015年水力发电业利息保障倍数第五节、中国水力发电行业财务状况综合评价一、水力发电业财务状况综合评价二、影响水力发电业财务状况的经济因素分析第七章2014-2016年中国水电农村电气化发展分析第一节、2014-2016年中国水电农村电气化发展概述一、中国水电农村电气化建设的背景二、中国水电农村电气化建设的成就三、我国年规范水电农村电气化管理四、2014年水电农村电气化发展情况五、2015年水电农村电气化发展情况六、2016年水电新农村电气化发展目标第二节、水电新农村电气化规划布局和建设规模一、规划布局二、规划范围三、工程项目确定原则四、建设规模第三节、水电新农村电气化分区规划一、西南区规划二、西北区规划三、东北区规划四、中部区规划五、东南沿海区规划第四节、水电新农村电气化管理体制与运行机制规划一、管理体制二、运行机制三、国有资产管理第五节、水电新农村电气化投资估算与效益分析一、投资估算二、资金筹措三、效益分析第六节、中国农村水电电气化发展存在的问题及对策一、存在的主要问题二、主要对策探讨三、环境影响及对策四、发展保障措施第八章2014-2016年中国主要地区水电行业的发展第一节、四川一、水电行业运行概况二、水电行业规模现状三、水电外送状况分析四、水电行业生存处境五、水电行业发展预测六、未来水电开发潜力七、水电行业发展建议第二节、云南一、水电建设平稳发展二、水电发展政策情况三、水电行业运行状况四、农村水电发展现状五、水电弃水原因及建议第三节、贵州一、小水电发展状况二、水电建设基本情况三、水电行业运行现状四、水电项目用地政策五、农村水电改造计划六、行业加速发展措施第四节、其他省市一、安徽省二、重庆市三、广西自治区四、河北省五、江苏省六、湖北省七、广东省八、陕西省九、江西省十、福建省十一、黑龙江第九章2014-2016年中国水电开发与建设的管理分析第一节、水电勘察项目管理分析一、企业项目管理的本质二、水电勘察设计项目的管理模式三、水电勘测设计项目管理的三个阶段四、水电勘察设计项目管理发展思路第二节、水电项目的质量管理分析一、中国水电项目质量管理现状二、水电工程质量管理工作中存在的问题三、加强水电项目质量管理的建议第三节、水电工程征地移民政策研讨一、水电工程征地移民内容二、水电工程移民安置原则三、水电工程征地移民政策动态四、水电工程征地移民出现的问题五、水电工程征地移民制度设计创新理论框架六、水电工程征地移民制度设计创新具体建议第四节、水电开发企业的安全监管分析一、水电开发企业安全监管的背景二、我国水电建设项目安全监管存在的问题三、中国加强水电建设项目业主安全监管的对策第五节、水电开发的环境管理思路探索一、环境保护总体要求二、遵循生态优先原则三、坚持统筹考虑思路四、把握适度开发尺度五、坚持三大基本底线第十章2014-2016年水电技术研究第一节、水电机组技术分析一、水电站水轮发电机组增容改造技术二、水轮机复合抗磨板和水泵复合抗磨密封环技术三、水电机组励磁装置的技术四、金属材料对水轮机、水泵抗气蚀磨损的防护技术五、非金属材料对水轮机、水泵抗气蚀磨损的防护技术六、微型水力发电机组（含负荷调节器）技术七、农村水电站机组过速保护技术第二节、小水电技术分析一、小水电站的更新改造技术二、小水电工程径流计算技术三、小水电站无压隧洞引水技术四、小水电站技木改造工作需加强五、小水电设备新技术的发展趋势第三节、小水电站计算机监控技术系统一、小水电站计算机监控系统实施现状二、小水电站计算机监控系统实施中的弊病三、运行人员的技术力量严重缺乏第四节、中国农村水电站自动化分析一、水电站自动化的发展历程回顾二、农村水电自动化现状分析三、农村水电站计算机监控系统结构和主要设备选型四、水电站自动化改造案例（湖北魏家洲水电站）分析五、水电站自动化改造案例（湖南鱼市水电站）分析六、中国农村水电站自动化的发展策略第五节、中国水利水电施工技术发展分析一、技术重要性及要求二、技术中存在的问题三、技术水平提升方法第十一章2014-2016年水电设备产业发展分析第一节、2014-2016年水电设备行业发展现状一、行业发展进程二、行业发展概况三、行业主要成果四、设备利用时间五、海外发展条件成熟第二节、2014-2016年水电设备市场分析一、市场发展概况二、市场格局剖析三、市场制约因素四、企业竞争形势五、企业发展对策第三节、2014-2016年中国水力发电产量数据分析一、2014-2016年全国水轮发电机组产量趋势二、2014年全国水轮发电机组产量情况三、2015年全国水轮发电机组产量情况四、2015年水轮发电机组产量分布情况五、2016年全国水轮发电机组产量情况第四节、水电设备产业发展面临的挑战及对策一、行业存在的问题二、行业风险及影响三、产业发展的建议四、企业自主创新策略第五节、中国水电设备行业前景展望一、行业未来前景预测二、市场内需前景分析三、行业机遇与挑战四、未来行业发展重点第十二章2014-2016年中国水力发电重点企业经营状况分析第一节、中国葛洲坝集团股份有限公司一、企业发展概况二、经营效益分析三、业务经营分析四、财务状况分析五、未来前景展望第二节、广东水电二局股份有限公司一、企业发展概况二、经营效益分析三、业务经营分析四、财务状况分析五、未来前景展望第三节、重庆三峡水利电力（集团）股份有限公司一、企业发展概况二、经营效益分析三、业务经营分析四、财务状况分析五、未来前景展望第四节、中国长江电力股份有限公司一、企业发展概况二、经营效益分析三、业务经营分析四、财务状况分析五、未来前景展望第五节、贵州黔源电力股份有限公司一、企业发展概况二、经营效益分析三、业务经营分析四、财务状况分析五、未来前景展望第六节、广西桂冠电力股份有限公司一、企业发展概况二、经营效益分析三、业务经营分析四、财务状况分析五、未来前景展望第七节、上市公司财务比较分析一、盈利能力分析二、成长能力分析三、营运能力分析四、偿债能力分析第十三章水电行业投融资分析第一节、水电行业投资机会剖析一、行业投资容量分析二、行业投资政策机遇三、行业投资指导意见四、水电开发建设投资机遇五、水电设备领域投资机会第二节、水电行业投资风险分析一、地域性和政策性风险二、对自然条件的依赖风险三、环境保护限制的风险四、电力供需形势变化风险第三节、中国水电行业融资形势一、财政政策支持状况二、金融机构贷款支持三、水电建设融资前景第四节、中国水电BOT融资分析一、BOT融资概述二、水电开发BOT融资的可行性三、水电项目BOT融资的优势四、水电开发BOT融资的问题第五节、中国水电行业投融资需解决的主要问题一、水电开发与环境保护的关系二、水电企业投资效益保障三、相对开放水电投资市场的建立四、水电投资开发模式的选择五、有效竞争水电开发模式的建立六、水电融资结构的优化组合七、水电投资利益的平衡问题第六节、中国水电行业投资开发的对策一、建立充满生机活力的水电投资管理体制二、引进战略投资者以缓解资本金不足三、集中力量保障水电集约化开发四、调整与优化建设资金债务结构五、进一步拓宽融资方式与渠道六、建立促进水电投资扩张的引导与激励机制七、形成“多家抬”的投资分摊合作机制八、水电投资开发应转向青藏高原第十四章2017-2021年水电行业前景趋势分析第一节、水电产业发展前景展望一、产业前景长期看好二、行业发展机遇分析三、行业增长潜力预测四、行业未来发展重点第二节、2017-2021年中国水力发电行业预测分析一、影响水电行业发展的因素分析二、2017-2021年中国水力发电业收入预测三、2017-2021年中国水力发电业利润预测四、2017-2021年中国水力发电业产值预测五、2017-2021年中国水力发电量预测六、2017-2021年中国水电装机总容量预测附录附录一：中华人民共和国水法附录二：中华人民共和国电力法附录三：水利工程供水价格管理办法附录四：水电站大坝运行安全管理规定附录五：水电工程概算调整管理办法（试行）附录六：水电工程验收管理办法附录七：小水电代燃料项目管理办法附录八：水电新农村电气化建设项目管理办法附录九：关于加强水电建设管理的通知附录十：关于加强水电工程建设质量管理的通知附录十一：关于进一步加强水电建设环境保护工作的通知附录十二：关于深化落实水电开发生态环境保护措施的通知附录十三：关于鼓励社会资本投资水电站的指导意见▄图表目录图表：中国可再生能源储量与世界总量对比图表：中国水系资源比例图图表：中国河流水能蕴藏量图表：中国可能的开发水能资源图表：中国水能资源分流域图表：全球水电消费量的国家分布图表：全球水电消费量的区域分布图表：全球分区域水电消费量图表：全球≤10MW的小水电潜力分布情况图表：2030年前俄罗斯前景水电站按基本要求指标发展计划图表：2030年前俄罗斯前景水电站按基本要求指标发展计划（续表）图表：2030年前俄罗斯前景水电站按最高要求指标发展计划图表：2030年前俄罗斯前景水电站按最高要求指标发展计划（续表）图表：2006-2030年俄罗斯抽水蓄能电站修建计划图表：2030年前俄罗斯远景水电站和抽水蓄能电站分布一览表图表：老挝水电出口项目规划图表：湄公河主河道流向图表：2015-2017年巴西计划投运的大型水电工程图表：2017-2021年巴西计划投运的大型水电工程图表：长江源头河流比较图表：长江干流分段情况图表：长江干流索引图表：长江主要支流基本情况图表：长江支流索引图表：长江水系的水力资源图表：黄河流域天然年径流地区分布表图表：黄河各段统计表图表：珠江流域图表：珠江流域各河流和水能资源量汇总图表：珠江流域各主要河流情况表图表：珠江流域水能资源分阶段建设目标图表：2014-2015年国内生产总值增长速度（累计同比）图表：2005-2015年全国粮食产量变化情况图表：2014-2015年规模以上工业增加值增速（月度同比）图表：2014-2015年社会消费品总额名义增速（月度同比）图表：2014-2015年居民消费价格上涨情况（月度同比）图表：2014-2015年工业生产者出厂价格涨跌情况（月度同比）图表：2006-2015年中国总人口及增长情况图表：2014-2015年固定资产投资（不含农户）名义增速（累计同比）图表：2014-2015年房地产开发投资名义增速（累计同比）图表：各水资源一级区水资源量图表：我国水电产业生命周期特征分析图表：2014-2016年全国水力发电产量趋势图图表：2014年全国水力发电产量数据图表：2014年主要省份水力发电产量占全国产量比重情况图表：2015年全国水力发电产量数据图表：2015年主要省份水力发电产量占全国产量比重情况图表：2015年水力发电产量集中程度示意图图表：2016年全国水力发电产量数据图表：2011-2015年水力发电业销售收入图表：2011-2014年水力发电业销售收入增长趋势图图表：2013-2014年水力发电业不同规模企业销售额图表：2014年水力发电业不同规模企业销售额对比图图表：2015年水力发电业不同规模企业销售额图表：2015年水力发电业不同规模企业销售额对比图图表：2013-2014年水力发电业不同所有制企业销售额图表：2014年水力发电业不同所有制企业销售额对比图图表：2015年水力发电业不同所有制企业销售额图表：2015年水力发电业不同所有制企业销售额对比图图表：2011-2015年水力发电业利润总额图表：2011-2014年水力发电业利润总额增长趋势图图表：2013-2014年水力发电业不同规模企业利润总额图表：2014年水力发电业不同规模企业利润总额对比图图表：2015年水力发电业不同规模企业利润总额图表：2015年水力发电业不同规模企业利润总额对比图图表：2013-2014年水力发电业不同所有制企业利润总额图表：2015年水力发电业不同所有制企业利润总额图表：2015年水力发电业不同所有制企业利润总额对比图图表：2011-2015年水力发电业资产总额图表：2011-2014年水力发电业总资产增长趋势图图表：截至2015年底水力发电业不同规模企业总资产图表：截至2015年底水力发电业不同规模企业总资产对比图图表：截至2015年底水力发电业不同所有制企业总资产图表：截至2015年底水力发电业不同所有制企业总资产对比图图表：2011-2015年水力发电业亏损面图表：2011-2015年水力发电业亏损企业亏损总额图表：2011-2014年水力发电业销售毛利率趋势图图表：2011-2015年水力发电业成本费用率图表：2011-2014年水力发电业成本费用利润率趋势图图表：2011-2014年水力发电业销售利润率趋势图图表：2011-2014年水力发电业应收账款周转率对比图图表：2011-2014年水力发电业流动资产周转率对比图图表：2011-2014年水力发电业总资产周转率对比图图表：2011-2014年水力发电业资产负债率对比图图表：2011-2015年水力发电业利息保障倍数对比图图表：水电新农村电气化规划分区表图表：我国水电新农村电气化建设规划区布局示意图图表：各分区农村水能资源技术未开发量和装机容量情况示意图图表：规划电源工程总规模分区汇总表图表：各规划区新增农村水电站装机容量图图表：各规划区新增农村水电站年发电量图表：各规划区改扩建农村水电站装机容量图表：各规划区改扩建农村水电站年发电量图表：拟建电网工程总规模汇总表图表：西南区社会经济基本情况表图表：西南规划区水电新农村电气化规划布局图表：西南区供用电清况表图表：西南区电源工程总规模汇总表图表：西南区新建电源工程汇总表图表：西南区技改电源工程汇总表图表：西南区电源工程特性指标汇总表图表：西南区少数民族县电源工程汇总表图表：西南区国家扶贫开发工作重点县电源工程汇总表图表：西北区社会经济基本情况表图表：西北规划区水电新农村电气化规划布局图表：西北区供用电情况表图表：西北区电源工程总规模汇总表图表：西北区新建电源工程汇总表图表：西北区技改电源工程汇总表图表：西北区电源工程特性指标汇总表图表：西北区少数民族县电源工程汇总表图表：西北区国家扶贫开发工作重点县电源工程汇总表图表：东北区社会经济基本情况表图表：东北规划区水电新农村电气化规划布局图表：东北区供用电情况表。

2017年四川省水资源公报说明：《四川省水资源公报2017》中多年平均值统一采用1956～2000年系列平均值。

综述2017年，全省平均降水量941.35mm，折合降水总量4558.49亿m3，比多年平均减少3.81％,比2016年增加2.18%，属平水年。

全省地表水资源量2466亿m3，地下水资源量607.54亿m3，地下水资源与地表水资源不重复量1.15亿m3，水资源总量为2467.15亿m3，比多年平均减少5.67％。

全省51座大型水库、181座中型水库年末蓄水总量比年初增加1.72亿m3。

全省总供水量和总用水量均为268.40亿m3。

其中，地表水源供水量254.60亿m3，占94.9％；地下水源供水量11.83亿m3，占4.4％；其他水源供水量1.97亿m3，占0.7％。

生活用水50.81亿m3，占18.9％；工业用水51.37亿m3，占19.1％；农业用水160.42亿m3，占59.8％；人工生态环境补水5.80亿m3，占2.2％。

全省用水消耗总量141.02亿m3，耗水率52.5％。

全省人均综合用水量324m3，万元国内生产总值（当年价）用水量73.0m3，万元工业增加值（当年价）用水量44.6m3，农业灌溉水有效利用系数0.467。

全省水质评价河长9258km，Ⅰ～Ⅲ类河长比例为90.2％，与2016年同比上升2.0个百分点。

评价水库150座，Ⅰ～Ⅲ类水质水库比例为57.3%，其中64.0%水库处于富营养状态。

评价水功能区327个，达标率为74.0％。

一、水资源量（一）降水量图1 2017年水资源二级区降水量与多年平均比较图2 2017年行政区降水量与多年平均对照情况（二）地表水资源量图3 2017年水资源二级区天然年径流深与多年平均比较乐山市811.45-14.22-12.04凉山州587.32-20.83-11.47图4 2017年行政区天然年径流深与多年平均对照情况2017年，从省外流入我省境内的水量1356.59亿m3。

2017年11月份能源生产情况11月份，规模以上工业原煤生产同比下降，原油生产降幅略有扩大，天然气生产增速放缓，电力生产基本稳定。

一、原煤生产与进口增速回落，价格略有下跌11月份，火力发电、焦炭等下游产品生产处于低位，部分地区实施煤改气工程，原煤需求低迷，同时，受去年同期释放先进生产能力基数较高等因素影响，原煤生产出现下降，煤炭进口降幅扩大，价格略有下跌。

11月份，原煤产量3.0亿吨，同比下降2.7%，增速由正转负；日均产量999.9万吨，同比减少26.8万吨。

1-11月份，原煤产量31.4亿吨，同比增长3.7%。

11月份，进口煤炭2205万吨，同比下降18.2%，降幅比10月份扩大16.9个百分点。

1-11月份，进口煤炭2.5亿吨，同比增长8.5%。

截至11月底，秦皇岛5500大卡煤炭平仓价609元/吨，比10月底下降7元/吨；5000大卡578元/吨，下降20元/吨；4500大卡512元/吨，下降14元/吨。

二、原油生产降幅扩大，进口和原油加工量增长较快原油生产降幅扩大。

11月份，原油产量1570万吨，同比下降2.5%，降幅比10月份扩大2.1个百分点；日均产量52.3万吨，同比减少1.3万吨。

1-11月份，原油产量1.8亿吨，同比下降4.1%。

原油进口增速加快。

11月份，进口原油3704万吨，同比增长14.5%，增速比10月份加快6.7个百分点。

1-11月份，进口原油3.9亿吨，同比增长12.0%。

原油价格持续回升。

11月份，布伦特原油现货离岸价格稳定在60美元/桶以上。

截至11月30日，价格为63.5美元/桶，比10月底上涨2.2美元/桶。

原油加工量增速略有加快。

受成品油市场需求和价格上涨等因素影响，原油加工量保持较快增长，11月份同比增长8.0%，增速比10月份加快0.6个百分点；日均加工量164.8万吨，同比增加12.2万吨。

主要成品油产量均保持正增长，汽油、煤油和柴油同比分别增长7.7%、3.7%和 3.5%。

2017年上半年全国电力市场交易数据简况2017年上半年，电网企业销售电量合计为29642亿千瓦时，市场化交易电量合计为6442亿千瓦时，其中，各省内市场交易电量4708亿千瓦时，省间（含跨区）市场交易电量合计1733亿千瓦时，交易电量占电网销售电量比重（即销售电量市场化率）达到21.7%。

一、分区域、分省电力交易情况分区域来看，南方、西北、华北、华东四个区域销售电量市场化率较高，均超过了20%，其中南方区域达到了30%，华中区域、东北区域低于全国水平。

图1 上半年六大电网区域市场化交易电量图分省来看，全国市场交易电量规模排序前三名的省份分别为广东省1189亿千瓦时（含西电东送省间协议电量）、江苏省678亿千瓦时和山东省537亿千瓦时。

外受电市场交易电量排序前三名的省份分别是广东省702亿千瓦时（含西电东送省间协议电量）、山东省197亿千瓦时和浙江省135亿千瓦时。

全国销售电量市场化率排序前三名的省份是青海、蒙西、广东，分别为57.3%、39.3%、37.2%。

图2 上半年分省交易电量及销售电量市场化率图二、大型发电集团参与市场化电力交易情况上半年，大型发电集团（指参加中电联电力交易信息共享平台的10家中央及地方大型发电企业集团，以下同）合计市场化交易电量3707亿千瓦时，占全国市场化交易电量比重57.5%，占大型发电集团上网电量比重（即上网电量市场化率）25.8%，大型发电集团省间（含跨区）市场化交易电量合计369亿千瓦时，占其市场化交易电量比重16.1%。

上半年，大型发电集团市场化交易电量中，煤电占比79.2%、水电14.2%、风电3.6%、光伏发电0.5%、气电0.2%、核电2.3%；各类发电机组平均交易电价分别为：煤电0.31元/千瓦时、水电0.22元/千瓦时、风电0.43元/千瓦时、光伏发电0.85元/千瓦时、气电0.5元千瓦时、核电0.38元/千瓦时。

（一）煤电上半年，大型发电集团煤电机组累计上网电量10540亿千瓦时，占其总上网电量的73.2%；市场化交易电量2936亿千瓦时，其中跨区、跨省送出交易电量为294.11亿千瓦时。