image.id,image.ts,image.image_url,shichangguancha.id,shichangguancha.ts,shichangguancha.title,shichangguancha.list_date,shichangguancha.content,shichangguancha.publishing,shichangguancha.source,shichangguancha.author,shichangguancha.date,shichangguancha.keywords
1,"2017-09-18 04:42:25",http://www.in-en.com/file/upload/201703/22/08492956227652.jpg,4,"2017-09-18 04:42:25",2017年经济形势与电力发展分析预测,2017-03-22,3月17日，中电联会在北京召开了“2017年经济形势与电力发展分析预测会”。看下面这组数据，电网君带您一图读懂2017年的中国电力走势。,国际电力网,国家电网报,,2017-03-22,"电力行业 电力发展 中电联"
2,"2017-09-18 04:42:59",http://www.in-en.com/file/upload/201608/04/11-40-42-39-222653.jpg,8,"2017-09-18 04:42:59",国网电表招标：仅7个网省上报需求,2016-08-04,"国家电网近日发布“2016年第二次电能表及用电信息采集设备招标活动招标公告”。从此次招标信息来看，这是近三年以来除专项批次外招标数量最少的一次，不免让整个电能表市场产生担忧。让我们来共同看下此次招标的重要内容。 2级单相智能电能表(包括编程器V型、通信单元在内)需求11623569只，需求省份为: 其中，除去编程器V型、通信单元外，共需求表6978670只，河南省需求量最高。 1级三相智能电能表需求(包括通信单元在内)1739810只，需求省份为安徽省、甘肃省、河南省、江苏省、山东省及西藏。 其中，除去通信单元外，共需求表1144573只，河南省需求量最高。",国际电力网,"仪表君 电力专家联盟",,2016-08-04,
3,"2017-09-18 04:42:59",http://www.in-en.com/file/upload/201608/04/11-49-06-65-222653.png,8,"2017-09-18 04:42:59",国网电表招标：仅7个网省上报需求,2016-08-04,"国家电网近日发布“2016年第二次电能表及用电信息采集设备招标活动招标公告”。从此次招标信息来看，这是近三年以来除专项批次外招标数量最少的一次，不免让整个电能表市场产生担忧。让我们来共同看下此次招标的重要内容。 2级单相智能电能表(包括编程器V型、通信单元在内)需求11623569只，需求省份为: 其中，除去编程器V型、通信单元外，共需求表6978670只，河南省需求量最高。 1级三相智能电能表需求(包括通信单元在内)1739810只，需求省份为安徽省、甘肃省、河南省、江苏省、山东省及西藏。 其中，除去通信单元外，共需求表1144573只，河南省需求量最高。",国际电力网,"仪表君 电力专家联盟",,2016-08-04,
4,"2017-09-18 04:42:59",http://www.in-en.com/file/upload/201608/04/11-49-30-10-222653.jpg,8,"2017-09-18 04:42:59",国网电表招标：仅7个网省上报需求,2016-08-04,"国家电网近日发布“2016年第二次电能表及用电信息采集设备招标活动招标公告”。从此次招标信息来看，这是近三年以来除专项批次外招标数量最少的一次，不免让整个电能表市场产生担忧。让我们来共同看下此次招标的重要内容。 2级单相智能电能表(包括编程器V型、通信单元在内)需求11623569只，需求省份为: 其中，除去编程器V型、通信单元外，共需求表6978670只，河南省需求量最高。 1级三相智能电能表需求(包括通信单元在内)1739810只，需求省份为安徽省、甘肃省、河南省、江苏省、山东省及西藏。 其中，除去通信单元外，共需求表1144573只，河南省需求量最高。",国际电力网,"仪表君 电力专家联盟",,2016-08-04,
5,"2017-09-18 04:42:59",http://www.in-en.com/file/upload/201608/04/11-49-52-23-222653.png,8,"2017-09-18 04:42:59",国网电表招标：仅7个网省上报需求,2016-08-04,"国家电网近日发布“2016年第二次电能表及用电信息采集设备招标活动招标公告”。从此次招标信息来看，这是近三年以来除专项批次外招标数量最少的一次，不免让整个电能表市场产生担忧。让我们来共同看下此次招标的重要内容。 2级单相智能电能表(包括编程器V型、通信单元在内)需求11623569只，需求省份为: 其中，除去编程器V型、通信单元外，共需求表6978670只，河南省需求量最高。 1级三相智能电能表需求(包括通信单元在内)1739810只，需求省份为安徽省、甘肃省、河南省、江苏省、山东省及西藏。 其中，除去通信单元外，共需求表1144573只，河南省需求量最高。",国际电力网,"仪表君 电力专家联盟",,2016-08-04,
6,"2017-09-18 04:43:01",http://www.in-en.com/file/upload/201604/18/10-10-42-35-220321.jpg,9,"2017-09-18 04:43:01",年报解读：上市缆企大肆攻城略地焉知非福?,2016-04-18,"随着上市公司年报披露截止日期临近，多家上市缆企在近期发布了2015年度财报(或业绩快报)。其中，包括江南集团在内的14家线缆上市公司在财报(或业绩快报)中明确载明了2015年营业收入等数据。 财报显示，上市缆企营业收入强劲增长超10%。与该数据形成鲜明对比的是电缆行业总产值反而增长乏力。据国家统计局数据，2015年我国电线电缆产值约1.3万亿，与上年比增长3%不到。 2015年上市公司营收总体增速令人满意。其中，通达股份、亨通光电和远程电缆营业收入增长均超20%，增速分别为71.24%、29.58%和22.42%;营业收入增速超10%的有8家，只有3家增长未能达到行业平均水平，它们分别是金杯电工、南洋股份和汉缆股份。值得注意的是，汉缆股份2015年营业收入下降10.03%，是上市缆企中营业收入唯一出现负增长的企业。 根据目前已公布的数据计算，14家上市缆企2015年营业收入与上年相比总计增长12.37%，增速更是行业平均增速的4倍以上。这也可以从开工率中得到验证，以上市缆企为代表的大型线缆企业开工率一直保持较高水平，基本能够稳定在70%左右，反观中型和小型企业的开工率，自2010年以来整体呈现下降态势，目前还难以看到企稳迹象。 2015年线缆企业开工率情况 众所周知，中国电线电缆行业以中小企业居多，行业集中度不高。据最新出版的《2015-2016年中国电线电缆行业深度研究及投资前景评估报告》显示，截止2015年，电线电缆行业规模以上企业约3800家，而行业内企业总数近万家。行业规模排名前10位企业的市场累计产值占全行业比例不到10%。 另据国家质检总局 2014 年统计，目前取得 CCC 强制性认证的电线电缆企业有 5500 余家，大型、中型、小型企业比例约为 2%、 13%、 85%，行业集中度远低于发达国家水平。 随着经济新常态的到来，具有先进技术、管理规范、质量过硬、综合竞争力较强的线缆上市公司将逐步掌握主动，通过上市公司平台优势，加强资本运作，逐步展开兼并重组工作，不断扩大在行业内的影响力，行业集中度有望在未来继续得到提高，将逐步与发达国家水平看齐。",国际电力网,年报解读：上市缆企大肆攻城略地焉知非福?,,2016-04-18,"电缆行业 通达股份 江南集团"
7,"2017-09-18 04:43:01",http://www.in-en.com/file/upload/201604/18/10-10-58-92-220321.jpg,9,"2017-09-18 04:43:01",年报解读：上市缆企大肆攻城略地焉知非福?,2016-04-18,"随着上市公司年报披露截止日期临近，多家上市缆企在近期发布了2015年度财报(或业绩快报)。其中，包括江南集团在内的14家线缆上市公司在财报(或业绩快报)中明确载明了2015年营业收入等数据。 财报显示，上市缆企营业收入强劲增长超10%。与该数据形成鲜明对比的是电缆行业总产值反而增长乏力。据国家统计局数据，2015年我国电线电缆产值约1.3万亿，与上年比增长3%不到。 2015年上市公司营收总体增速令人满意。其中，通达股份、亨通光电和远程电缆营业收入增长均超20%，增速分别为71.24%、29.58%和22.42%;营业收入增速超10%的有8家，只有3家增长未能达到行业平均水平，它们分别是金杯电工、南洋股份和汉缆股份。值得注意的是，汉缆股份2015年营业收入下降10.03%，是上市缆企中营业收入唯一出现负增长的企业。 根据目前已公布的数据计算，14家上市缆企2015年营业收入与上年相比总计增长12.37%，增速更是行业平均增速的4倍以上。这也可以从开工率中得到验证，以上市缆企为代表的大型线缆企业开工率一直保持较高水平，基本能够稳定在70%左右，反观中型和小型企业的开工率，自2010年以来整体呈现下降态势，目前还难以看到企稳迹象。 2015年线缆企业开工率情况 众所周知，中国电线电缆行业以中小企业居多，行业集中度不高。据最新出版的《2015-2016年中国电线电缆行业深度研究及投资前景评估报告》显示，截止2015年，电线电缆行业规模以上企业约3800家，而行业内企业总数近万家。行业规模排名前10位企业的市场累计产值占全行业比例不到10%。 另据国家质检总局 2014 年统计，目前取得 CCC 强制性认证的电线电缆企业有 5500 余家，大型、中型、小型企业比例约为 2%、 13%、 85%，行业集中度远低于发达国家水平。 随着经济新常态的到来，具有先进技术、管理规范、质量过硬、综合竞争力较强的线缆上市公司将逐步掌握主动，通过上市公司平台优势，加强资本运作，逐步展开兼并重组工作，不断扩大在行业内的影响力，行业集中度有望在未来继续得到提高，将逐步与发达国家水平看齐。",国际电力网,年报解读：上市缆企大肆攻城略地焉知非福?,,2016-04-18,"电缆行业 通达股份 江南集团"
8,"2017-09-18 04:45:16",http://www.cpnn.com.cn/zdzgtt/201505/W020150528399337258673.png,52,"2017-09-18 04:45:16",我国今后16年发电总量将稳居世界首位,2015-10-27,"编者：吴敬儒先生，资深电力专家，研究领域广泛，涉及电力工业发展、电力体制改革、电力规划、水电及新能源建设、核电等诸多领域，具有很高的学术影响力。 本报告主要研究新常态发展阶段的电力工业发展问题及建议。 发展水平预测 2020年发电量7.4万亿千瓦时，人均5210千瓦时/年，可满足实现全面小康用电需求;2030年发电量9.47万亿千瓦时，人均6530千瓦时/年，缩小了和发达国家用电水平的差距。 改革开放以来我国社会经济发展取得了举世瞩目的伟大成就，2014年国内生产总值增长7.4%，达到636463亿元(约10.36万亿美元)居世界第二位;发电量55459亿千瓦时，发电装机容量13.6亿千瓦，均居世界首位。我国人口多，人均水平不高，国内生产总值人均仅7574美元，仍低于世界人均水平;发电量人均4057千瓦时，稍高于世界人均水平(约3300千瓦时)，仍属于发展中国家，处于社会主义发展初级阶段，发展潜力巨大，道路正确，实现两个百年目标任重道远，需继续快速发展。 据我国经济研究机构及专家研究，为全面实现小康目标，2015～2020年均GDP增速约需6.6%左右。2021~2031年后10年增速将放缓至5%左右，人均GDP进入发达国家初期水平。 发电量增速由经济增速和综合反映经济结构调整、节电力度等因素的电力弹性系数来决定。在单位产量耗电大的重工业快速发展阶段电力弹性系数大于1。在经济结构调整单位产值用电较少的三产及部分二产产品比重增大阶段，电力弹性系数在0.6～0.82左右。近3年电力弹性系数为0.71。我国今后发展趋势三产及单位产值耗电少的高精尖产业将快速发展，比重增大，因此我国近期电力弹性系数可能在0.7左右，以后还将逐步降低。 综合以上情况分析，我们按2015～2020年GDP年均增长7%、电力弹性系数0.7，2021～2030年GDP年均增长5%左右、电力弹性系数0.5，预测2015～2030年发电量水平如表1。 2020年发电量7.4万亿千瓦时，人均5210千瓦时/年，可满足实现全面小康用电需求;2030年发电量9.47万亿千瓦时，人均6530千瓦时/年，缩小了和发达国家用电水平的差距，为实现第二个百年目标达到发达国家水平迈出了重要一步。从发电总量水平看，今后16年我国将超过美国、欧盟较多，稳居世界首位。从人均用电水平看，仅为美国一半，经合组织国家(OECD)综合平均水平的70%左右，日本的75%左右，差距仍较大(如表2)，需继续快速发展。 2020年发电量7.4万亿千瓦时，人均5210千瓦时/年，可满足实现全面小康用电需求;2030年发电量9.47万亿千瓦时，人均6530千瓦时/年，缩小了和发达国家用电水平的差距。 发电电源构成预测 电源结构优化，风电、光伏、水电、核电将是今后能源发展的重点，非化石能源发电比重增大。 为保护环境实现可持续发展，我国提出了非化石能源比重在2020年达15%，2030年达20%的目标。因此必须优化电源结构，优先大力加快可再生能源电源和提高核电发展比重使其在2020年占30%以上，2030年占40%以上。在大力加快非化石能源发电发展方针指引下，风电、光伏、水电、核电将是今后能源发展的重点，非化石能源发电比重增大。 经结合我国实际情况初步分析研究测算，2015～2030年发电量及发电装机容量构成情况如图1、图2。 各种电源发展概况如下：一、水电。2014年常规水电装机2.8亿千瓦，发电量10661亿千瓦时，在建规模不足3000万千瓦。水电技术可开发容量5.42亿千瓦，未开发水电资源主要集中在四川、云南、西藏，是今后发展的重点。预测常规水电2020年装机3.6亿千瓦，电量1.26万亿千瓦时;2030年装机4.5亿千瓦，电量1.59万亿千瓦时，占16.8%。技术可开发容量除雅鲁藏布江外均得到较好开发利用。 应大力加快建设抽水蓄能电站，2014年抽水蓄能电站装机2183万千瓦，在建规模2114万千瓦，预测2020年装机容量5000万千瓦，2030年1.1亿千瓦，容量占比提高到3.8%。 二、风电。2014年并网风电装机容量9581万千瓦，发电量1563亿千瓦时，发展态势良好。我国风电资源丰富，陆上可开发容量25.7亿千瓦，海上1.9亿千瓦，开发条件好，建设快，投资省，陆上风电成本已接近煤电上网电价，2020年可降至同价，是加快可再生电源发展的重点。预测2020年风电装机将达到2.5亿千瓦，发电量5000亿千瓦时，2030年5亿千瓦，发电量1万亿千瓦时，占10.6%。 我国陆上风电资源分布集中在北方，与用电中心地区不一致，因此加快风电发展必须采取在内蒙古、甘肃、新疆规划建设特大型风电基地向京津冀鲁、华东、华中电网送电和在各地积极开发利用当地风电并举的方针，今后将以开发蒙、甘、新风电向外送电为主，2030年将占全国风电50%左右，为此建议像三峡工程电源电网同步协调规划建设那样来规划建设北方大型风电基地及北电南送电网规划建设工作。 风电是随机间歇性不稳定电源，需和其他调节性能好的电源协调配合运行，才能保证供电质量及电网运行稳定安全。抽水蓄能电站是目前最优的蓄能调节电源，最好建在发端，无建站条件时也可建在受端，数量约在风电综合供电出力的20%～30%左右，应按实际需要研究确定。 海上风电靠近用电中心地区，发电小时高，电网消纳方便，建设难度大、投资贵、发电成本高，除潮间带外一般约为陆上风电一倍左右。应因地制宜积极有序开发利用。 三、光伏发电。在国家政策鼓励下光伏发电近来发展很快，2014年并网光伏发电容量2652万千瓦，发电量237亿千瓦时，当年新增1063万千瓦，电量147亿千瓦时，实现了跨越式发展。预测2020年将达1亿千瓦，2030年3亿千瓦。由于我国人多地少，经济发达地区人口稠密，适宜发展以阳光屋顶为主的分布式光伏发电，是今后发展重点，占比将达60%～70%左右，这在德国占80%以上。西部地区具有建设大型光伏发电基地向外送电的条件，因电能质量差、成本高，经济上竞争力差，如何发展有待深入研究确定。 由于科技创新进步很快，光伏发电造价和成本下降很快。目前每千瓦投资约7000～10000元，上网电价0.8～1元/千瓦时，仍高于火电，需靠补贴支持是制约光伏发电发展的主要因素。国家要求2020年光伏上网电价降至与销售电价同价。 发电成本高，阳光建筑屋顶落实困难，西部地区大型光伏基地向外输电经济性差，随机间歇性电能质量差，是制约光伏发电发展的四大因素，必须认真研究，大力攻关，创新改革，妥善解决。 光热发电电能质量较好，但设备复杂，造价和成本较光伏发电高一倍多，市场竞争力差，我国已建成6座总容量1.39万千瓦实验性电站，核准10座容量40.36万千瓦，需继续进行研究实验，掌握技术，少量发展。 四、核电。我国2014年核电运行机组22台，装机容量1988万千瓦，发电量1262亿千瓦时，占2.3%;在建核电26台，容量2590万千瓦。预测2020年核电容量约5300万～5800万千瓦左右，发电量约3600亿～4000亿千瓦时;2030年装机容量13000万千瓦，发电量约9300亿千瓦时。今后我国核电发展将全部采用第三代核电技术，自主研发的“华龙一号”、CAP-1400和引进技术的AP-1000、EPR-150设备，“华龙一号”将是今后发展重点。 “华龙一号”目前已定点福清、防城港两个项目4台机组，步子太小，应抓紧再核准一批项目;及时开工三门、海阳、昌江等二期工程;争取今年新开工规模1500万～2000万千瓦左右，争取在2020年投产500万～1000万千瓦左右。荣城CAP-1400项目在AP-1000投产成功后建设。内陆核电可在有效防止发生重大核泄漏事故时不扩散核污染，确保环境清洁安全条件下有序安排建设。需研究解决在沿海软基地区建设核电的可行性问题。 鉴于核电建厂条件高，涉及面广，选址定点前期工作周期长、落实难，要加强核电中长期发展规划工作，确定2030年前建设项目地址和机型，并定期根据新情况进行修改调整。已选定厂址要很好保护。 我国核燃料循环体系，前端相对完善，后端严重滞后，已不能满足核电快速发展的需要，要加强后端产业规划、科技研究和设施建设工作。 继续加强核电科研开发工作，需尽快全部掌握第三代核电核心技术和设备制造能力，并积极开展第四代核电堆型的研发工作，加快快中子增值堆(简称快堆)研究和三明80万千瓦商业性示范快堆的科研试制建设工作，争取及早建成，加强核聚变科研工作等，使我国核电科技处于世界先进水平。 五、煤电。近期以来由于可再生能源发电、核电及天然气发电等清洁电源加快发展、煤电占比逐年下降，2014年我国煤电装机容量82524万千瓦，发电量39075亿千瓦时，占70.4%。煤电成本低，供电安全可靠，资源立足国内仍为发电电源构成主体。在发展清洁电源的同时，仍需科学合理发展一部分清洁煤电，预测煤电发电量2020年约46010亿千瓦时，装机容量10.44亿千瓦，2030年发电量47570亿千瓦时，装机容量11.86亿千瓦，煤电发电量将在2025年前后达到峰值，以后逐年减少。 要着力抓好煤炭清洁发电工作。(一)新建煤电一律做到污染物近零排放，并对现有电厂加快改造;(二)2030年供电煤耗降到300克/千瓦时以下，加强700摄氏度高超超临界发电设备研制，大力推广热电联产;(三)加强对温室气体捕集、贮存、利用技术研究工作，建设试点示范工程，掌握技术、经验。 为帮助解决风电、太阳能等随机不稳定电源出力变化时对电网供电质量的影响，要研究加大煤电机组调节能力。煤电利用小时数将进一步降低，煤电装机容量的增速将大于电量增速。 为改善环境，我国东部地区已限制或减少煤电发展，今后煤电发展重点将在煤炭资源丰富的中西部地区。 六、天然气发电。2014年天然气发电装机容量5567万千瓦，发电量1183亿千瓦时，占2.13%。与2012年世界天然气发电量51040亿千瓦时，占22%比较，差距很大，这是我国天然气供应条件决定的。天然气发电有效率高、调节性能好、污染少、温室气体排放量较煤电少60%，可在用电中心地区建设，发展热电冷联产分布式电源等优势。但发电成本高，目前约0.8元/千瓦时左右，较煤电贵一倍，这是制约发展的主要因素之一;过去天然气长期供应量不足，只能少量用于发电，也影响了发展。我国今后天然气供应量增加很快，2020年将达3500亿～4000亿立方米，2030年达5000亿～6000亿立方米，在优先满足民用、工业、交通用气后可用于发电数量大量增加，为天然气发电快速发展创造了有利条件，今后发展快慢将取决于气价及气电上网电价。最近制定的气电价格可较煤电高0.35元/千瓦时，费用由各省自行解决的政策，将有利于气电发展。 为改善环境质量，气电将在电价承受能力高的东部地区有较快发展，并替代部分现有煤电;中西部地区在气价低的地区发展，气电比重将逐年提高。初步预测2020年气电装机将达1亿千瓦，发电量3500亿千瓦时，用气约700亿立方米;2030年气电装机约1.8亿千瓦，发电量6300亿千瓦时，占比提高到6.7%，用气约1260亿立方米。 七、其他能源发电。主要包括生物能、垃圾、余热余压、地热、海洋能发电等，2014年发电装机容量共2954万千瓦，发电量1436亿千瓦时，占2.9%，其中余热余压发电约占一半以上，生物能占15%左右，垃圾发电占13%左右。在用能多的大工业增速放缓后，余热余压发电增量减少;我国地少人多，生物能发电只能因地制宜少量发展;垃圾、地热发电将继续根据资源供应情况发展，数量不多，因此今后其他非化石能源发电增速将放缓，按降至2%左右预测，2020年发电装机约3330万千瓦，发电量1650亿千瓦时，2030年装机4100万千瓦，发电量2000亿千瓦时。 电网发展情况预测 2020年华北电网装机容量将超过4亿千瓦，华东、华中、南方电网约3亿～4亿千瓦，西北电网超过2亿千瓦，东北电网约1.5亿千瓦。 2030年电网规模将再增大40%～50%。 随着用电增加，六大电网将进一步扩大。 2020年华北电网装机容量将超过4亿千瓦，华东、华中、南方电网约3亿～4亿千瓦，西北电网超过2亿千瓦，东北电网约1.5亿千瓦。 2030年电网规模将再增大40%～50%。全国联网进一步加强。华北、华东、华中、东北将逐步形成1000千伏特高压交流网架，西北750千伏电网进一步加强，南方电网特高压超高压交直流网架增强。各级电压电网相应配套协调发展，电网智能化水平提高。 我国可再生能源资源分布与经济发达地区不一致，呈逆向分布。随着水电、风电、太阳能发电的加快发展利用、大型发电基地的建设，电网必须统一规划，同步配套协调建设，才能充分发挥作用，电网发展必须加强。 在开发川、滇、藏大型水电基地时必须规划建设四川、藏东南至华中电网，云南、藏东南至南方电网西电东送的交直流输变电工程。加快开发利用内蒙古、甘肃、新疆三省区21.3亿千瓦风能资源，建设大型风电基地向华北、华东、华中电网供电必须建设内蒙古至京津冀鲁、内蒙古至华东电网，甘肃新疆至华中电网的北电南送三大输电通道，输送风电经济可用容量2020年约4000万千瓦(风电装机8000万千瓦)，电量1600亿千瓦时;2030年1.2亿千瓦(风电装机2.4亿千瓦)，电量4800亿千瓦时。这是利用北方丰富风电向东、中部缺能地区输送风电、增加清洁能源供应减少污染的宏伟工程。在北方煤炭矿区建设的几个大型清洁煤发电基地也要建设几项特高压交直流输电工程向华东、华中电网供电。特高压交直流电网将有巨大发展。跨区送电能力增强，全国联网水平提高。 要研究风电、光伏等随机间歇性不稳定电源比重增大后，提高电网消纳能力及保障安全经济稳定运行问题，提出各类电源的优化组合和协调配合运行措施，提高安全经济供电水平，发挥智能电网作用。 2020年华北电网装机容量将超过4亿千瓦，华东、华中、南方电网约3亿～4亿千瓦，西北电网超过2亿千瓦，东北电网约1.5亿千瓦。2030年电网规模将再增大40%～50%。 电力科学发展的建议 一、我国经济进入新常态发展阶段，电力工业也相应进入新常态发展时期，将以中高速较快发展，结构改善、污染减少、质量提高。 应采取有力措施推动2020年发电量达到7.4万亿千瓦时，人均5210千瓦时/年，发电装机容量约20亿千瓦，非化石能源发电量2.44万亿千瓦时，占比提高到33%;2030年发电量9.47万亿千瓦时，人均6530千瓦时/年，非化石能源发电量4.08万亿千瓦时，占比进一步提高到43.1%，发电装机容量29亿千瓦。为实现两个百年目标，改善环境质量，推进绿色可持续发展创造良好条件。 二、大力加快可再生能源发展，优化电源结构，必须狠抓落实，认真解决发展中存在的薄弱环节及难点问题。 (一)水电。要抓紧审定怒江流域水电开发规划并确定第一批开发项目，目前水电在建规模不足3000万千瓦，已严重影响今后发展，为实现2020年常规水电达35000万～36000万千瓦目标及今后发展需要，今年必须新开工一批项目，使建设规模达7000万～8000万千瓦左右。主要项目有白鹤滩、乌东德、双江口、杨房沟、苏洼龙等。2014年在建抽水蓄能电站17座、容量2114万千瓦，不仅满足配合风电、太阳能发电、核电快速发展需要，还需在华北、华东、南方电网新开工一批项目，增加规模1000万千瓦左右。 (二)风电。风电已是我国第三大发电电源，电价已接近煤电，开发技术成熟，已具备大发展条件。但陆上资源82%集中在内蒙古、甘肃、新疆，经济发达地区不多，在蒙、甘、新规划建设大型风电基地及同步规划建设北电南送三大通道向京津冀鲁、华东、华中电网送电是加速风电发展，增加发达地区绿色可再生能源供应，改善环境的战略性重要措施。又可促进各地经济发展，增加就业。目前对此认识不足，重视不够，缺乏全面规划，已安排几个特高压交直流输电项目，以输送煤电为主，风电仅为陪衬，数量很少。为此建议对蒙、甘、新21亿千瓦容量4.6万亿千瓦时电能(相当于50多个三峡电站)风电资源，做好全面发展规划及分期分批开发建设规划，和相应配套电力系统全面及分期分批发展建设规划。首先要着重搞好“十三五”及2030年发展规划，确定风电开发总体布局，各大型风电基地建设地点及规模、建设年限，供电地区和特高压交直流输电工程两端落点，输电方式、容量、距离等，经核准后分别组织实施。同时规划建设配套的抽水蓄能电站、火电项目、辅助工程等。以确保电网供电质量、安全稳定运行。 (三)太阳能发电。主要发展光伏发电，并以分布式阳光屋顶为主，比重应占60%～70%，狠抓落实是关键。将任务及政策措施落实到省，建立分省负责制，负责编制光伏规划，协调各方关系，制定对新老建筑建设光伏发电的政策，新建筑一般必须配套规划、建设光伏发电，任务明确到各地项目，加强督促检查，补贴费用及时到位，增强投资积极性。大力加强科研攻关工作，降低光伏发电成本是加快光伏发电发展的最重要措施。确保2020年降至销售电价水平，以后再进一步降至电网平均上网电价。 三、安全高效发展核电 当前主要问题是：(一)“华龙一号”定型较晚较少。(二)在建规模太少，不能满足2020年投产5800万千瓦需要，并严重影响今后发展，急需新开工一批项目，扩大建设规模。建议今年在福建、广西、广东、浙江、江苏、山东、辽宁择优新开工一批采用“华龙一号”及第三代核电技术的机组项目，续建三门、海阳、昌江二期工程，增加建设规模约1500万～2000万千瓦，争取2020年前投产500万～1000万千瓦。专家认为“华龙一号”技术成熟，批量推广风险不大。同时又可拉动我国经济发展，扩大出口，提高核电技术水平。 加强核电中长期规划工作，把2030年投产及建设项目落实到省。 四、加强电力规划工作 (一)加强调查研究，编好“十三五”及2030年全国、六大网及各省电力规划，着重搞好电源优化配置，加快非化石能源发展，电源电网统筹协调发展问题，狠抓落实。克服目前存在的电源、电网规划建设不配套，对非化石能源发电发展重视不够，规划目标不落实等问题。 (二)加强以输送风电为主、煤电为辅的北电南送三大通道重大专项综合规划工作。 (三)加强四川、云南、藏东南水电西电东送重大专项综合规划工作。 (四)加强对各大发电公司发电规划和两大电网公司电网规划指导和协调工作，搞好智能电网发展规划。 (五)加强重大项目科技创新攻关规划，抓好雅鲁藏布江干支流开发规划及输电规划和重大问题研究工作等。(庄来佑、张建贤、孙家康、高有典、王建生、何百磊参与研究)",国际电力网,中电新闻网,,2015-10-27,"电力改革 光伏发电 华北电网"
9,"2017-09-18 04:45:16",http://www.cpnn.com.cn/zdzgtt/201505/W020150528399337259092.png,52,"2017-09-18 04:45:16",我国今后16年发电总量将稳居世界首位,2015-10-27,"编者：吴敬儒先生，资深电力专家，研究领域广泛，涉及电力工业发展、电力体制改革、电力规划、水电及新能源建设、核电等诸多领域，具有很高的学术影响力。 本报告主要研究新常态发展阶段的电力工业发展问题及建议。 发展水平预测 2020年发电量7.4万亿千瓦时，人均5210千瓦时/年，可满足实现全面小康用电需求;2030年发电量9.47万亿千瓦时，人均6530千瓦时/年，缩小了和发达国家用电水平的差距。 改革开放以来我国社会经济发展取得了举世瞩目的伟大成就，2014年国内生产总值增长7.4%，达到636463亿元(约10.36万亿美元)居世界第二位;发电量55459亿千瓦时，发电装机容量13.6亿千瓦，均居世界首位。我国人口多，人均水平不高，国内生产总值人均仅7574美元，仍低于世界人均水平;发电量人均4057千瓦时，稍高于世界人均水平(约3300千瓦时)，仍属于发展中国家，处于社会主义发展初级阶段，发展潜力巨大，道路正确，实现两个百年目标任重道远，需继续快速发展。 据我国经济研究机构及专家研究，为全面实现小康目标，2015～2020年均GDP增速约需6.6%左右。2021~2031年后10年增速将放缓至5%左右，人均GDP进入发达国家初期水平。 发电量增速由经济增速和综合反映经济结构调整、节电力度等因素的电力弹性系数来决定。在单位产量耗电大的重工业快速发展阶段电力弹性系数大于1。在经济结构调整单位产值用电较少的三产及部分二产产品比重增大阶段，电力弹性系数在0.6～0.82左右。近3年电力弹性系数为0.71。我国今后发展趋势三产及单位产值耗电少的高精尖产业将快速发展，比重增大，因此我国近期电力弹性系数可能在0.7左右，以后还将逐步降低。 综合以上情况分析，我们按2015～2020年GDP年均增长7%、电力弹性系数0.7，2021～2030年GDP年均增长5%左右、电力弹性系数0.5，预测2015～2030年发电量水平如表1。 2020年发电量7.4万亿千瓦时，人均5210千瓦时/年，可满足实现全面小康用电需求;2030年发电量9.47万亿千瓦时，人均6530千瓦时/年，缩小了和发达国家用电水平的差距，为实现第二个百年目标达到发达国家水平迈出了重要一步。从发电总量水平看，今后16年我国将超过美国、欧盟较多，稳居世界首位。从人均用电水平看，仅为美国一半，经合组织国家(OECD)综合平均水平的70%左右，日本的75%左右，差距仍较大(如表2)，需继续快速发展。 2020年发电量7.4万亿千瓦时，人均5210千瓦时/年，可满足实现全面小康用电需求;2030年发电量9.47万亿千瓦时，人均6530千瓦时/年，缩小了和发达国家用电水平的差距。 发电电源构成预测 电源结构优化，风电、光伏、水电、核电将是今后能源发展的重点，非化石能源发电比重增大。 为保护环境实现可持续发展，我国提出了非化石能源比重在2020年达15%，2030年达20%的目标。因此必须优化电源结构，优先大力加快可再生能源电源和提高核电发展比重使其在2020年占30%以上，2030年占40%以上。在大力加快非化石能源发电发展方针指引下，风电、光伏、水电、核电将是今后能源发展的重点，非化石能源发电比重增大。 经结合我国实际情况初步分析研究测算，2015～2030年发电量及发电装机容量构成情况如图1、图2。 各种电源发展概况如下：一、水电。2014年常规水电装机2.8亿千瓦，发电量10661亿千瓦时，在建规模不足3000万千瓦。水电技术可开发容量5.42亿千瓦，未开发水电资源主要集中在四川、云南、西藏，是今后发展的重点。预测常规水电2020年装机3.6亿千瓦，电量1.26万亿千瓦时;2030年装机4.5亿千瓦，电量1.59万亿千瓦时，占16.8%。技术可开发容量除雅鲁藏布江外均得到较好开发利用。 应大力加快建设抽水蓄能电站，2014年抽水蓄能电站装机2183万千瓦，在建规模2114万千瓦，预测2020年装机容量5000万千瓦，2030年1.1亿千瓦，容量占比提高到3.8%。 二、风电。2014年并网风电装机容量9581万千瓦，发电量1563亿千瓦时，发展态势良好。我国风电资源丰富，陆上可开发容量25.7亿千瓦，海上1.9亿千瓦，开发条件好，建设快，投资省，陆上风电成本已接近煤电上网电价，2020年可降至同价，是加快可再生电源发展的重点。预测2020年风电装机将达到2.5亿千瓦，发电量5000亿千瓦时，2030年5亿千瓦，发电量1万亿千瓦时，占10.6%。 我国陆上风电资源分布集中在北方，与用电中心地区不一致，因此加快风电发展必须采取在内蒙古、甘肃、新疆规划建设特大型风电基地向京津冀鲁、华东、华中电网送电和在各地积极开发利用当地风电并举的方针，今后将以开发蒙、甘、新风电向外送电为主，2030年将占全国风电50%左右，为此建议像三峡工程电源电网同步协调规划建设那样来规划建设北方大型风电基地及北电南送电网规划建设工作。 风电是随机间歇性不稳定电源，需和其他调节性能好的电源协调配合运行，才能保证供电质量及电网运行稳定安全。抽水蓄能电站是目前最优的蓄能调节电源，最好建在发端，无建站条件时也可建在受端，数量约在风电综合供电出力的20%～30%左右，应按实际需要研究确定。 海上风电靠近用电中心地区，发电小时高，电网消纳方便，建设难度大、投资贵、发电成本高，除潮间带外一般约为陆上风电一倍左右。应因地制宜积极有序开发利用。 三、光伏发电。在国家政策鼓励下光伏发电近来发展很快，2014年并网光伏发电容量2652万千瓦，发电量237亿千瓦时，当年新增1063万千瓦，电量147亿千瓦时，实现了跨越式发展。预测2020年将达1亿千瓦，2030年3亿千瓦。由于我国人多地少，经济发达地区人口稠密，适宜发展以阳光屋顶为主的分布式光伏发电，是今后发展重点，占比将达60%～70%左右，这在德国占80%以上。西部地区具有建设大型光伏发电基地向外送电的条件，因电能质量差、成本高，经济上竞争力差，如何发展有待深入研究确定。 由于科技创新进步很快，光伏发电造价和成本下降很快。目前每千瓦投资约7000～10000元，上网电价0.8～1元/千瓦时，仍高于火电，需靠补贴支持是制约光伏发电发展的主要因素。国家要求2020年光伏上网电价降至与销售电价同价。 发电成本高，阳光建筑屋顶落实困难，西部地区大型光伏基地向外输电经济性差，随机间歇性电能质量差，是制约光伏发电发展的四大因素，必须认真研究，大力攻关，创新改革，妥善解决。 光热发电电能质量较好，但设备复杂，造价和成本较光伏发电高一倍多，市场竞争力差，我国已建成6座总容量1.39万千瓦实验性电站，核准10座容量40.36万千瓦，需继续进行研究实验，掌握技术，少量发展。 四、核电。我国2014年核电运行机组22台，装机容量1988万千瓦，发电量1262亿千瓦时，占2.3%;在建核电26台，容量2590万千瓦。预测2020年核电容量约5300万～5800万千瓦左右，发电量约3600亿～4000亿千瓦时;2030年装机容量13000万千瓦，发电量约9300亿千瓦时。今后我国核电发展将全部采用第三代核电技术，自主研发的“华龙一号”、CAP-1400和引进技术的AP-1000、EPR-150设备，“华龙一号”将是今后发展重点。 “华龙一号”目前已定点福清、防城港两个项目4台机组，步子太小，应抓紧再核准一批项目;及时开工三门、海阳、昌江等二期工程;争取今年新开工规模1500万～2000万千瓦左右，争取在2020年投产500万～1000万千瓦左右。荣城CAP-1400项目在AP-1000投产成功后建设。内陆核电可在有效防止发生重大核泄漏事故时不扩散核污染，确保环境清洁安全条件下有序安排建设。需研究解决在沿海软基地区建设核电的可行性问题。 鉴于核电建厂条件高，涉及面广，选址定点前期工作周期长、落实难，要加强核电中长期发展规划工作，确定2030年前建设项目地址和机型，并定期根据新情况进行修改调整。已选定厂址要很好保护。 我国核燃料循环体系，前端相对完善，后端严重滞后，已不能满足核电快速发展的需要，要加强后端产业规划、科技研究和设施建设工作。 继续加强核电科研开发工作，需尽快全部掌握第三代核电核心技术和设备制造能力，并积极开展第四代核电堆型的研发工作，加快快中子增值堆(简称快堆)研究和三明80万千瓦商业性示范快堆的科研试制建设工作，争取及早建成，加强核聚变科研工作等，使我国核电科技处于世界先进水平。 五、煤电。近期以来由于可再生能源发电、核电及天然气发电等清洁电源加快发展、煤电占比逐年下降，2014年我国煤电装机容量82524万千瓦，发电量39075亿千瓦时，占70.4%。煤电成本低，供电安全可靠，资源立足国内仍为发电电源构成主体。在发展清洁电源的同时，仍需科学合理发展一部分清洁煤电，预测煤电发电量2020年约46010亿千瓦时，装机容量10.44亿千瓦，2030年发电量47570亿千瓦时，装机容量11.86亿千瓦，煤电发电量将在2025年前后达到峰值，以后逐年减少。 要着力抓好煤炭清洁发电工作。(一)新建煤电一律做到污染物近零排放，并对现有电厂加快改造;(二)2030年供电煤耗降到300克/千瓦时以下，加强700摄氏度高超超临界发电设备研制，大力推广热电联产;(三)加强对温室气体捕集、贮存、利用技术研究工作，建设试点示范工程，掌握技术、经验。 为帮助解决风电、太阳能等随机不稳定电源出力变化时对电网供电质量的影响，要研究加大煤电机组调节能力。煤电利用小时数将进一步降低，煤电装机容量的增速将大于电量增速。 为改善环境，我国东部地区已限制或减少煤电发展，今后煤电发展重点将在煤炭资源丰富的中西部地区。 六、天然气发电。2014年天然气发电装机容量5567万千瓦，发电量1183亿千瓦时，占2.13%。与2012年世界天然气发电量51040亿千瓦时，占22%比较，差距很大，这是我国天然气供应条件决定的。天然气发电有效率高、调节性能好、污染少、温室气体排放量较煤电少60%，可在用电中心地区建设，发展热电冷联产分布式电源等优势。但发电成本高，目前约0.8元/千瓦时左右，较煤电贵一倍，这是制约发展的主要因素之一;过去天然气长期供应量不足，只能少量用于发电，也影响了发展。我国今后天然气供应量增加很快，2020年将达3500亿～4000亿立方米，2030年达5000亿～6000亿立方米，在优先满足民用、工业、交通用气后可用于发电数量大量增加，为天然气发电快速发展创造了有利条件，今后发展快慢将取决于气价及气电上网电价。最近制定的气电价格可较煤电高0.35元/千瓦时，费用由各省自行解决的政策，将有利于气电发展。 为改善环境质量，气电将在电价承受能力高的东部地区有较快发展，并替代部分现有煤电;中西部地区在气价低的地区发展，气电比重将逐年提高。初步预测2020年气电装机将达1亿千瓦，发电量3500亿千瓦时，用气约700亿立方米;2030年气电装机约1.8亿千瓦，发电量6300亿千瓦时，占比提高到6.7%，用气约1260亿立方米。 七、其他能源发电。主要包括生物能、垃圾、余热余压、地热、海洋能发电等，2014年发电装机容量共2954万千瓦，发电量1436亿千瓦时，占2.9%，其中余热余压发电约占一半以上，生物能占15%左右，垃圾发电占13%左右。在用能多的大工业增速放缓后，余热余压发电增量减少;我国地少人多，生物能发电只能因地制宜少量发展;垃圾、地热发电将继续根据资源供应情况发展，数量不多，因此今后其他非化石能源发电增速将放缓，按降至2%左右预测，2020年发电装机约3330万千瓦，发电量1650亿千瓦时，2030年装机4100万千瓦，发电量2000亿千瓦时。 电网发展情况预测 2020年华北电网装机容量将超过4亿千瓦，华东、华中、南方电网约3亿～4亿千瓦，西北电网超过2亿千瓦，东北电网约1.5亿千瓦。 2030年电网规模将再增大40%～50%。 随着用电增加，六大电网将进一步扩大。 2020年华北电网装机容量将超过4亿千瓦，华东、华中、南方电网约3亿～4亿千瓦，西北电网超过2亿千瓦，东北电网约1.5亿千瓦。 2030年电网规模将再增大40%～50%。全国联网进一步加强。华北、华东、华中、东北将逐步形成1000千伏特高压交流网架，西北750千伏电网进一步加强，南方电网特高压超高压交直流网架增强。各级电压电网相应配套协调发展，电网智能化水平提高。 我国可再生能源资源分布与经济发达地区不一致，呈逆向分布。随着水电、风电、太阳能发电的加快发展利用、大型发电基地的建设，电网必须统一规划，同步配套协调建设，才能充分发挥作用，电网发展必须加强。 在开发川、滇、藏大型水电基地时必须规划建设四川、藏东南至华中电网，云南、藏东南至南方电网西电东送的交直流输变电工程。加快开发利用内蒙古、甘肃、新疆三省区21.3亿千瓦风能资源，建设大型风电基地向华北、华东、华中电网供电必须建设内蒙古至京津冀鲁、内蒙古至华东电网，甘肃新疆至华中电网的北电南送三大输电通道，输送风电经济可用容量2020年约4000万千瓦(风电装机8000万千瓦)，电量1600亿千瓦时;2030年1.2亿千瓦(风电装机2.4亿千瓦)，电量4800亿千瓦时。这是利用北方丰富风电向东、中部缺能地区输送风电、增加清洁能源供应减少污染的宏伟工程。在北方煤炭矿区建设的几个大型清洁煤发电基地也要建设几项特高压交直流输电工程向华东、华中电网供电。特高压交直流电网将有巨大发展。跨区送电能力增强，全国联网水平提高。 要研究风电、光伏等随机间歇性不稳定电源比重增大后，提高电网消纳能力及保障安全经济稳定运行问题，提出各类电源的优化组合和协调配合运行措施，提高安全经济供电水平，发挥智能电网作用。 2020年华北电网装机容量将超过4亿千瓦，华东、华中、南方电网约3亿～4亿千瓦，西北电网超过2亿千瓦，东北电网约1.5亿千瓦。2030年电网规模将再增大40%～50%。 电力科学发展的建议 一、我国经济进入新常态发展阶段，电力工业也相应进入新常态发展时期，将以中高速较快发展，结构改善、污染减少、质量提高。 应采取有力措施推动2020年发电量达到7.4万亿千瓦时，人均5210千瓦时/年，发电装机容量约20亿千瓦，非化石能源发电量2.44万亿千瓦时，占比提高到33%;2030年发电量9.47万亿千瓦时，人均6530千瓦时/年，非化石能源发电量4.08万亿千瓦时，占比进一步提高到43.1%，发电装机容量29亿千瓦。为实现两个百年目标，改善环境质量，推进绿色可持续发展创造良好条件。 二、大力加快可再生能源发展，优化电源结构，必须狠抓落实，认真解决发展中存在的薄弱环节及难点问题。 (一)水电。要抓紧审定怒江流域水电开发规划并确定第一批开发项目，目前水电在建规模不足3000万千瓦，已严重影响今后发展，为实现2020年常规水电达35000万～36000万千瓦目标及今后发展需要，今年必须新开工一批项目，使建设规模达7000万～8000万千瓦左右。主要项目有白鹤滩、乌东德、双江口、杨房沟、苏洼龙等。2014年在建抽水蓄能电站17座、容量2114万千瓦，不仅满足配合风电、太阳能发电、核电快速发展需要，还需在华北、华东、南方电网新开工一批项目，增加规模1000万千瓦左右。 (二)风电。风电已是我国第三大发电电源，电价已接近煤电，开发技术成熟，已具备大发展条件。但陆上资源82%集中在内蒙古、甘肃、新疆，经济发达地区不多，在蒙、甘、新规划建设大型风电基地及同步规划建设北电南送三大通道向京津冀鲁、华东、华中电网送电是加速风电发展，增加发达地区绿色可再生能源供应，改善环境的战略性重要措施。又可促进各地经济发展，增加就业。目前对此认识不足，重视不够，缺乏全面规划，已安排几个特高压交直流输电项目，以输送煤电为主，风电仅为陪衬，数量很少。为此建议对蒙、甘、新21亿千瓦容量4.6万亿千瓦时电能(相当于50多个三峡电站)风电资源，做好全面发展规划及分期分批开发建设规划，和相应配套电力系统全面及分期分批发展建设规划。首先要着重搞好“十三五”及2030年发展规划，确定风电开发总体布局，各大型风电基地建设地点及规模、建设年限，供电地区和特高压交直流输电工程两端落点，输电方式、容量、距离等，经核准后分别组织实施。同时规划建设配套的抽水蓄能电站、火电项目、辅助工程等。以确保电网供电质量、安全稳定运行。 (三)太阳能发电。主要发展光伏发电，并以分布式阳光屋顶为主，比重应占60%～70%，狠抓落实是关键。将任务及政策措施落实到省，建立分省负责制，负责编制光伏规划，协调各方关系，制定对新老建筑建设光伏发电的政策，新建筑一般必须配套规划、建设光伏发电，任务明确到各地项目，加强督促检查，补贴费用及时到位，增强投资积极性。大力加强科研攻关工作，降低光伏发电成本是加快光伏发电发展的最重要措施。确保2020年降至销售电价水平，以后再进一步降至电网平均上网电价。 三、安全高效发展核电 当前主要问题是：(一)“华龙一号”定型较晚较少。(二)在建规模太少，不能满足2020年投产5800万千瓦需要，并严重影响今后发展，急需新开工一批项目，扩大建设规模。建议今年在福建、广西、广东、浙江、江苏、山东、辽宁择优新开工一批采用“华龙一号”及第三代核电技术的机组项目，续建三门、海阳、昌江二期工程，增加建设规模约1500万～2000万千瓦，争取2020年前投产500万～1000万千瓦。专家认为“华龙一号”技术成熟，批量推广风险不大。同时又可拉动我国经济发展，扩大出口，提高核电技术水平。 加强核电中长期规划工作，把2030年投产及建设项目落实到省。 四、加强电力规划工作 (一)加强调查研究，编好“十三五”及2030年全国、六大网及各省电力规划，着重搞好电源优化配置，加快非化石能源发展，电源电网统筹协调发展问题，狠抓落实。克服目前存在的电源、电网规划建设不配套，对非化石能源发电发展重视不够，规划目标不落实等问题。 (二)加强以输送风电为主、煤电为辅的北电南送三大通道重大专项综合规划工作。 (三)加强四川、云南、藏东南水电西电东送重大专项综合规划工作。 (四)加强对各大发电公司发电规划和两大电网公司电网规划指导和协调工作，搞好智能电网发展规划。 (五)加强重大项目科技创新攻关规划，抓好雅鲁藏布江干支流开发规划及输电规划和重大问题研究工作等。(庄来佑、张建贤、孙家康、高有典、王建生、何百磊参与研究)",国际电力网,中电新闻网,,2015-10-27,"电力改革 光伏发电 华北电网"
10,"2017-09-18 04:45:16",http://www.cpnn.com.cn/zdzgtt/201505/W020150528399337254889.png,52,"2017-09-18 04:45:16",我国今后16年发电总量将稳居世界首位,2015-10-27,"编者：吴敬儒先生，资深电力专家，研究领域广泛，涉及电力工业发展、电力体制改革、电力规划、水电及新能源建设、核电等诸多领域，具有很高的学术影响力。 本报告主要研究新常态发展阶段的电力工业发展问题及建议。 发展水平预测 2020年发电量7.4万亿千瓦时，人均5210千瓦时/年，可满足实现全面小康用电需求;2030年发电量9.47万亿千瓦时，人均6530千瓦时/年，缩小了和发达国家用电水平的差距。 改革开放以来我国社会经济发展取得了举世瞩目的伟大成就，2014年国内生产总值增长7.4%，达到636463亿元(约10.36万亿美元)居世界第二位;发电量55459亿千瓦时，发电装机容量13.6亿千瓦，均居世界首位。我国人口多，人均水平不高，国内生产总值人均仅7574美元，仍低于世界人均水平;发电量人均4057千瓦时，稍高于世界人均水平(约3300千瓦时)，仍属于发展中国家，处于社会主义发展初级阶段，发展潜力巨大，道路正确，实现两个百年目标任重道远，需继续快速发展。 据我国经济研究机构及专家研究，为全面实现小康目标，2015～2020年均GDP增速约需6.6%左右。2021~2031年后10年增速将放缓至5%左右，人均GDP进入发达国家初期水平。 发电量增速由经济增速和综合反映经济结构调整、节电力度等因素的电力弹性系数来决定。在单位产量耗电大的重工业快速发展阶段电力弹性系数大于1。在经济结构调整单位产值用电较少的三产及部分二产产品比重增大阶段，电力弹性系数在0.6～0.82左右。近3年电力弹性系数为0.71。我国今后发展趋势三产及单位产值耗电少的高精尖产业将快速发展，比重增大，因此我国近期电力弹性系数可能在0.7左右，以后还将逐步降低。 综合以上情况分析，我们按2015～2020年GDP年均增长7%、电力弹性系数0.7，2021～2030年GDP年均增长5%左右、电力弹性系数0.5，预测2015～2030年发电量水平如表1。 2020年发电量7.4万亿千瓦时，人均5210千瓦时/年，可满足实现全面小康用电需求;2030年发电量9.47万亿千瓦时，人均6530千瓦时/年，缩小了和发达国家用电水平的差距，为实现第二个百年目标达到发达国家水平迈出了重要一步。从发电总量水平看，今后16年我国将超过美国、欧盟较多，稳居世界首位。从人均用电水平看，仅为美国一半，经合组织国家(OECD)综合平均水平的70%左右，日本的75%左右，差距仍较大(如表2)，需继续快速发展。 2020年发电量7.4万亿千瓦时，人均5210千瓦时/年，可满足实现全面小康用电需求;2030年发电量9.47万亿千瓦时，人均6530千瓦时/年，缩小了和发达国家用电水平的差距。 发电电源构成预测 电源结构优化，风电、光伏、水电、核电将是今后能源发展的重点，非化石能源发电比重增大。 为保护环境实现可持续发展，我国提出了非化石能源比重在2020年达15%，2030年达20%的目标。因此必须优化电源结构，优先大力加快可再生能源电源和提高核电发展比重使其在2020年占30%以上，2030年占40%以上。在大力加快非化石能源发电发展方针指引下，风电、光伏、水电、核电将是今后能源发展的重点，非化石能源发电比重增大。 经结合我国实际情况初步分析研究测算，2015～2030年发电量及发电装机容量构成情况如图1、图2。 各种电源发展概况如下：一、水电。2014年常规水电装机2.8亿千瓦，发电量10661亿千瓦时，在建规模不足3000万千瓦。水电技术可开发容量5.42亿千瓦，未开发水电资源主要集中在四川、云南、西藏，是今后发展的重点。预测常规水电2020年装机3.6亿千瓦，电量1.26万亿千瓦时;2030年装机4.5亿千瓦，电量1.59万亿千瓦时，占16.8%。技术可开发容量除雅鲁藏布江外均得到较好开发利用。 应大力加快建设抽水蓄能电站，2014年抽水蓄能电站装机2183万千瓦，在建规模2114万千瓦，预测2020年装机容量5000万千瓦，2030年1.1亿千瓦，容量占比提高到3.8%。 二、风电。2014年并网风电装机容量9581万千瓦，发电量1563亿千瓦时，发展态势良好。我国风电资源丰富，陆上可开发容量25.7亿千瓦，海上1.9亿千瓦，开发条件好，建设快，投资省，陆上风电成本已接近煤电上网电价，2020年可降至同价，是加快可再生电源发展的重点。预测2020年风电装机将达到2.5亿千瓦，发电量5000亿千瓦时，2030年5亿千瓦，发电量1万亿千瓦时，占10.6%。 我国陆上风电资源分布集中在北方，与用电中心地区不一致，因此加快风电发展必须采取在内蒙古、甘肃、新疆规划建设特大型风电基地向京津冀鲁、华东、华中电网送电和在各地积极开发利用当地风电并举的方针，今后将以开发蒙、甘、新风电向外送电为主，2030年将占全国风电50%左右，为此建议像三峡工程电源电网同步协调规划建设那样来规划建设北方大型风电基地及北电南送电网规划建设工作。 风电是随机间歇性不稳定电源，需和其他调节性能好的电源协调配合运行，才能保证供电质量及电网运行稳定安全。抽水蓄能电站是目前最优的蓄能调节电源，最好建在发端，无建站条件时也可建在受端，数量约在风电综合供电出力的20%～30%左右，应按实际需要研究确定。 海上风电靠近用电中心地区，发电小时高，电网消纳方便，建设难度大、投资贵、发电成本高，除潮间带外一般约为陆上风电一倍左右。应因地制宜积极有序开发利用。 三、光伏发电。在国家政策鼓励下光伏发电近来发展很快，2014年并网光伏发电容量2652万千瓦，发电量237亿千瓦时，当年新增1063万千瓦，电量147亿千瓦时，实现了跨越式发展。预测2020年将达1亿千瓦，2030年3亿千瓦。由于我国人多地少，经济发达地区人口稠密，适宜发展以阳光屋顶为主的分布式光伏发电，是今后发展重点，占比将达60%～70%左右，这在德国占80%以上。西部地区具有建设大型光伏发电基地向外送电的条件，因电能质量差、成本高，经济上竞争力差，如何发展有待深入研究确定。 由于科技创新进步很快，光伏发电造价和成本下降很快。目前每千瓦投资约7000～10000元，上网电价0.8～1元/千瓦时，仍高于火电，需靠补贴支持是制约光伏发电发展的主要因素。国家要求2020年光伏上网电价降至与销售电价同价。 发电成本高，阳光建筑屋顶落实困难，西部地区大型光伏基地向外输电经济性差，随机间歇性电能质量差，是制约光伏发电发展的四大因素，必须认真研究，大力攻关，创新改革，妥善解决。 光热发电电能质量较好，但设备复杂，造价和成本较光伏发电高一倍多，市场竞争力差，我国已建成6座总容量1.39万千瓦实验性电站，核准10座容量40.36万千瓦，需继续进行研究实验，掌握技术，少量发展。 四、核电。我国2014年核电运行机组22台，装机容量1988万千瓦，发电量1262亿千瓦时，占2.3%;在建核电26台，容量2590万千瓦。预测2020年核电容量约5300万～5800万千瓦左右，发电量约3600亿～4000亿千瓦时;2030年装机容量13000万千瓦，发电量约9300亿千瓦时。今后我国核电发展将全部采用第三代核电技术，自主研发的“华龙一号”、CAP-1400和引进技术的AP-1000、EPR-150设备，“华龙一号”将是今后发展重点。 “华龙一号”目前已定点福清、防城港两个项目4台机组，步子太小，应抓紧再核准一批项目;及时开工三门、海阳、昌江等二期工程;争取今年新开工规模1500万～2000万千瓦左右，争取在2020年投产500万～1000万千瓦左右。荣城CAP-1400项目在AP-1000投产成功后建设。内陆核电可在有效防止发生重大核泄漏事故时不扩散核污染，确保环境清洁安全条件下有序安排建设。需研究解决在沿海软基地区建设核电的可行性问题。 鉴于核电建厂条件高，涉及面广，选址定点前期工作周期长、落实难，要加强核电中长期发展规划工作，确定2030年前建设项目地址和机型，并定期根据新情况进行修改调整。已选定厂址要很好保护。 我国核燃料循环体系，前端相对完善，后端严重滞后，已不能满足核电快速发展的需要，要加强后端产业规划、科技研究和设施建设工作。 继续加强核电科研开发工作，需尽快全部掌握第三代核电核心技术和设备制造能力，并积极开展第四代核电堆型的研发工作，加快快中子增值堆(简称快堆)研究和三明80万千瓦商业性示范快堆的科研试制建设工作，争取及早建成，加强核聚变科研工作等，使我国核电科技处于世界先进水平。 五、煤电。近期以来由于可再生能源发电、核电及天然气发电等清洁电源加快发展、煤电占比逐年下降，2014年我国煤电装机容量82524万千瓦，发电量39075亿千瓦时，占70.4%。煤电成本低，供电安全可靠，资源立足国内仍为发电电源构成主体。在发展清洁电源的同时，仍需科学合理发展一部分清洁煤电，预测煤电发电量2020年约46010亿千瓦时，装机容量10.44亿千瓦，2030年发电量47570亿千瓦时，装机容量11.86亿千瓦，煤电发电量将在2025年前后达到峰值，以后逐年减少。 要着力抓好煤炭清洁发电工作。(一)新建煤电一律做到污染物近零排放，并对现有电厂加快改造;(二)2030年供电煤耗降到300克/千瓦时以下，加强700摄氏度高超超临界发电设备研制，大力推广热电联产;(三)加强对温室气体捕集、贮存、利用技术研究工作，建设试点示范工程，掌握技术、经验。 为帮助解决风电、太阳能等随机不稳定电源出力变化时对电网供电质量的影响，要研究加大煤电机组调节能力。煤电利用小时数将进一步降低，煤电装机容量的增速将大于电量增速。 为改善环境，我国东部地区已限制或减少煤电发展，今后煤电发展重点将在煤炭资源丰富的中西部地区。 六、天然气发电。2014年天然气发电装机容量5567万千瓦，发电量1183亿千瓦时，占2.13%。与2012年世界天然气发电量51040亿千瓦时，占22%比较，差距很大，这是我国天然气供应条件决定的。天然气发电有效率高、调节性能好、污染少、温室气体排放量较煤电少60%，可在用电中心地区建设，发展热电冷联产分布式电源等优势。但发电成本高，目前约0.8元/千瓦时左右，较煤电贵一倍，这是制约发展的主要因素之一;过去天然气长期供应量不足，只能少量用于发电，也影响了发展。我国今后天然气供应量增加很快，2020年将达3500亿～4000亿立方米，2030年达5000亿～6000亿立方米，在优先满足民用、工业、交通用气后可用于发电数量大量增加，为天然气发电快速发展创造了有利条件，今后发展快慢将取决于气价及气电上网电价。最近制定的气电价格可较煤电高0.35元/千瓦时，费用由各省自行解决的政策，将有利于气电发展。 为改善环境质量，气电将在电价承受能力高的东部地区有较快发展，并替代部分现有煤电;中西部地区在气价低的地区发展，气电比重将逐年提高。初步预测2020年气电装机将达1亿千瓦，发电量3500亿千瓦时，用气约700亿立方米;2030年气电装机约1.8亿千瓦，发电量6300亿千瓦时，占比提高到6.7%，用气约1260亿立方米。 七、其他能源发电。主要包括生物能、垃圾、余热余压、地热、海洋能发电等，2014年发电装机容量共2954万千瓦，发电量1436亿千瓦时，占2.9%，其中余热余压发电约占一半以上，生物能占15%左右，垃圾发电占13%左右。在用能多的大工业增速放缓后，余热余压发电增量减少;我国地少人多，生物能发电只能因地制宜少量发展;垃圾、地热发电将继续根据资源供应情况发展，数量不多，因此今后其他非化石能源发电增速将放缓，按降至2%左右预测，2020年发电装机约3330万千瓦，发电量1650亿千瓦时，2030年装机4100万千瓦，发电量2000亿千瓦时。 电网发展情况预测 2020年华北电网装机容量将超过4亿千瓦，华东、华中、南方电网约3亿～4亿千瓦，西北电网超过2亿千瓦，东北电网约1.5亿千瓦。 2030年电网规模将再增大40%～50%。 随着用电增加，六大电网将进一步扩大。 2020年华北电网装机容量将超过4亿千瓦，华东、华中、南方电网约3亿～4亿千瓦，西北电网超过2亿千瓦，东北电网约1.5亿千瓦。 2030年电网规模将再增大40%～50%。全国联网进一步加强。华北、华东、华中、东北将逐步形成1000千伏特高压交流网架，西北750千伏电网进一步加强，南方电网特高压超高压交直流网架增强。各级电压电网相应配套协调发展，电网智能化水平提高。 我国可再生能源资源分布与经济发达地区不一致，呈逆向分布。随着水电、风电、太阳能发电的加快发展利用、大型发电基地的建设，电网必须统一规划，同步配套协调建设，才能充分发挥作用，电网发展必须加强。 在开发川、滇、藏大型水电基地时必须规划建设四川、藏东南至华中电网，云南、藏东南至南方电网西电东送的交直流输变电工程。加快开发利用内蒙古、甘肃、新疆三省区21.3亿千瓦风能资源，建设大型风电基地向华北、华东、华中电网供电必须建设内蒙古至京津冀鲁、内蒙古至华东电网，甘肃新疆至华中电网的北电南送三大输电通道，输送风电经济可用容量2020年约4000万千瓦(风电装机8000万千瓦)，电量1600亿千瓦时;2030年1.2亿千瓦(风电装机2.4亿千瓦)，电量4800亿千瓦时。这是利用北方丰富风电向东、中部缺能地区输送风电、增加清洁能源供应减少污染的宏伟工程。在北方煤炭矿区建设的几个大型清洁煤发电基地也要建设几项特高压交直流输电工程向华东、华中电网供电。特高压交直流电网将有巨大发展。跨区送电能力增强，全国联网水平提高。 要研究风电、光伏等随机间歇性不稳定电源比重增大后，提高电网消纳能力及保障安全经济稳定运行问题，提出各类电源的优化组合和协调配合运行措施，提高安全经济供电水平，发挥智能电网作用。 2020年华北电网装机容量将超过4亿千瓦，华东、华中、南方电网约3亿～4亿千瓦，西北电网超过2亿千瓦，东北电网约1.5亿千瓦。2030年电网规模将再增大40%～50%。 电力科学发展的建议 一、我国经济进入新常态发展阶段，电力工业也相应进入新常态发展时期，将以中高速较快发展，结构改善、污染减少、质量提高。 应采取有力措施推动2020年发电量达到7.4万亿千瓦时，人均5210千瓦时/年，发电装机容量约20亿千瓦，非化石能源发电量2.44万亿千瓦时，占比提高到33%;2030年发电量9.47万亿千瓦时，人均6530千瓦时/年，非化石能源发电量4.08万亿千瓦时，占比进一步提高到43.1%，发电装机容量29亿千瓦。为实现两个百年目标，改善环境质量，推进绿色可持续发展创造良好条件。 二、大力加快可再生能源发展，优化电源结构，必须狠抓落实，认真解决发展中存在的薄弱环节及难点问题。 (一)水电。要抓紧审定怒江流域水电开发规划并确定第一批开发项目，目前水电在建规模不足3000万千瓦，已严重影响今后发展，为实现2020年常规水电达35000万～36000万千瓦目标及今后发展需要，今年必须新开工一批项目，使建设规模达7000万～8000万千瓦左右。主要项目有白鹤滩、乌东德、双江口、杨房沟、苏洼龙等。2014年在建抽水蓄能电站17座、容量2114万千瓦，不仅满足配合风电、太阳能发电、核电快速发展需要，还需在华北、华东、南方电网新开工一批项目，增加规模1000万千瓦左右。 (二)风电。风电已是我国第三大发电电源，电价已接近煤电，开发技术成熟，已具备大发展条件。但陆上资源82%集中在内蒙古、甘肃、新疆，经济发达地区不多，在蒙、甘、新规划建设大型风电基地及同步规划建设北电南送三大通道向京津冀鲁、华东、华中电网送电是加速风电发展，增加发达地区绿色可再生能源供应，改善环境的战略性重要措施。又可促进各地经济发展，增加就业。目前对此认识不足，重视不够，缺乏全面规划，已安排几个特高压交直流输电项目，以输送煤电为主，风电仅为陪衬，数量很少。为此建议对蒙、甘、新21亿千瓦容量4.6万亿千瓦时电能(相当于50多个三峡电站)风电资源，做好全面发展规划及分期分批开发建设规划，和相应配套电力系统全面及分期分批发展建设规划。首先要着重搞好“十三五”及2030年发展规划，确定风电开发总体布局，各大型风电基地建设地点及规模、建设年限，供电地区和特高压交直流输电工程两端落点，输电方式、容量、距离等，经核准后分别组织实施。同时规划建设配套的抽水蓄能电站、火电项目、辅助工程等。以确保电网供电质量、安全稳定运行。 (三)太阳能发电。主要发展光伏发电，并以分布式阳光屋顶为主，比重应占60%～70%，狠抓落实是关键。将任务及政策措施落实到省，建立分省负责制，负责编制光伏规划，协调各方关系，制定对新老建筑建设光伏发电的政策，新建筑一般必须配套规划、建设光伏发电，任务明确到各地项目，加强督促检查，补贴费用及时到位，增强投资积极性。大力加强科研攻关工作，降低光伏发电成本是加快光伏发电发展的最重要措施。确保2020年降至销售电价水平，以后再进一步降至电网平均上网电价。 三、安全高效发展核电 当前主要问题是：(一)“华龙一号”定型较晚较少。(二)在建规模太少，不能满足2020年投产5800万千瓦需要，并严重影响今后发展，急需新开工一批项目，扩大建设规模。建议今年在福建、广西、广东、浙江、江苏、山东、辽宁择优新开工一批采用“华龙一号”及第三代核电技术的机组项目，续建三门、海阳、昌江二期工程，增加建设规模约1500万～2000万千瓦，争取2020年前投产500万～1000万千瓦。专家认为“华龙一号”技术成熟，批量推广风险不大。同时又可拉动我国经济发展，扩大出口，提高核电技术水平。 加强核电中长期规划工作，把2030年投产及建设项目落实到省。 四、加强电力规划工作 (一)加强调查研究，编好“十三五”及2030年全国、六大网及各省电力规划，着重搞好电源优化配置，加快非化石能源发展，电源电网统筹协调发展问题，狠抓落实。克服目前存在的电源、电网规划建设不配套，对非化石能源发电发展重视不够，规划目标不落实等问题。 (二)加强以输送风电为主、煤电为辅的北电南送三大通道重大专项综合规划工作。 (三)加强四川、云南、藏东南水电西电东送重大专项综合规划工作。 (四)加强对各大发电公司发电规划和两大电网公司电网规划指导和协调工作，搞好智能电网发展规划。 (五)加强重大项目科技创新攻关规划，抓好雅鲁藏布江干支流开发规划及输电规划和重大问题研究工作等。(庄来佑、张建贤、孙家康、高有典、王建生、何百磊参与研究)",国际电力网,中电新闻网,,2015-10-27,"电力改革 光伏发电 华北电网"
11,"2017-09-18 04:45:16",http://www.cpnn.com.cn/zdzgtt/201505/W020150528399337258361.png,52,"2017-09-18 04:45:16",我国今后16年发电总量将稳居世界首位,2015-10-27,"编者：吴敬儒先生，资深电力专家，研究领域广泛，涉及电力工业发展、电力体制改革、电力规划、水电及新能源建设、核电等诸多领域，具有很高的学术影响力。 本报告主要研究新常态发展阶段的电力工业发展问题及建议。 发展水平预测 2020年发电量7.4万亿千瓦时，人均5210千瓦时/年，可满足实现全面小康用电需求;2030年发电量9.47万亿千瓦时，人均6530千瓦时/年，缩小了和发达国家用电水平的差距。 改革开放以来我国社会经济发展取得了举世瞩目的伟大成就，2014年国内生产总值增长7.4%，达到636463亿元(约10.36万亿美元)居世界第二位;发电量55459亿千瓦时，发电装机容量13.6亿千瓦，均居世界首位。我国人口多，人均水平不高，国内生产总值人均仅7574美元，仍低于世界人均水平;发电量人均4057千瓦时，稍高于世界人均水平(约3300千瓦时)，仍属于发展中国家，处于社会主义发展初级阶段，发展潜力巨大，道路正确，实现两个百年目标任重道远，需继续快速发展。 据我国经济研究机构及专家研究，为全面实现小康目标，2015～2020年均GDP增速约需6.6%左右。2021~2031年后10年增速将放缓至5%左右，人均GDP进入发达国家初期水平。 发电量增速由经济增速和综合反映经济结构调整、节电力度等因素的电力弹性系数来决定。在单位产量耗电大的重工业快速发展阶段电力弹性系数大于1。在经济结构调整单位产值用电较少的三产及部分二产产品比重增大阶段，电力弹性系数在0.6～0.82左右。近3年电力弹性系数为0.71。我国今后发展趋势三产及单位产值耗电少的高精尖产业将快速发展，比重增大，因此我国近期电力弹性系数可能在0.7左右，以后还将逐步降低。 综合以上情况分析，我们按2015～2020年GDP年均增长7%、电力弹性系数0.7，2021～2030年GDP年均增长5%左右、电力弹性系数0.5，预测2015～2030年发电量水平如表1。 2020年发电量7.4万亿千瓦时，人均5210千瓦时/年，可满足实现全面小康用电需求;2030年发电量9.47万亿千瓦时，人均6530千瓦时/年，缩小了和发达国家用电水平的差距，为实现第二个百年目标达到发达国家水平迈出了重要一步。从发电总量水平看，今后16年我国将超过美国、欧盟较多，稳居世界首位。从人均用电水平看，仅为美国一半，经合组织国家(OECD)综合平均水平的70%左右，日本的75%左右，差距仍较大(如表2)，需继续快速发展。 2020年发电量7.4万亿千瓦时，人均5210千瓦时/年，可满足实现全面小康用电需求;2030年发电量9.47万亿千瓦时，人均6530千瓦时/年，缩小了和发达国家用电水平的差距。 发电电源构成预测 电源结构优化，风电、光伏、水电、核电将是今后能源发展的重点，非化石能源发电比重增大。 为保护环境实现可持续发展，我国提出了非化石能源比重在2020年达15%，2030年达20%的目标。因此必须优化电源结构，优先大力加快可再生能源电源和提高核电发展比重使其在2020年占30%以上，2030年占40%以上。在大力加快非化石能源发电发展方针指引下，风电、光伏、水电、核电将是今后能源发展的重点，非化石能源发电比重增大。 经结合我国实际情况初步分析研究测算，2015～2030年发电量及发电装机容量构成情况如图1、图2。 各种电源发展概况如下：一、水电。2014年常规水电装机2.8亿千瓦，发电量10661亿千瓦时，在建规模不足3000万千瓦。水电技术可开发容量5.42亿千瓦，未开发水电资源主要集中在四川、云南、西藏，是今后发展的重点。预测常规水电2020年装机3.6亿千瓦，电量1.26万亿千瓦时;2030年装机4.5亿千瓦，电量1.59万亿千瓦时，占16.8%。技术可开发容量除雅鲁藏布江外均得到较好开发利用。 应大力加快建设抽水蓄能电站，2014年抽水蓄能电站装机2183万千瓦，在建规模2114万千瓦，预测2020年装机容量5000万千瓦，2030年1.1亿千瓦，容量占比提高到3.8%。 二、风电。2014年并网风电装机容量9581万千瓦，发电量1563亿千瓦时，发展态势良好。我国风电资源丰富，陆上可开发容量25.7亿千瓦，海上1.9亿千瓦，开发条件好，建设快，投资省，陆上风电成本已接近煤电上网电价，2020年可降至同价，是加快可再生电源发展的重点。预测2020年风电装机将达到2.5亿千瓦，发电量5000亿千瓦时，2030年5亿千瓦，发电量1万亿千瓦时，占10.6%。 我国陆上风电资源分布集中在北方，与用电中心地区不一致，因此加快风电发展必须采取在内蒙古、甘肃、新疆规划建设特大型风电基地向京津冀鲁、华东、华中电网送电和在各地积极开发利用当地风电并举的方针，今后将以开发蒙、甘、新风电向外送电为主，2030年将占全国风电50%左右，为此建议像三峡工程电源电网同步协调规划建设那样来规划建设北方大型风电基地及北电南送电网规划建设工作。 风电是随机间歇性不稳定电源，需和其他调节性能好的电源协调配合运行，才能保证供电质量及电网运行稳定安全。抽水蓄能电站是目前最优的蓄能调节电源，最好建在发端，无建站条件时也可建在受端，数量约在风电综合供电出力的20%～30%左右，应按实际需要研究确定。 海上风电靠近用电中心地区，发电小时高，电网消纳方便，建设难度大、投资贵、发电成本高，除潮间带外一般约为陆上风电一倍左右。应因地制宜积极有序开发利用。 三、光伏发电。在国家政策鼓励下光伏发电近来发展很快，2014年并网光伏发电容量2652万千瓦，发电量237亿千瓦时，当年新增1063万千瓦，电量147亿千瓦时，实现了跨越式发展。预测2020年将达1亿千瓦，2030年3亿千瓦。由于我国人多地少，经济发达地区人口稠密，适宜发展以阳光屋顶为主的分布式光伏发电，是今后发展重点，占比将达60%～70%左右，这在德国占80%以上。西部地区具有建设大型光伏发电基地向外送电的条件，因电能质量差、成本高，经济上竞争力差，如何发展有待深入研究确定。 由于科技创新进步很快，光伏发电造价和成本下降很快。目前每千瓦投资约7000～10000元，上网电价0.8～1元/千瓦时，仍高于火电，需靠补贴支持是制约光伏发电发展的主要因素。国家要求2020年光伏上网电价降至与销售电价同价。 发电成本高，阳光建筑屋顶落实困难，西部地区大型光伏基地向外输电经济性差，随机间歇性电能质量差，是制约光伏发电发展的四大因素，必须认真研究，大力攻关，创新改革，妥善解决。 光热发电电能质量较好，但设备复杂，造价和成本较光伏发电高一倍多，市场竞争力差，我国已建成6座总容量1.39万千瓦实验性电站，核准10座容量40.36万千瓦，需继续进行研究实验，掌握技术，少量发展。 四、核电。我国2014年核电运行机组22台，装机容量1988万千瓦，发电量1262亿千瓦时，占2.3%;在建核电26台，容量2590万千瓦。预测2020年核电容量约5300万～5800万千瓦左右，发电量约3600亿～4000亿千瓦时;2030年装机容量13000万千瓦，发电量约9300亿千瓦时。今后我国核电发展将全部采用第三代核电技术，自主研发的“华龙一号”、CAP-1400和引进技术的AP-1000、EPR-150设备，“华龙一号”将是今后发展重点。 “华龙一号”目前已定点福清、防城港两个项目4台机组，步子太小，应抓紧再核准一批项目;及时开工三门、海阳、昌江等二期工程;争取今年新开工规模1500万～2000万千瓦左右，争取在2020年投产500万～1000万千瓦左右。荣城CAP-1400项目在AP-1000投产成功后建设。内陆核电可在有效防止发生重大核泄漏事故时不扩散核污染，确保环境清洁安全条件下有序安排建设。需研究解决在沿海软基地区建设核电的可行性问题。 鉴于核电建厂条件高，涉及面广，选址定点前期工作周期长、落实难，要加强核电中长期发展规划工作，确定2030年前建设项目地址和机型，并定期根据新情况进行修改调整。已选定厂址要很好保护。 我国核燃料循环体系，前端相对完善，后端严重滞后，已不能满足核电快速发展的需要，要加强后端产业规划、科技研究和设施建设工作。 继续加强核电科研开发工作，需尽快全部掌握第三代核电核心技术和设备制造能力，并积极开展第四代核电堆型的研发工作，加快快中子增值堆(简称快堆)研究和三明80万千瓦商业性示范快堆的科研试制建设工作，争取及早建成，加强核聚变科研工作等，使我国核电科技处于世界先进水平。 五、煤电。近期以来由于可再生能源发电、核电及天然气发电等清洁电源加快发展、煤电占比逐年下降，2014年我国煤电装机容量82524万千瓦，发电量39075亿千瓦时，占70.4%。煤电成本低，供电安全可靠，资源立足国内仍为发电电源构成主体。在发展清洁电源的同时，仍需科学合理发展一部分清洁煤电，预测煤电发电量2020年约46010亿千瓦时，装机容量10.44亿千瓦，2030年发电量47570亿千瓦时，装机容量11.86亿千瓦，煤电发电量将在2025年前后达到峰值，以后逐年减少。 要着力抓好煤炭清洁发电工作。(一)新建煤电一律做到污染物近零排放，并对现有电厂加快改造;(二)2030年供电煤耗降到300克/千瓦时以下，加强700摄氏度高超超临界发电设备研制，大力推广热电联产;(三)加强对温室气体捕集、贮存、利用技术研究工作，建设试点示范工程，掌握技术、经验。 为帮助解决风电、太阳能等随机不稳定电源出力变化时对电网供电质量的影响，要研究加大煤电机组调节能力。煤电利用小时数将进一步降低，煤电装机容量的增速将大于电量增速。 为改善环境，我国东部地区已限制或减少煤电发展，今后煤电发展重点将在煤炭资源丰富的中西部地区。 六、天然气发电。2014年天然气发电装机容量5567万千瓦，发电量1183亿千瓦时，占2.13%。与2012年世界天然气发电量51040亿千瓦时，占22%比较，差距很大，这是我国天然气供应条件决定的。天然气发电有效率高、调节性能好、污染少、温室气体排放量较煤电少60%，可在用电中心地区建设，发展热电冷联产分布式电源等优势。但发电成本高，目前约0.8元/千瓦时左右，较煤电贵一倍，这是制约发展的主要因素之一;过去天然气长期供应量不足，只能少量用于发电，也影响了发展。我国今后天然气供应量增加很快，2020年将达3500亿～4000亿立方米，2030年达5000亿～6000亿立方米，在优先满足民用、工业、交通用气后可用于发电数量大量增加，为天然气发电快速发展创造了有利条件，今后发展快慢将取决于气价及气电上网电价。最近制定的气电价格可较煤电高0.35元/千瓦时，费用由各省自行解决的政策，将有利于气电发展。 为改善环境质量，气电将在电价承受能力高的东部地区有较快发展，并替代部分现有煤电;中西部地区在气价低的地区发展，气电比重将逐年提高。初步预测2020年气电装机将达1亿千瓦，发电量3500亿千瓦时，用气约700亿立方米;2030年气电装机约1.8亿千瓦，发电量6300亿千瓦时，占比提高到6.7%，用气约1260亿立方米。 七、其他能源发电。主要包括生物能、垃圾、余热余压、地热、海洋能发电等，2014年发电装机容量共2954万千瓦，发电量1436亿千瓦时，占2.9%，其中余热余压发电约占一半以上，生物能占15%左右，垃圾发电占13%左右。在用能多的大工业增速放缓后，余热余压发电增量减少;我国地少人多，生物能发电只能因地制宜少量发展;垃圾、地热发电将继续根据资源供应情况发展，数量不多，因此今后其他非化石能源发电增速将放缓，按降至2%左右预测，2020年发电装机约3330万千瓦，发电量1650亿千瓦时，2030年装机4100万千瓦，发电量2000亿千瓦时。 电网发展情况预测 2020年华北电网装机容量将超过4亿千瓦，华东、华中、南方电网约3亿～4亿千瓦，西北电网超过2亿千瓦，东北电网约1.5亿千瓦。 2030年电网规模将再增大40%～50%。 随着用电增加，六大电网将进一步扩大。 2020年华北电网装机容量将超过4亿千瓦，华东、华中、南方电网约3亿～4亿千瓦，西北电网超过2亿千瓦，东北电网约1.5亿千瓦。 2030年电网规模将再增大40%～50%。全国联网进一步加强。华北、华东、华中、东北将逐步形成1000千伏特高压交流网架，西北750千伏电网进一步加强，南方电网特高压超高压交直流网架增强。各级电压电网相应配套协调发展，电网智能化水平提高。 我国可再生能源资源分布与经济发达地区不一致，呈逆向分布。随着水电、风电、太阳能发电的加快发展利用、大型发电基地的建设，电网必须统一规划，同步配套协调建设，才能充分发挥作用，电网发展必须加强。 在开发川、滇、藏大型水电基地时必须规划建设四川、藏东南至华中电网，云南、藏东南至南方电网西电东送的交直流输变电工程。加快开发利用内蒙古、甘肃、新疆三省区21.3亿千瓦风能资源，建设大型风电基地向华北、华东、华中电网供电必须建设内蒙古至京津冀鲁、内蒙古至华东电网，甘肃新疆至华中电网的北电南送三大输电通道，输送风电经济可用容量2020年约4000万千瓦(风电装机8000万千瓦)，电量1600亿千瓦时;2030年1.2亿千瓦(风电装机2.4亿千瓦)，电量4800亿千瓦时。这是利用北方丰富风电向东、中部缺能地区输送风电、增加清洁能源供应减少污染的宏伟工程。在北方煤炭矿区建设的几个大型清洁煤发电基地也要建设几项特高压交直流输电工程向华东、华中电网供电。特高压交直流电网将有巨大发展。跨区送电能力增强，全国联网水平提高。 要研究风电、光伏等随机间歇性不稳定电源比重增大后，提高电网消纳能力及保障安全经济稳定运行问题，提出各类电源的优化组合和协调配合运行措施，提高安全经济供电水平，发挥智能电网作用。 2020年华北电网装机容量将超过4亿千瓦，华东、华中、南方电网约3亿～4亿千瓦，西北电网超过2亿千瓦，东北电网约1.5亿千瓦。2030年电网规模将再增大40%～50%。 电力科学发展的建议 一、我国经济进入新常态发展阶段，电力工业也相应进入新常态发展时期，将以中高速较快发展，结构改善、污染减少、质量提高。 应采取有力措施推动2020年发电量达到7.4万亿千瓦时，人均5210千瓦时/年，发电装机容量约20亿千瓦，非化石能源发电量2.44万亿千瓦时，占比提高到33%;2030年发电量9.47万亿千瓦时，人均6530千瓦时/年，非化石能源发电量4.08万亿千瓦时，占比进一步提高到43.1%，发电装机容量29亿千瓦。为实现两个百年目标，改善环境质量，推进绿色可持续发展创造良好条件。 二、大力加快可再生能源发展，优化电源结构，必须狠抓落实，认真解决发展中存在的薄弱环节及难点问题。 (一)水电。要抓紧审定怒江流域水电开发规划并确定第一批开发项目，目前水电在建规模不足3000万千瓦，已严重影响今后发展，为实现2020年常规水电达35000万～36000万千瓦目标及今后发展需要，今年必须新开工一批项目，使建设规模达7000万～8000万千瓦左右。主要项目有白鹤滩、乌东德、双江口、杨房沟、苏洼龙等。2014年在建抽水蓄能电站17座、容量2114万千瓦，不仅满足配合风电、太阳能发电、核电快速发展需要，还需在华北、华东、南方电网新开工一批项目，增加规模1000万千瓦左右。 (二)风电。风电已是我国第三大发电电源，电价已接近煤电，开发技术成熟，已具备大发展条件。但陆上资源82%集中在内蒙古、甘肃、新疆，经济发达地区不多，在蒙、甘、新规划建设大型风电基地及同步规划建设北电南送三大通道向京津冀鲁、华东、华中电网送电是加速风电发展，增加发达地区绿色可再生能源供应，改善环境的战略性重要措施。又可促进各地经济发展，增加就业。目前对此认识不足，重视不够，缺乏全面规划，已安排几个特高压交直流输电项目，以输送煤电为主，风电仅为陪衬，数量很少。为此建议对蒙、甘、新21亿千瓦容量4.6万亿千瓦时电能(相当于50多个三峡电站)风电资源，做好全面发展规划及分期分批开发建设规划，和相应配套电力系统全面及分期分批发展建设规划。首先要着重搞好“十三五”及2030年发展规划，确定风电开发总体布局，各大型风电基地建设地点及规模、建设年限，供电地区和特高压交直流输电工程两端落点，输电方式、容量、距离等，经核准后分别组织实施。同时规划建设配套的抽水蓄能电站、火电项目、辅助工程等。以确保电网供电质量、安全稳定运行。 (三)太阳能发电。主要发展光伏发电，并以分布式阳光屋顶为主，比重应占60%～70%，狠抓落实是关键。将任务及政策措施落实到省，建立分省负责制，负责编制光伏规划，协调各方关系，制定对新老建筑建设光伏发电的政策，新建筑一般必须配套规划、建设光伏发电，任务明确到各地项目，加强督促检查，补贴费用及时到位，增强投资积极性。大力加强科研攻关工作，降低光伏发电成本是加快光伏发电发展的最重要措施。确保2020年降至销售电价水平，以后再进一步降至电网平均上网电价。 三、安全高效发展核电 当前主要问题是：(一)“华龙一号”定型较晚较少。(二)在建规模太少，不能满足2020年投产5800万千瓦需要，并严重影响今后发展，急需新开工一批项目，扩大建设规模。建议今年在福建、广西、广东、浙江、江苏、山东、辽宁择优新开工一批采用“华龙一号”及第三代核电技术的机组项目，续建三门、海阳、昌江二期工程，增加建设规模约1500万～2000万千瓦，争取2020年前投产500万～1000万千瓦。专家认为“华龙一号”技术成熟，批量推广风险不大。同时又可拉动我国经济发展，扩大出口，提高核电技术水平。 加强核电中长期规划工作，把2030年投产及建设项目落实到省。 四、加强电力规划工作 (一)加强调查研究，编好“十三五”及2030年全国、六大网及各省电力规划，着重搞好电源优化配置，加快非化石能源发展，电源电网统筹协调发展问题，狠抓落实。克服目前存在的电源、电网规划建设不配套，对非化石能源发电发展重视不够，规划目标不落实等问题。 (二)加强以输送风电为主、煤电为辅的北电南送三大通道重大专项综合规划工作。 (三)加强四川、云南、藏东南水电西电东送重大专项综合规划工作。 (四)加强对各大发电公司发电规划和两大电网公司电网规划指导和协调工作，搞好智能电网发展规划。 (五)加强重大项目科技创新攻关规划，抓好雅鲁藏布江干支流开发规划及输电规划和重大问题研究工作等。(庄来佑、张建贤、孙家康、高有典、王建生、何百磊参与研究)",国际电力网,中电新闻网,,2015-10-27,"电力改革 光伏发电 华北电网"
12,"2017-09-18 04:46:32",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201507/2015073109550592.jpg,67,"2017-09-18 04:46:32",中国人口趋势将深切影响电力工业,2015-07-31,"能源电力的安全稳定供应与人口、资源、环境关系密切，也深切影响经济和政治大局。中国的用电量能否与人口趋势、资源禀赋和环境容量相匹配，已超过电力增长成为核心和焦点问题。 解答这一问题首先要回答中国人口的峰值是多少?拐点何时出现?并且，这也是制定能源电力战略和长期规划的关键依据。 目前，国内虽然有一些机构建立和采用复杂的模型方法预测电力需求，但多数单位主要使用GDP增速弹性系数法、部门需求法和人均用电量法预测电力中长期需求。 由于GDP增速的长期预测十分复杂，加之不同国家间以及同一个国家在经济社会发展的不同阶段用电量的GDP增速弹性系数相差较大，通过GDP增速弹性系数法预测全社会用电量容易产生较大误差。部门需求法存在部门种类多、难以预测、误差叠加的问题。 相比之下，由于一个国家的人口数量相对容易预测，且世界各国人均用电量数据齐全，容易参照和比较。因此，采用人均用电量法预测电力需求峰值相对容易简便，并且便于探讨和修正。 在延耽多年的人口政策下，中国的人口下降趋势和老龄化趋势已经势不可挡，联合国周三公布的2015《世界人口展望》报告预测，印度人口有可能在7年之内超过中国，成为世界上人口最多的国家。印度人口可增长到16.6亿，中国在2100年降至10.04亿。 全球目前有73亿人口。预测到2100年世界人口将达112亿。特别是在非洲，85年后人口几乎将翻两番，而中国和欧洲人口将进一步萎缩。 到2025年，中国65岁以上的人口将占总人口的15%左右，印度则仅为8%左右。人口的此消彼长，对于今后两国政治、经济甚至军事领域，都将产生巨大的影响。人口数量是预测中长期电力需求的重要参数，直接影响全社会用电量的最终数值，同时人口数量和结构与人均用电量水平也有密切关联。 2031至2050年，我国将出现人口死亡高峰，按人均自然寿命80岁计算，将有约4亿人去世;同期，按较乐观的总和生育率估算，最多约有2亿人出生。期间，我国人口将由峰值快速下降，进入长期的人口持续快速下降期并延至2100年。 随着人口总量降低，全社会用电量也必将由升转降，我国电力供需矛盾转变为加大改革、优化结构、优化服务，降低成本，实现可持续、普惠、民生式发展。",国际电力网,,李兆清,2015-07-31,"电力工业 电力战略 电力"
13,"2017-09-18 04:46:38",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201507/2015072918282580.png,69,"2017-09-18 04:46:38",中电联发布2015年上半年全国电力供需形势分析预测报告,2015-07-30,"近日，中电联网站发布2015年上半年全国电力供需形势分析预测报告! 上半年，受工业用电量下行、产业结构调整以及气温降水等因素影响，全社会用电量同比仅增长1.3%,但二季度各月增速逐月小幅回升;第二产业用电量同比下降0.5%，其中黑色金属冶炼和建材行业用电量增速同比分别回落8.2和15.7个百分点，是第二产业用电量下降的主因;第三产业用电量增长8.1%，其中信息业消费持续保持旺盛势头;城乡居民生活用电量增长4.8%，其中二季度增长7.4%、增速环比提高4.8个百分点。6月底发电装机容量接近14亿千瓦、电力供应能力充足，非化石能源发电量同比增长16.0%，火电发电量连续12个月同比下降、设备利用小时同比降幅持续扩大。全国电力供需更为宽松，运行安全稳定。 下半年，全国电力消费增速有望回升，预计全年全社会用电量同比增长2%-4%。全年新投产发电装机超过1亿千瓦，年底发电装机容量14.7亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机容量比重提高至35%左右。预计全国电力供需形势更为宽松;全国火电设备利用小时将跌破4500小时，创新低。 一、上半年全国电力供需状况 (一)电力消费增速明显回落，但二季度各月增速连续小幅回升。上半年全国全社会用电量2.66万亿千瓦时、同比增长1.3%，为2010年以来同期最低，增速同比回落4.0个百分点。主要原因： 一是宏观经济及工业生产增长趋缓，特别是部分重化工业生产明显下滑的影响。当前市场需求增长乏力，工业生产及固定资产投资增速放缓，房地产市场持续低迷，企业限产、停产增多,尤其是部分产能过剩矛盾突出的重化工业下滑更为明显。由于重化工业用电量占比远远超过其增加值占比，重化工业回落带动全社会用电量回落幅度明显超过GDP及工业增加值回落幅度。 二是气温、降水因素影响。一季度前三个月全国平均气温均比常年同期偏高1.5℃以上，而5、6月份全国平均降水量分别比常年同期偏多15.1%和5.5%，影响到一季度采暖负荷以及二季度降温负荷的增长。 三是产业结构调整影响。国家持续推行转方式、调结构产业政策，节能减排力度加大，电能利用效率提升。 四是电力生产自身消耗减少的影响。上半年线损电量同比下降5.6%，火电发电量负增长导致火电厂用电量增速同比回落5.1个百分点。 二季度，全社会用电量同比增长1.7%，增速环比提高0.9个百分点;各月增速分别为1.3%、1.6%和1.8%，自3月用电增速出现阶段性底部以来连续3个月小幅回升。 图1 2010-2015年上半年全社会及各产业用电量增长情况图 电力消费结构继续优化。第三产业和城乡居民生活用电量占全社会用电量比重同比分别提高0.8和0.4个百分点，第二产业比重降低1.2个百分点，其中四大高耗能行业(化工、建材、黑色金属冶炼、有色金属冶炼)用电量比重为30.8%，同比降低0.9个百分点。 第二产业及其工业用电量负增长，黑色金属冶炼和建材行业用电量大幅下降是主因。上半年，第二产业用电量同比下降0.5%，其中工业用电同比下降0.4%，是全社会用电量低速增长的主要原因。受固定资产投资增速持续放缓特别是房地产市场低迷，以及部分地区推进节能减排、加大淘汰落后产能等因素影响，黑色金属冶炼和建材行业用电量同比分别下降6.5%和6.4%，增速同比分别回落8.2和15.7个百分点，两个行业合计用电量增长对全社会用电量增长的贡献率为-83.1%。若扣除这两个行业，则全社会用电量同比增长2.8%，第二产业及其工业用电量分别增长1.2%和1.3%。 第三产业用电保持快速增长，住宿餐饮业用电增速有所恢复。第三产业用电同比增长8.1%、同比提高1.2个百分点，成为稳定全社会用电增长的最主要力量。其中，信息传输计算机服务和软件业用电同比增长16.1%，延续快速增长势头;住宿和餐饮业用电形势有所恢复，用电量同比增长4.5%、同比提高3.7个百分点。 二季度城乡居民生活用电增速环比回升。受气温、降水等因素影响，城乡居民生活用电同比增长4.8%，增速同比回落1.8个百分点，其中二季度增速环比回升4.8个百分点。 中部和东北地区用电量负增长，中、西部地区用电量增速同比回落幅度较大。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长1.6%、-0.3%、2.6%和-2.0%，增速同比分别回落3.0、5.4、5.0和4.0个百分点。二季度，各地区用电增速均环比上升，东、中、西部和东北地区同比分别增长1.9%、0.2%、3.3%和-1.9%，增速分别环比一季度提高0.5、1.0、1.4和0.1个百分点，其中中部地区实现由负转正。 (二)电力供应能力充足，非化石能源发电延续较快增长，火电发电量连续12个月负增长、利用小时继续下降。上半年，基建新增发电装机4338万千瓦，其中非化石能源发电占46.7%。6月底全国6000千瓦及以上电厂装机为13.6亿千瓦、同比增长8.7%，全口径发电装机容量接近14亿千瓦。上半年全国规模以上电厂发电量2.71万亿千瓦时、同比增长0.6%，其中非化石能源发电量同比增长16.0%;全国发电设备利用小时1936小时，同比降低151小时。 水电投资连续3年下降，水电发电量快速增长。水电投资仅为2012年同期(水电完成投资最多)的一半，新增水电装机506万千瓦。6月底全国6000千瓦及以上水电装机2.68亿千瓦、同比增长5.7%，全国主要发电企业常规水电在建规模萎缩至2500万千瓦。规模以上电厂水电发电量同比增长13.3%，设备利用小时1512小时，同比增加82小时。 并网风电装机容量突破1亿千瓦，并网太阳能发电量高速增长。全国6000千瓦及以上并网风电装机容量为10491万千瓦、同比增长26.8%，发电量增长26.2%，设备利用小时1002小时、同比增加16小时。全国并网太阳能发电装机同比增长61.4%，发电量同比增长62.5%。 核电进入规模投产期，核电发电量高速增长。新投产3台核电机组，6月底全国核电装机容量达到2214万千瓦、同比增长24.5%，上半年发电量同比增长34.8%，设备利用小时3456小时、同比增加27小时,其中辽宁仅为2763小时。 火电发电量连续12个月同比负增长。新增火电装机2343万千瓦。6月底全国6000千瓦及以上火电装机9.35亿千瓦(其中煤电8.44亿千瓦)、同比增长6.4%。受电力消费需求放缓、供需宽松以及为快速增长的非化石能源发电调峰等因素影响，火电发电量同比下降3.2%，自2014年7月份以来连续12个月负增长;设备利用小时2158小时(其中煤电2224小时)，同比降低217小时。 跨区送电低速增长，省间输出电量同比下降。跨区送电量1226亿千瓦时、同比增长3.8%。跨省输出电量3965亿千瓦时、同比下降0.9%。南方电网区域西电东送电量同比增长26.2%。三峡电站送出电量同比增长3.8%。 电煤供应延续宽松，发电用天然气供应总体平稳。全国煤炭市场需求低迷，国内煤炭市场供应充足，电煤供需总体宽松。全国天然气消费需求增长放缓，除海南外，天然气发电供气总体平稳。因气价偏高、地方政府补贴不到位，部分天然气电厂持续亏损。 (三)全国电力供需形势较去年更为宽松。东北和西北区域供应能力富余较多，华中区域供需总体宽松，华北、华东和南方区域供需总体平衡、部分省份供应能力盈余;省级电网中，海南电力供需矛盾较为突出，江西1月份因电网影响在部分时段存在错峰。 二、下半年全国电力供需形势预测 (一)下半年电力消费增速总体回升。综合考虑宏观经济形势、气温及基数以及电能替代等因素，预计下半年用电量增速有望总体回升。预计全年全社会用电量5.64-5.75万亿千瓦时、同比增长2%-4%，增速低于上年。影响预测的主要不确定因素，一是“稳增长”措施落实效果，二是“迎峰度夏”期间气候因素难以准确判断。 (二)电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重进一步提高。预计2015年基建新增发电装机容量超过1亿千瓦，其中非化石能源发电占总新增装机比重超过53%。预计年底全国发电装机容量14.7亿千瓦、同比增长7.5%左右，其中非化石能源发电装机比重提高到35%左右。 (三)下半年全国电力供需形势更为宽松。预计东北和西北区域电力供应能力富余较多，华中区域电力供需总体宽松，华东和南方区域电力供需总体平衡、部分省份电力供应能力盈余，华北区域电力供需总体平衡、部分省份高峰时段供应偏紧。预计全年发电设备利用小时4100小时左右，其中火电设备利用小时将跌破4500小时，再创新低。 三、有关建议 (一)编制好经济新常态下的电力工业“十三五”规划 我国经济发展已经进入新常态，电力消费从高速增长向下换挡为中速甚至中低速增长;电力供需总体宽松环境下电力发展的重点从主要解决用电“有没有”转移到主要解决“好不好”，即要着力推动电力行业提质增效升级;发展主要从外延式扩张转变为主要依靠创新和深化改革来推动。所以，做好经济新常态下的电力工业“十三五”规划研究编制工作十分重要。为此， 一是做好电力需求分析预测。深刻领会和准确把握习近平总书记提出的我国经济正在向形态更高级、分工更复杂、结构更合理的九方面变化和经济新常态的三大特点，总结历史数据，分析国际经验，掌握经济社会发展与电力需求增长的普遍规律，顺应电力需求增速换挡的大势，做好“十三五”及中长期电力需求预测。 二是科学统筹确定发展目标，加快提高国家电气化水平。按照国家“四个全面”战略布局，落实国家确定的2020年和2030年非化石能源占一次能源消费比重分别提高到15%和20%左右、单位国内生产总值二氧化碳排放强度比2005年分别下降40%-45%和60%-65%以及2030年左右二氧化碳排放达到峰值且将努力早日达峰等能源结构调整目标和大气污染治理目标，科学统筹确定非化石能源发电发展目标，稳步推进电力绿色化转型，以相对较低的电力成本安全绿色满足经济社会发展的电力有效需求;加快在工业、交通运输业、建筑业等领域推广实施电能替代战略，提高全社会电气化水平，不断提升电能占终端能源消费比重。 三是坚持电力统一规划，着力提供用得起的安全绿色电能。立足电力行业全局，统筹规划水电、煤电、核电、天然气发电、新能源发电以及电网发展目标、结构和布局，优化配置非化石能源发电品种，优先发展水电和核电、提高新能源发电发展质量，控制煤炭消费总量、提高电煤占煤炭消费中的比重，建立分布式电源发展新机制，推进电网智能化，着力提供用得起(即经济社会发展可承受、可促进国内产业提升国际竞争力和电力行业可持续发展)的安全绿色电能。 四是稳妥有序探索电力项目核准制改革。在强化国家统一电力规划下，稳妥有序探索电力项目核准制改革，实行通过公开市场招标择优确定投资主体制度，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。 (二)合理控制开工投产规模，稳定经济增长和推进电力行业提质增效 近年来，全国电力供需从过去总体平衡转变为总体宽松甚至过剩，经济结构调整带来用电负荷峰谷差加大，电源结构不合理使电力系统调峰能力明显不足，造成煤电利用小时持续下降和电力行业发展质量、效益下降。同时，经济下行压力大，“稳增长”、“调结构”和“惠民生”任务重，需要电力行业通过“有保有压”来提质增效和稳定经济增长。为此， 一是合理控制新开工投产规模。结合当前及“十三五”期间电力消费增速向下换挡的实际，科学确定和合理控制新开工投产规模，消化好现有过剩能力，使全国电力供需从总体宽松甚至过剩加快转变为总体平衡。既要控制煤电开工规模，也要合理控制具有明显随机性、间歇性、波动性的风电和光伏发电的开发节奏，以避免过快发展造成发电能力过剩加剧、行业资产利用效率下降、国家财政补贴能力不足加剧和可再生能源电价附加上调压力加剧。 二是适度增加水电和核电开工规模。相比风电和太阳能风电，水电和核电不仅同样具有良好绿色低碳性能，还有发电成本较低和发电容量效用高的比较优势，在合理控制总开工规模下，可适度增加开工规模。这两类项目建设周期长，大都在“十三五”末及以后相继投产，既能拉动和稳定经济增长，又能有效规避当前供需宽松困局，还能促进电力结构绿色转型和保障电力中长期安全经济供应。 三是提高调峰电源比重。在合理控制开工规模下，加快建设抽水蓄能等调峰电源，提高电力系统调峰电源比重，加快提高电力系统调峰能力，以提高消纳可再生能源发电能力，提高行业资产利用效率和效益。 四是加快跨省区输电通道和配电网建设。当前，要认真贯彻落实国家发展改革委《关于下达农村电网改造升级工程2015年第二批中央预算内投资计划的通知》(发改投资〔2015〕723号)要求，安全优质高效推进新增农网改造升级工程建设。加快跨省区输电通道建设。加快城市配电网建设及智能化升级，提高电能质量、供电可靠性以及对分布式能源的消纳能力。 (三)远近结合、多措并举，着力解决“弃水”、“弃风”和“弃光”问题 近年来，我国可再生能源发电发展迅速，政府和行业企业采取多项措施来促进消纳，但西南基地“弃水”和“三北”基地“弃风”、“弃光”问题仍然比较严重。要从行业全局来解决上述难题， 一方面要强化电力统一规划，真正做到各类电源之间、电源电网之间相协调，区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，健全国家规划刚性实施机制;另一方面要调整新能源发电发展思路，风电和光伏发电发展应坚持集中与分散相结合原则，近中期优先鼓励分散、分布式开发。同时，要采取应急措施，包括： 一是结合规划提出云南、四川和“三北”等可再生能源基地的跨省区消纳应急输电通道工程，尽早核准和建设。 二是严格控制电力富余较多以及“弃水”、“弃风”和“弃光”严重地区的电源开工规模，集中消化现有过剩能力。 三是落实好《关于改善电力运行调节、促进清洁能源多发满发的指导意见》文件，落实相关地区、部门和单位责任和义务，在年度电量平衡中预留空间和优先消纳、加大调峰辅助服务等市场机制，加强厂网协调，促进清洁能源消纳。 (四)全面贯彻落实中发[2015]9号文件，加快出台实施细则和配套文件，稳妥有序推进试点 国家发展改革委按照中发[2015]9号文和国家总体部署，正在有效组织有关部门和单位研究制定出台各项实施细则和配套文件，按照先试点再推广原则稳妥有序推进改革。结合当前电力行业经济运行实际， 一是加快建立辅助服务分担共享新机制，缓解“弃水”、“弃风”和“弃光”矛盾。完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。 二是抓紧出台电力直接交易方面的指导意见，统一规范大用户直接交易政策。分期分批有序开放交易市场主体，科学设定和有效监管交易价格、交易电量，坚决制止恶性竞争和不公平竞争。 三是加快出台《自备电厂管理办法》，加强和规范自备电厂监督管理。要严格自备电厂准入标准和自发自用为主的功能定位，严格执行国家节能和环保排放标准，公平承担与公共电厂同样的政府性基金、政策性交叉补贴和系统备用费等社会责任，自备电厂余量上网要在同一市场平台上与公用电厂公平竞争。",国际电力网,中电联,,2015-07-30,"电力供需 发电量 社会用电量"
14,"2017-09-18 04:46:38",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201507/2015072918290121.png,69,"2017-09-18 04:46:38",中电联发布2015年上半年全国电力供需形势分析预测报告,2015-07-30,"近日，中电联网站发布2015年上半年全国电力供需形势分析预测报告! 上半年，受工业用电量下行、产业结构调整以及气温降水等因素影响，全社会用电量同比仅增长1.3%,但二季度各月增速逐月小幅回升;第二产业用电量同比下降0.5%，其中黑色金属冶炼和建材行业用电量增速同比分别回落8.2和15.7个百分点，是第二产业用电量下降的主因;第三产业用电量增长8.1%，其中信息业消费持续保持旺盛势头;城乡居民生活用电量增长4.8%，其中二季度增长7.4%、增速环比提高4.8个百分点。6月底发电装机容量接近14亿千瓦、电力供应能力充足，非化石能源发电量同比增长16.0%，火电发电量连续12个月同比下降、设备利用小时同比降幅持续扩大。全国电力供需更为宽松，运行安全稳定。 下半年，全国电力消费增速有望回升，预计全年全社会用电量同比增长2%-4%。全年新投产发电装机超过1亿千瓦，年底发电装机容量14.7亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机容量比重提高至35%左右。预计全国电力供需形势更为宽松;全国火电设备利用小时将跌破4500小时，创新低。 一、上半年全国电力供需状况 (一)电力消费增速明显回落，但二季度各月增速连续小幅回升。上半年全国全社会用电量2.66万亿千瓦时、同比增长1.3%，为2010年以来同期最低，增速同比回落4.0个百分点。主要原因： 一是宏观经济及工业生产增长趋缓，特别是部分重化工业生产明显下滑的影响。当前市场需求增长乏力，工业生产及固定资产投资增速放缓，房地产市场持续低迷，企业限产、停产增多,尤其是部分产能过剩矛盾突出的重化工业下滑更为明显。由于重化工业用电量占比远远超过其增加值占比，重化工业回落带动全社会用电量回落幅度明显超过GDP及工业增加值回落幅度。 二是气温、降水因素影响。一季度前三个月全国平均气温均比常年同期偏高1.5℃以上，而5、6月份全国平均降水量分别比常年同期偏多15.1%和5.5%，影响到一季度采暖负荷以及二季度降温负荷的增长。 三是产业结构调整影响。国家持续推行转方式、调结构产业政策，节能减排力度加大，电能利用效率提升。 四是电力生产自身消耗减少的影响。上半年线损电量同比下降5.6%，火电发电量负增长导致火电厂用电量增速同比回落5.1个百分点。 二季度，全社会用电量同比增长1.7%，增速环比提高0.9个百分点;各月增速分别为1.3%、1.6%和1.8%，自3月用电增速出现阶段性底部以来连续3个月小幅回升。 图1 2010-2015年上半年全社会及各产业用电量增长情况图 电力消费结构继续优化。第三产业和城乡居民生活用电量占全社会用电量比重同比分别提高0.8和0.4个百分点，第二产业比重降低1.2个百分点，其中四大高耗能行业(化工、建材、黑色金属冶炼、有色金属冶炼)用电量比重为30.8%，同比降低0.9个百分点。 第二产业及其工业用电量负增长，黑色金属冶炼和建材行业用电量大幅下降是主因。上半年，第二产业用电量同比下降0.5%，其中工业用电同比下降0.4%，是全社会用电量低速增长的主要原因。受固定资产投资增速持续放缓特别是房地产市场低迷，以及部分地区推进节能减排、加大淘汰落后产能等因素影响，黑色金属冶炼和建材行业用电量同比分别下降6.5%和6.4%，增速同比分别回落8.2和15.7个百分点，两个行业合计用电量增长对全社会用电量增长的贡献率为-83.1%。若扣除这两个行业，则全社会用电量同比增长2.8%，第二产业及其工业用电量分别增长1.2%和1.3%。 第三产业用电保持快速增长，住宿餐饮业用电增速有所恢复。第三产业用电同比增长8.1%、同比提高1.2个百分点，成为稳定全社会用电增长的最主要力量。其中，信息传输计算机服务和软件业用电同比增长16.1%，延续快速增长势头;住宿和餐饮业用电形势有所恢复，用电量同比增长4.5%、同比提高3.7个百分点。 二季度城乡居民生活用电增速环比回升。受气温、降水等因素影响，城乡居民生活用电同比增长4.8%，增速同比回落1.8个百分点，其中二季度增速环比回升4.8个百分点。 中部和东北地区用电量负增长，中、西部地区用电量增速同比回落幅度较大。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长1.6%、-0.3%、2.6%和-2.0%，增速同比分别回落3.0、5.4、5.0和4.0个百分点。二季度，各地区用电增速均环比上升，东、中、西部和东北地区同比分别增长1.9%、0.2%、3.3%和-1.9%，增速分别环比一季度提高0.5、1.0、1.4和0.1个百分点，其中中部地区实现由负转正。 (二)电力供应能力充足，非化石能源发电延续较快增长，火电发电量连续12个月负增长、利用小时继续下降。上半年，基建新增发电装机4338万千瓦，其中非化石能源发电占46.7%。6月底全国6000千瓦及以上电厂装机为13.6亿千瓦、同比增长8.7%，全口径发电装机容量接近14亿千瓦。上半年全国规模以上电厂发电量2.71万亿千瓦时、同比增长0.6%，其中非化石能源发电量同比增长16.0%;全国发电设备利用小时1936小时，同比降低151小时。 水电投资连续3年下降，水电发电量快速增长。水电投资仅为2012年同期(水电完成投资最多)的一半，新增水电装机506万千瓦。6月底全国6000千瓦及以上水电装机2.68亿千瓦、同比增长5.7%，全国主要发电企业常规水电在建规模萎缩至2500万千瓦。规模以上电厂水电发电量同比增长13.3%，设备利用小时1512小时，同比增加82小时。 并网风电装机容量突破1亿千瓦，并网太阳能发电量高速增长。全国6000千瓦及以上并网风电装机容量为10491万千瓦、同比增长26.8%，发电量增长26.2%，设备利用小时1002小时、同比增加16小时。全国并网太阳能发电装机同比增长61.4%，发电量同比增长62.5%。 核电进入规模投产期，核电发电量高速增长。新投产3台核电机组，6月底全国核电装机容量达到2214万千瓦、同比增长24.5%，上半年发电量同比增长34.8%，设备利用小时3456小时、同比增加27小时,其中辽宁仅为2763小时。 火电发电量连续12个月同比负增长。新增火电装机2343万千瓦。6月底全国6000千瓦及以上火电装机9.35亿千瓦(其中煤电8.44亿千瓦)、同比增长6.4%。受电力消费需求放缓、供需宽松以及为快速增长的非化石能源发电调峰等因素影响，火电发电量同比下降3.2%，自2014年7月份以来连续12个月负增长;设备利用小时2158小时(其中煤电2224小时)，同比降低217小时。 跨区送电低速增长，省间输出电量同比下降。跨区送电量1226亿千瓦时、同比增长3.8%。跨省输出电量3965亿千瓦时、同比下降0.9%。南方电网区域西电东送电量同比增长26.2%。三峡电站送出电量同比增长3.8%。 电煤供应延续宽松，发电用天然气供应总体平稳。全国煤炭市场需求低迷，国内煤炭市场供应充足，电煤供需总体宽松。全国天然气消费需求增长放缓，除海南外，天然气发电供气总体平稳。因气价偏高、地方政府补贴不到位，部分天然气电厂持续亏损。 (三)全国电力供需形势较去年更为宽松。东北和西北区域供应能力富余较多，华中区域供需总体宽松，华北、华东和南方区域供需总体平衡、部分省份供应能力盈余;省级电网中，海南电力供需矛盾较为突出，江西1月份因电网影响在部分时段存在错峰。 二、下半年全国电力供需形势预测 (一)下半年电力消费增速总体回升。综合考虑宏观经济形势、气温及基数以及电能替代等因素，预计下半年用电量增速有望总体回升。预计全年全社会用电量5.64-5.75万亿千瓦时、同比增长2%-4%，增速低于上年。影响预测的主要不确定因素，一是“稳增长”措施落实效果，二是“迎峰度夏”期间气候因素难以准确判断。 (二)电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重进一步提高。预计2015年基建新增发电装机容量超过1亿千瓦，其中非化石能源发电占总新增装机比重超过53%。预计年底全国发电装机容量14.7亿千瓦、同比增长7.5%左右，其中非化石能源发电装机比重提高到35%左右。 (三)下半年全国电力供需形势更为宽松。预计东北和西北区域电力供应能力富余较多，华中区域电力供需总体宽松，华东和南方区域电力供需总体平衡、部分省份电力供应能力盈余，华北区域电力供需总体平衡、部分省份高峰时段供应偏紧。预计全年发电设备利用小时4100小时左右，其中火电设备利用小时将跌破4500小时，再创新低。 三、有关建议 (一)编制好经济新常态下的电力工业“十三五”规划 我国经济发展已经进入新常态，电力消费从高速增长向下换挡为中速甚至中低速增长;电力供需总体宽松环境下电力发展的重点从主要解决用电“有没有”转移到主要解决“好不好”，即要着力推动电力行业提质增效升级;发展主要从外延式扩张转变为主要依靠创新和深化改革来推动。所以，做好经济新常态下的电力工业“十三五”规划研究编制工作十分重要。为此， 一是做好电力需求分析预测。深刻领会和准确把握习近平总书记提出的我国经济正在向形态更高级、分工更复杂、结构更合理的九方面变化和经济新常态的三大特点，总结历史数据，分析国际经验，掌握经济社会发展与电力需求增长的普遍规律，顺应电力需求增速换挡的大势，做好“十三五”及中长期电力需求预测。 二是科学统筹确定发展目标，加快提高国家电气化水平。按照国家“四个全面”战略布局，落实国家确定的2020年和2030年非化石能源占一次能源消费比重分别提高到15%和20%左右、单位国内生产总值二氧化碳排放强度比2005年分别下降40%-45%和60%-65%以及2030年左右二氧化碳排放达到峰值且将努力早日达峰等能源结构调整目标和大气污染治理目标，科学统筹确定非化石能源发电发展目标，稳步推进电力绿色化转型，以相对较低的电力成本安全绿色满足经济社会发展的电力有效需求;加快在工业、交通运输业、建筑业等领域推广实施电能替代战略，提高全社会电气化水平，不断提升电能占终端能源消费比重。 三是坚持电力统一规划，着力提供用得起的安全绿色电能。立足电力行业全局，统筹规划水电、煤电、核电、天然气发电、新能源发电以及电网发展目标、结构和布局，优化配置非化石能源发电品种，优先发展水电和核电、提高新能源发电发展质量，控制煤炭消费总量、提高电煤占煤炭消费中的比重，建立分布式电源发展新机制，推进电网智能化，着力提供用得起(即经济社会发展可承受、可促进国内产业提升国际竞争力和电力行业可持续发展)的安全绿色电能。 四是稳妥有序探索电力项目核准制改革。在强化国家统一电力规划下，稳妥有序探索电力项目核准制改革，实行通过公开市场招标择优确定投资主体制度，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。 (二)合理控制开工投产规模，稳定经济增长和推进电力行业提质增效 近年来，全国电力供需从过去总体平衡转变为总体宽松甚至过剩，经济结构调整带来用电负荷峰谷差加大，电源结构不合理使电力系统调峰能力明显不足，造成煤电利用小时持续下降和电力行业发展质量、效益下降。同时，经济下行压力大，“稳增长”、“调结构”和“惠民生”任务重，需要电力行业通过“有保有压”来提质增效和稳定经济增长。为此， 一是合理控制新开工投产规模。结合当前及“十三五”期间电力消费增速向下换挡的实际，科学确定和合理控制新开工投产规模，消化好现有过剩能力，使全国电力供需从总体宽松甚至过剩加快转变为总体平衡。既要控制煤电开工规模，也要合理控制具有明显随机性、间歇性、波动性的风电和光伏发电的开发节奏，以避免过快发展造成发电能力过剩加剧、行业资产利用效率下降、国家财政补贴能力不足加剧和可再生能源电价附加上调压力加剧。 二是适度增加水电和核电开工规模。相比风电和太阳能风电，水电和核电不仅同样具有良好绿色低碳性能，还有发电成本较低和发电容量效用高的比较优势，在合理控制总开工规模下，可适度增加开工规模。这两类项目建设周期长，大都在“十三五”末及以后相继投产，既能拉动和稳定经济增长，又能有效规避当前供需宽松困局，还能促进电力结构绿色转型和保障电力中长期安全经济供应。 三是提高调峰电源比重。在合理控制开工规模下，加快建设抽水蓄能等调峰电源，提高电力系统调峰电源比重，加快提高电力系统调峰能力，以提高消纳可再生能源发电能力，提高行业资产利用效率和效益。 四是加快跨省区输电通道和配电网建设。当前，要认真贯彻落实国家发展改革委《关于下达农村电网改造升级工程2015年第二批中央预算内投资计划的通知》(发改投资〔2015〕723号)要求，安全优质高效推进新增农网改造升级工程建设。加快跨省区输电通道建设。加快城市配电网建设及智能化升级，提高电能质量、供电可靠性以及对分布式能源的消纳能力。 (三)远近结合、多措并举，着力解决“弃水”、“弃风”和“弃光”问题 近年来，我国可再生能源发电发展迅速，政府和行业企业采取多项措施来促进消纳，但西南基地“弃水”和“三北”基地“弃风”、“弃光”问题仍然比较严重。要从行业全局来解决上述难题， 一方面要强化电力统一规划，真正做到各类电源之间、电源电网之间相协调，区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，健全国家规划刚性实施机制;另一方面要调整新能源发电发展思路，风电和光伏发电发展应坚持集中与分散相结合原则，近中期优先鼓励分散、分布式开发。同时，要采取应急措施，包括： 一是结合规划提出云南、四川和“三北”等可再生能源基地的跨省区消纳应急输电通道工程，尽早核准和建设。 二是严格控制电力富余较多以及“弃水”、“弃风”和“弃光”严重地区的电源开工规模，集中消化现有过剩能力。 三是落实好《关于改善电力运行调节、促进清洁能源多发满发的指导意见》文件，落实相关地区、部门和单位责任和义务，在年度电量平衡中预留空间和优先消纳、加大调峰辅助服务等市场机制，加强厂网协调，促进清洁能源消纳。 (四)全面贯彻落实中发[2015]9号文件，加快出台实施细则和配套文件，稳妥有序推进试点 国家发展改革委按照中发[2015]9号文和国家总体部署，正在有效组织有关部门和单位研究制定出台各项实施细则和配套文件，按照先试点再推广原则稳妥有序推进改革。结合当前电力行业经济运行实际， 一是加快建立辅助服务分担共享新机制，缓解“弃水”、“弃风”和“弃光”矛盾。完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。 二是抓紧出台电力直接交易方面的指导意见，统一规范大用户直接交易政策。分期分批有序开放交易市场主体，科学设定和有效监管交易价格、交易电量，坚决制止恶性竞争和不公平竞争。 三是加快出台《自备电厂管理办法》，加强和规范自备电厂监督管理。要严格自备电厂准入标准和自发自用为主的功能定位，严格执行国家节能和环保排放标准，公平承担与公共电厂同样的政府性基金、政策性交叉补贴和系统备用费等社会责任，自备电厂余量上网要在同一市场平台上与公用电厂公平竞争。",国际电力网,中电联,,2015-07-30,"电力供需 发电量 社会用电量"
15,"2017-09-18 04:50:35",http://www.in-en.com/power/UploadPic/2014-12/2014122911172376830.png,112,"2017-09-18 04:50:35","国电清新新技术降成本 电力环保改造市场",2014-12-29,"　 国电清新（002573）董事长张开元表示，公司自主研发的脱硫除尘一体化技术可降低40%环保改造成本，该技术的未来电力市场改造空间将超过200亿元。 　　他是在日前召开的“2014环保上市峰会”上作出如上表述的。 　　《火电厂大气污染物排放标准》要求今年7月1日前所有火电厂完成脱硫脱硝除尘改造，掀起“近零排放”浪潮。2014年9月，国家发改委、环保部、国家能源局又联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014～2020年)》，对煤电机组提出了更高的减排目标。 　　据测算，一般“近零”排放改造机组投资费用为16万-20万元/MW，即600MW机组造价约为9600万~12000万元。 　　而张开元透露，随着“近零排放”需求的扩张，公司在半年以前就研发成功了一套全新的技术“单塔一体化脱硫除尘深度净化技术”，可实现二氧化硫35毫克、粉尘排放5毫克以下的目标，符合近零排放标准要求。同时该项技术的改造与其他技术相比可节省40%的成本，目前已稳定运行3个月，并得到专家及企业的认可。 　　张开元称，明年起将迎来近零排放改造的高峰期，改造市场巨大，该项技术的未来电力市场改造空间将超过200亿元。 　　据国泰君安测算，近零排放的市场空间为脱硫改造需求在100亿~345亿元之间，脱硝改造需求在100亿~345亿元之间，除尘改造需求在50亿~230亿元之间，总计在250亿~920亿元之间。 　　与此同时，张开元在会上还透露，公司还正在研究针对脱硫、脱硝、除尘一体化的改造技术。 　　盘古智库学术委员、国能中电能源有限公司董事长白云峰在《中国经济可持续发展的能源战略方向--煤炭清洁利用》报告发布会上指出，“近零排放”(即烟气排放物中，氮氧化物低于50毫克每立方米，二氧化硫低于35毫克，粉尘低于5毫克。)从经济上是可行的，其改造费用较预想低，改造后煤电成本仍低于天然气电价。",国际电力网,同花顺财经,同花顺财经,2014-12-29,"实时资金流 国电清新"
16,"2017-09-18 04:51:04",http://www.in-en.com/power/UploadPic/2014-12/20141292138951331.jpg,117,"2017-09-18 04:51:04",华能集团与美国南方电力公司签订合作框架协议,2014-12-09,"12月1日，中国华能集团公司副总经理孙智勇受公司总经理曹培玺委托，与美国南方电力公司执行副总裁马克·兰崔普在美国亚特兰大签署合作框架协议。 　　根据协议，双方将积极开展电力项目开发、科技、环保、信息交换等方面的合作，并积极推动各层面的工作交流。该合作协议的签署将推动双方在电力能源市场开发领域加强合作，对公司进一步实施“走出去”战略、扩大国际化经营成果具有重要意义。 　　协议签署前，孙智勇与马克?兰崔普进行了友好会谈，双方就落实合作框架协议内容，深入开展交流与合作，实现强强联合、互利共赢交换了意见。",国际电力网,国际能源网,本站专稿,2014-12-09,"华能集团 美国南方电力公司 协议"
17,"2017-09-18 04:54:10",http://www.in-en.com/power/UploadPic/2013-9/20139419355744982.jpg,155,"2017-09-18 04:54:10",2013上半年中国发电量形势分析,2013-09-04,"1~6月份全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%.其中：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%。 1、全国发电量累计同比增长4.4% 1~6月份，全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%，增速较去年同期提升0.7个百分点，环比持续提升。6月份全国发电量4253亿千瓦时，同比增长6.0%，增速较去年同期提升6.0个百分点，环比也有所提升。我们认为，受用电需求影响，发电量增速仍维持低位，但已较前期有所回升。 图1：全国累计发电量及增速 图2：全国单月发电量及增速 按发电机组类型来看：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%，受去年汛期基数较高影响，增速水平回落；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%，增速低迷；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%，与去年同期相比增速大幅下滑；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%，仍维持较快增长。 图3：不同类型机组发电量累计增速比较 图4：不同类型发电机组单月份额比较 2、云南、新疆、北京发电量增速较快 1~6月份累计发电量同比增长较快的省份主要有云南（26%），新疆（24.5%），北京（19.4%）等，累计同比下降较多的省份有湖北（-3.6%），辽宁（-2.4%），陕西（-2%）等。 6月份当月发电量同比增长较快的省份主要有云南（25.8%），新疆（25.4%），北京（25.1%）等，当月发电量同比下降较多的省份有辽宁（-12%），上海（-9.2%），黑龙江（-6.1%）等。 图5：分省累计发电量以及增速比较 图6：分省当月发电量以及增速比较 3、黑龙江、吉林、云南水电发电量增长较高 6月份全国水电发电量815亿千瓦时，同比增长5.7%，这主要是由于去年水电电量基数较高，水电发电量增速较低。 1~6月份水电发电量增速较快的省份为黑龙江（271.3%），吉林（64.1%），云南（47.1%）等，发电量下降较多的省份是海南（-46.8%），北京（-19.2%），浙江（-15.3%）等。 图7：全国422座大型水库蓄水情况 图8：三峡库区月均入库流量统计 图9：水电累计发电量及增速 图10：水电当月发电量及增速 图11：分省水电累计发电量以及增速比较 4、西藏、新疆、北京火电发电量增速较快 6月份全国火电发电量3240亿千瓦时，同比增长4.9%，比去年同期增速提升9.2个百分点。 1~6月份火电发电量增速较快的省份为西藏（64.4%），新疆（24.4%），北京（20.3%）等，火电发电量下降较多的省份是湖南（-5.8%），黑龙江（-4.7%），辽宁（-3.4%）等。 图12：火电累计发电量及增速 图13：火电当月发电量及增速 图14：分省火电累计发电量以及增速比较 图15：分省火电当月发电量以及增速比较",国际电力网,中商情报网,本站整理,2013-09-04,"发电量 分析"
18,"2017-09-18 04:54:10",http://www.in-en.com/power/UploadPic/2013-9/20139419361881592.jpg,155,"2017-09-18 04:54:10",2013上半年中国发电量形势分析,2013-09-04,"1~6月份全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%.其中：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%。 1、全国发电量累计同比增长4.4% 1~6月份，全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%，增速较去年同期提升0.7个百分点，环比持续提升。6月份全国发电量4253亿千瓦时，同比增长6.0%，增速较去年同期提升6.0个百分点，环比也有所提升。我们认为，受用电需求影响，发电量增速仍维持低位，但已较前期有所回升。 图1：全国累计发电量及增速 图2：全国单月发电量及增速 按发电机组类型来看：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%，受去年汛期基数较高影响，增速水平回落；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%，增速低迷；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%，与去年同期相比增速大幅下滑；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%，仍维持较快增长。 图3：不同类型机组发电量累计增速比较 图4：不同类型发电机组单月份额比较 2、云南、新疆、北京发电量增速较快 1~6月份累计发电量同比增长较快的省份主要有云南（26%），新疆（24.5%），北京（19.4%）等，累计同比下降较多的省份有湖北（-3.6%），辽宁（-2.4%），陕西（-2%）等。 6月份当月发电量同比增长较快的省份主要有云南（25.8%），新疆（25.4%），北京（25.1%）等，当月发电量同比下降较多的省份有辽宁（-12%），上海（-9.2%），黑龙江（-6.1%）等。 图5：分省累计发电量以及增速比较 图6：分省当月发电量以及增速比较 3、黑龙江、吉林、云南水电发电量增长较高 6月份全国水电发电量815亿千瓦时，同比增长5.7%，这主要是由于去年水电电量基数较高，水电发电量增速较低。 1~6月份水电发电量增速较快的省份为黑龙江（271.3%），吉林（64.1%），云南（47.1%）等，发电量下降较多的省份是海南（-46.8%），北京（-19.2%），浙江（-15.3%）等。 图7：全国422座大型水库蓄水情况 图8：三峡库区月均入库流量统计 图9：水电累计发电量及增速 图10：水电当月发电量及增速 图11：分省水电累计发电量以及增速比较 4、西藏、新疆、北京火电发电量增速较快 6月份全国火电发电量3240亿千瓦时，同比增长4.9%，比去年同期增速提升9.2个百分点。 1~6月份火电发电量增速较快的省份为西藏（64.4%），新疆（24.4%），北京（20.3%）等，火电发电量下降较多的省份是湖南（-5.8%），黑龙江（-4.7%），辽宁（-3.4%）等。 图12：火电累计发电量及增速 图13：火电当月发电量及增速 图14：分省火电累计发电量以及增速比较 图15：分省火电当月发电量以及增速比较",国际电力网,中商情报网,本站整理,2013-09-04,"发电量 分析"
19,"2017-09-18 04:54:10",http://www.in-en.com/power/UploadPic/2013-9/20139419363637622.jpg,155,"2017-09-18 04:54:10",2013上半年中国发电量形势分析,2013-09-04,"1~6月份全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%.其中：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%。 1、全国发电量累计同比增长4.4% 1~6月份，全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%，增速较去年同期提升0.7个百分点，环比持续提升。6月份全国发电量4253亿千瓦时，同比增长6.0%，增速较去年同期提升6.0个百分点，环比也有所提升。我们认为，受用电需求影响，发电量增速仍维持低位，但已较前期有所回升。 图1：全国累计发电量及增速 图2：全国单月发电量及增速 按发电机组类型来看：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%，受去年汛期基数较高影响，增速水平回落；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%，增速低迷；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%，与去年同期相比增速大幅下滑；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%，仍维持较快增长。 图3：不同类型机组发电量累计增速比较 图4：不同类型发电机组单月份额比较 2、云南、新疆、北京发电量增速较快 1~6月份累计发电量同比增长较快的省份主要有云南（26%），新疆（24.5%），北京（19.4%）等，累计同比下降较多的省份有湖北（-3.6%），辽宁（-2.4%），陕西（-2%）等。 6月份当月发电量同比增长较快的省份主要有云南（25.8%），新疆（25.4%），北京（25.1%）等，当月发电量同比下降较多的省份有辽宁（-12%），上海（-9.2%），黑龙江（-6.1%）等。 图5：分省累计发电量以及增速比较 图6：分省当月发电量以及增速比较 3、黑龙江、吉林、云南水电发电量增长较高 6月份全国水电发电量815亿千瓦时，同比增长5.7%，这主要是由于去年水电电量基数较高，水电发电量增速较低。 1~6月份水电发电量增速较快的省份为黑龙江（271.3%），吉林（64.1%），云南（47.1%）等，发电量下降较多的省份是海南（-46.8%），北京（-19.2%），浙江（-15.3%）等。 图7：全国422座大型水库蓄水情况 图8：三峡库区月均入库流量统计 图9：水电累计发电量及增速 图10：水电当月发电量及增速 图11：分省水电累计发电量以及增速比较 4、西藏、新疆、北京火电发电量增速较快 6月份全国火电发电量3240亿千瓦时，同比增长4.9%，比去年同期增速提升9.2个百分点。 1~6月份火电发电量增速较快的省份为西藏（64.4%），新疆（24.4%），北京（20.3%）等，火电发电量下降较多的省份是湖南（-5.8%），黑龙江（-4.7%），辽宁（-3.4%）等。 图12：火电累计发电量及增速 图13：火电当月发电量及增速 图14：分省火电累计发电量以及增速比较 图15：分省火电当月发电量以及增速比较",国际电力网,中商情报网,本站整理,2013-09-04,"发电量 分析"
20,"2017-09-18 04:54:10",http://www.in-en.com/power/UploadPic/2013-9/20139419365656664.jpg,155,"2017-09-18 04:54:10",2013上半年中国发电量形势分析,2013-09-04,"1~6月份全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%.其中：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%。 1、全国发电量累计同比增长4.4% 1~6月份，全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%，增速较去年同期提升0.7个百分点，环比持续提升。6月份全国发电量4253亿千瓦时，同比增长6.0%，增速较去年同期提升6.0个百分点，环比也有所提升。我们认为，受用电需求影响，发电量增速仍维持低位，但已较前期有所回升。 图1：全国累计发电量及增速 图2：全国单月发电量及增速 按发电机组类型来看：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%，受去年汛期基数较高影响，增速水平回落；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%，增速低迷；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%，与去年同期相比增速大幅下滑；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%，仍维持较快增长。 图3：不同类型机组发电量累计增速比较 图4：不同类型发电机组单月份额比较 2、云南、新疆、北京发电量增速较快 1~6月份累计发电量同比增长较快的省份主要有云南（26%），新疆（24.5%），北京（19.4%）等，累计同比下降较多的省份有湖北（-3.6%），辽宁（-2.4%），陕西（-2%）等。 6月份当月发电量同比增长较快的省份主要有云南（25.8%），新疆（25.4%），北京（25.1%）等，当月发电量同比下降较多的省份有辽宁（-12%），上海（-9.2%），黑龙江（-6.1%）等。 图5：分省累计发电量以及增速比较 图6：分省当月发电量以及增速比较 3、黑龙江、吉林、云南水电发电量增长较高 6月份全国水电发电量815亿千瓦时，同比增长5.7%，这主要是由于去年水电电量基数较高，水电发电量增速较低。 1~6月份水电发电量增速较快的省份为黑龙江（271.3%），吉林（64.1%），云南（47.1%）等，发电量下降较多的省份是海南（-46.8%），北京（-19.2%），浙江（-15.3%）等。 图7：全国422座大型水库蓄水情况 图8：三峡库区月均入库流量统计 图9：水电累计发电量及增速 图10：水电当月发电量及增速 图11：分省水电累计发电量以及增速比较 4、西藏、新疆、北京火电发电量增速较快 6月份全国火电发电量3240亿千瓦时，同比增长4.9%，比去年同期增速提升9.2个百分点。 1~6月份火电发电量增速较快的省份为西藏（64.4%），新疆（24.4%），北京（20.3%）等，火电发电量下降较多的省份是湖南（-5.8%），黑龙江（-4.7%），辽宁（-3.4%）等。 图12：火电累计发电量及增速 图13：火电当月发电量及增速 图14：分省火电累计发电量以及增速比较 图15：分省火电当月发电量以及增速比较",国际电力网,中商情报网,本站整理,2013-09-04,"发电量 分析"
21,"2017-09-18 04:54:10",http://www.in-en.com/power/UploadPic/2013-9/20139419372781457.jpg,155,"2017-09-18 04:54:10",2013上半年中国发电量形势分析,2013-09-04,"1~6月份全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%.其中：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%。 1、全国发电量累计同比增长4.4% 1~6月份，全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%，增速较去年同期提升0.7个百分点，环比持续提升。6月份全国发电量4253亿千瓦时，同比增长6.0%，增速较去年同期提升6.0个百分点，环比也有所提升。我们认为，受用电需求影响，发电量增速仍维持低位，但已较前期有所回升。 图1：全国累计发电量及增速 图2：全国单月发电量及增速 按发电机组类型来看：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%，受去年汛期基数较高影响，增速水平回落；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%，增速低迷；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%，与去年同期相比增速大幅下滑；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%，仍维持较快增长。 图3：不同类型机组发电量累计增速比较 图4：不同类型发电机组单月份额比较 2、云南、新疆、北京发电量增速较快 1~6月份累计发电量同比增长较快的省份主要有云南（26%），新疆（24.5%），北京（19.4%）等，累计同比下降较多的省份有湖北（-3.6%），辽宁（-2.4%），陕西（-2%）等。 6月份当月发电量同比增长较快的省份主要有云南（25.8%），新疆（25.4%），北京（25.1%）等，当月发电量同比下降较多的省份有辽宁（-12%），上海（-9.2%），黑龙江（-6.1%）等。 图5：分省累计发电量以及增速比较 图6：分省当月发电量以及增速比较 3、黑龙江、吉林、云南水电发电量增长较高 6月份全国水电发电量815亿千瓦时，同比增长5.7%，这主要是由于去年水电电量基数较高，水电发电量增速较低。 1~6月份水电发电量增速较快的省份为黑龙江（271.3%），吉林（64.1%），云南（47.1%）等，发电量下降较多的省份是海南（-46.8%），北京（-19.2%），浙江（-15.3%）等。 图7：全国422座大型水库蓄水情况 图8：三峡库区月均入库流量统计 图9：水电累计发电量及增速 图10：水电当月发电量及增速 图11：分省水电累计发电量以及增速比较 4、西藏、新疆、北京火电发电量增速较快 6月份全国火电发电量3240亿千瓦时，同比增长4.9%，比去年同期增速提升9.2个百分点。 1~6月份火电发电量增速较快的省份为西藏（64.4%），新疆（24.4%），北京（20.3%）等，火电发电量下降较多的省份是湖南（-5.8%），黑龙江（-4.7%），辽宁（-3.4%）等。 图12：火电累计发电量及增速 图13：火电当月发电量及增速 图14：分省火电累计发电量以及增速比较 图15：分省火电当月发电量以及增速比较",国际电力网,中商情报网,本站整理,2013-09-04,"发电量 分析"
22,"2017-09-18 04:54:10",http://www.in-en.com/power/UploadPic/2013-9/20139419374938260.jpg,155,"2017-09-18 04:54:10",2013上半年中国发电量形势分析,2013-09-04,"1~6月份全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%.其中：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%。 1、全国发电量累计同比增长4.4% 1~6月份，全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%，增速较去年同期提升0.7个百分点，环比持续提升。6月份全国发电量4253亿千瓦时，同比增长6.0%，增速较去年同期提升6.0个百分点，环比也有所提升。我们认为，受用电需求影响，发电量增速仍维持低位，但已较前期有所回升。 图1：全国累计发电量及增速 图2：全国单月发电量及增速 按发电机组类型来看：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%，受去年汛期基数较高影响，增速水平回落；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%，增速低迷；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%，与去年同期相比增速大幅下滑；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%，仍维持较快增长。 图3：不同类型机组发电量累计增速比较 图4：不同类型发电机组单月份额比较 2、云南、新疆、北京发电量增速较快 1~6月份累计发电量同比增长较快的省份主要有云南（26%），新疆（24.5%），北京（19.4%）等，累计同比下降较多的省份有湖北（-3.6%），辽宁（-2.4%），陕西（-2%）等。 6月份当月发电量同比增长较快的省份主要有云南（25.8%），新疆（25.4%），北京（25.1%）等，当月发电量同比下降较多的省份有辽宁（-12%），上海（-9.2%），黑龙江（-6.1%）等。 图5：分省累计发电量以及增速比较 图6：分省当月发电量以及增速比较 3、黑龙江、吉林、云南水电发电量增长较高 6月份全国水电发电量815亿千瓦时，同比增长5.7%，这主要是由于去年水电电量基数较高，水电发电量增速较低。 1~6月份水电发电量增速较快的省份为黑龙江（271.3%），吉林（64.1%），云南（47.1%）等，发电量下降较多的省份是海南（-46.8%），北京（-19.2%），浙江（-15.3%）等。 图7：全国422座大型水库蓄水情况 图8：三峡库区月均入库流量统计 图9：水电累计发电量及增速 图10：水电当月发电量及增速 图11：分省水电累计发电量以及增速比较 4、西藏、新疆、北京火电发电量增速较快 6月份全国火电发电量3240亿千瓦时，同比增长4.9%，比去年同期增速提升9.2个百分点。 1~6月份火电发电量增速较快的省份为西藏（64.4%），新疆（24.4%），北京（20.3%）等，火电发电量下降较多的省份是湖南（-5.8%），黑龙江（-4.7%），辽宁（-3.4%）等。 图12：火电累计发电量及增速 图13：火电当月发电量及增速 图14：分省火电累计发电量以及增速比较 图15：分省火电当月发电量以及增速比较",国际电力网,中商情报网,本站整理,2013-09-04,"发电量 分析"
23,"2017-09-18 04:54:10",http://www.in-en.com/power/UploadPic/2013-9/20139419381175133.jpg,155,"2017-09-18 04:54:10",2013上半年中国发电量形势分析,2013-09-04,"1~6月份全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%.其中：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%。 1、全国发电量累计同比增长4.4% 1~6月份，全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%，增速较去年同期提升0.7个百分点，环比持续提升。6月份全国发电量4253亿千瓦时，同比增长6.0%，增速较去年同期提升6.0个百分点，环比也有所提升。我们认为，受用电需求影响，发电量增速仍维持低位，但已较前期有所回升。 图1：全国累计发电量及增速 图2：全国单月发电量及增速 按发电机组类型来看：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%，受去年汛期基数较高影响，增速水平回落；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%，增速低迷；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%，与去年同期相比增速大幅下滑；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%，仍维持较快增长。 图3：不同类型机组发电量累计增速比较 图4：不同类型发电机组单月份额比较 2、云南、新疆、北京发电量增速较快 1~6月份累计发电量同比增长较快的省份主要有云南（26%），新疆（24.5%），北京（19.4%）等，累计同比下降较多的省份有湖北（-3.6%），辽宁（-2.4%），陕西（-2%）等。 6月份当月发电量同比增长较快的省份主要有云南（25.8%），新疆（25.4%），北京（25.1%）等，当月发电量同比下降较多的省份有辽宁（-12%），上海（-9.2%），黑龙江（-6.1%）等。 图5：分省累计发电量以及增速比较 图6：分省当月发电量以及增速比较 3、黑龙江、吉林、云南水电发电量增长较高 6月份全国水电发电量815亿千瓦时，同比增长5.7%，这主要是由于去年水电电量基数较高，水电发电量增速较低。 1~6月份水电发电量增速较快的省份为黑龙江（271.3%），吉林（64.1%），云南（47.1%）等，发电量下降较多的省份是海南（-46.8%），北京（-19.2%），浙江（-15.3%）等。 图7：全国422座大型水库蓄水情况 图8：三峡库区月均入库流量统计 图9：水电累计发电量及增速 图10：水电当月发电量及增速 图11：分省水电累计发电量以及增速比较 4、西藏、新疆、北京火电发电量增速较快 6月份全国火电发电量3240亿千瓦时，同比增长4.9%，比去年同期增速提升9.2个百分点。 1~6月份火电发电量增速较快的省份为西藏（64.4%），新疆（24.4%），北京（20.3%）等，火电发电量下降较多的省份是湖南（-5.8%），黑龙江（-4.7%），辽宁（-3.4%）等。 图12：火电累计发电量及增速 图13：火电当月发电量及增速 图14：分省火电累计发电量以及增速比较 图15：分省火电当月发电量以及增速比较",国际电力网,中商情报网,本站整理,2013-09-04,"发电量 分析"
24,"2017-09-18 04:54:10",http://www.in-en.com/power/UploadPic/2013-9/20139419384413654.jpg,155,"2017-09-18 04:54:10",2013上半年中国发电量形势分析,2013-09-04,"1~6月份全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%.其中：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%。 1、全国发电量累计同比增长4.4% 1~6月份，全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%，增速较去年同期提升0.7个百分点，环比持续提升。6月份全国发电量4253亿千瓦时，同比增长6.0%，增速较去年同期提升6.0个百分点，环比也有所提升。我们认为，受用电需求影响，发电量增速仍维持低位，但已较前期有所回升。 图1：全国累计发电量及增速 图2：全国单月发电量及增速 按发电机组类型来看：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%，受去年汛期基数较高影响，增速水平回落；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%，增速低迷；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%，与去年同期相比增速大幅下滑；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%，仍维持较快增长。 图3：不同类型机组发电量累计增速比较 图4：不同类型发电机组单月份额比较 2、云南、新疆、北京发电量增速较快 1~6月份累计发电量同比增长较快的省份主要有云南（26%），新疆（24.5%），北京（19.4%）等，累计同比下降较多的省份有湖北（-3.6%），辽宁（-2.4%），陕西（-2%）等。 6月份当月发电量同比增长较快的省份主要有云南（25.8%），新疆（25.4%），北京（25.1%）等，当月发电量同比下降较多的省份有辽宁（-12%），上海（-9.2%），黑龙江（-6.1%）等。 图5：分省累计发电量以及增速比较 图6：分省当月发电量以及增速比较 3、黑龙江、吉林、云南水电发电量增长较高 6月份全国水电发电量815亿千瓦时，同比增长5.7%，这主要是由于去年水电电量基数较高，水电发电量增速较低。 1~6月份水电发电量增速较快的省份为黑龙江（271.3%），吉林（64.1%），云南（47.1%）等，发电量下降较多的省份是海南（-46.8%），北京（-19.2%），浙江（-15.3%）等。 图7：全国422座大型水库蓄水情况 图8：三峡库区月均入库流量统计 图9：水电累计发电量及增速 图10：水电当月发电量及增速 图11：分省水电累计发电量以及增速比较 4、西藏、新疆、北京火电发电量增速较快 6月份全国火电发电量3240亿千瓦时，同比增长4.9%，比去年同期增速提升9.2个百分点。 1~6月份火电发电量增速较快的省份为西藏（64.4%），新疆（24.4%），北京（20.3%）等，火电发电量下降较多的省份是湖南（-5.8%），黑龙江（-4.7%），辽宁（-3.4%）等。 图12：火电累计发电量及增速 图13：火电当月发电量及增速 图14：分省火电累计发电量以及增速比较 图15：分省火电当月发电量以及增速比较",国际电力网,中商情报网,本站整理,2013-09-04,"发电量 分析"
25,"2017-09-18 04:54:10",http://www.in-en.com/power/UploadPic/2013-9/2013941939581027.jpg,155,"2017-09-18 04:54:10",2013上半年中国发电量形势分析,2013-09-04,"1~6月份全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%.其中：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%。 1、全国发电量累计同比增长4.4% 1~6月份，全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%，增速较去年同期提升0.7个百分点，环比持续提升。6月份全国发电量4253亿千瓦时，同比增长6.0%，增速较去年同期提升6.0个百分点，环比也有所提升。我们认为，受用电需求影响，发电量增速仍维持低位，但已较前期有所回升。 图1：全国累计发电量及增速 图2：全国单月发电量及增速 按发电机组类型来看：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%，受去年汛期基数较高影响，增速水平回落；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%，增速低迷；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%，与去年同期相比增速大幅下滑；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%，仍维持较快增长。 图3：不同类型机组发电量累计增速比较 图4：不同类型发电机组单月份额比较 2、云南、新疆、北京发电量增速较快 1~6月份累计发电量同比增长较快的省份主要有云南（26%），新疆（24.5%），北京（19.4%）等，累计同比下降较多的省份有湖北（-3.6%），辽宁（-2.4%），陕西（-2%）等。 6月份当月发电量同比增长较快的省份主要有云南（25.8%），新疆（25.4%），北京（25.1%）等，当月发电量同比下降较多的省份有辽宁（-12%），上海（-9.2%），黑龙江（-6.1%）等。 图5：分省累计发电量以及增速比较 图6：分省当月发电量以及增速比较 3、黑龙江、吉林、云南水电发电量增长较高 6月份全国水电发电量815亿千瓦时，同比增长5.7%，这主要是由于去年水电电量基数较高，水电发电量增速较低。 1~6月份水电发电量增速较快的省份为黑龙江（271.3%），吉林（64.1%），云南（47.1%）等，发电量下降较多的省份是海南（-46.8%），北京（-19.2%），浙江（-15.3%）等。 图7：全国422座大型水库蓄水情况 图8：三峡库区月均入库流量统计 图9：水电累计发电量及增速 图10：水电当月发电量及增速 图11：分省水电累计发电量以及增速比较 4、西藏、新疆、北京火电发电量增速较快 6月份全国火电发电量3240亿千瓦时，同比增长4.9%，比去年同期增速提升9.2个百分点。 1~6月份火电发电量增速较快的省份为西藏（64.4%），新疆（24.4%），北京（20.3%）等，火电发电量下降较多的省份是湖南（-5.8%），黑龙江（-4.7%），辽宁（-3.4%）等。 图12：火电累计发电量及增速 图13：火电当月发电量及增速 图14：分省火电累计发电量以及增速比较 图15：分省火电当月发电量以及增速比较",国际电力网,中商情报网,本站整理,2013-09-04,"发电量 分析"
26,"2017-09-18 04:54:10",http://www.in-en.com/power/UploadPic/2013-9/20139419392873559.jpg,155,"2017-09-18 04:54:10",2013上半年中国发电量形势分析,2013-09-04,"1~6月份全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%.其中：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%。 1、全国发电量累计同比增长4.4% 1~6月份，全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%，增速较去年同期提升0.7个百分点，环比持续提升。6月份全国发电量4253亿千瓦时，同比增长6.0%，增速较去年同期提升6.0个百分点，环比也有所提升。我们认为，受用电需求影响，发电量增速仍维持低位，但已较前期有所回升。 图1：全国累计发电量及增速 图2：全国单月发电量及增速 按发电机组类型来看：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%，受去年汛期基数较高影响，增速水平回落；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%，增速低迷；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%，与去年同期相比增速大幅下滑；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%，仍维持较快增长。 图3：不同类型机组发电量累计增速比较 图4：不同类型发电机组单月份额比较 2、云南、新疆、北京发电量增速较快 1~6月份累计发电量同比增长较快的省份主要有云南（26%），新疆（24.5%），北京（19.4%）等，累计同比下降较多的省份有湖北（-3.6%），辽宁（-2.4%），陕西（-2%）等。 6月份当月发电量同比增长较快的省份主要有云南（25.8%），新疆（25.4%），北京（25.1%）等，当月发电量同比下降较多的省份有辽宁（-12%），上海（-9.2%），黑龙江（-6.1%）等。 图5：分省累计发电量以及增速比较 图6：分省当月发电量以及增速比较 3、黑龙江、吉林、云南水电发电量增长较高 6月份全国水电发电量815亿千瓦时，同比增长5.7%，这主要是由于去年水电电量基数较高，水电发电量增速较低。 1~6月份水电发电量增速较快的省份为黑龙江（271.3%），吉林（64.1%），云南（47.1%）等，发电量下降较多的省份是海南（-46.8%），北京（-19.2%），浙江（-15.3%）等。 图7：全国422座大型水库蓄水情况 图8：三峡库区月均入库流量统计 图9：水电累计发电量及增速 图10：水电当月发电量及增速 图11：分省水电累计发电量以及增速比较 4、西藏、新疆、北京火电发电量增速较快 6月份全国火电发电量3240亿千瓦时，同比增长4.9%，比去年同期增速提升9.2个百分点。 1~6月份火电发电量增速较快的省份为西藏（64.4%），新疆（24.4%），北京（20.3%）等，火电发电量下降较多的省份是湖南（-5.8%），黑龙江（-4.7%），辽宁（-3.4%）等。 图12：火电累计发电量及增速 图13：火电当月发电量及增速 图14：分省火电累计发电量以及增速比较 图15：分省火电当月发电量以及增速比较",国际电力网,中商情报网,本站整理,2013-09-04,"发电量 分析"
27,"2017-09-18 04:54:10",http://www.in-en.com/power/UploadPic/2013-9/20139419395431004.jpg,155,"2017-09-18 04:54:10",2013上半年中国发电量形势分析,2013-09-04,"1~6月份全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%.其中：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%。 1、全国发电量累计同比增长4.4% 1~6月份，全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%，增速较去年同期提升0.7个百分点，环比持续提升。6月份全国发电量4253亿千瓦时，同比增长6.0%，增速较去年同期提升6.0个百分点，环比也有所提升。我们认为，受用电需求影响，发电量增速仍维持低位，但已较前期有所回升。 图1：全国累计发电量及增速 图2：全国单月发电量及增速 按发电机组类型来看：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%，受去年汛期基数较高影响，增速水平回落；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%，增速低迷；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%，与去年同期相比增速大幅下滑；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%，仍维持较快增长。 图3：不同类型机组发电量累计增速比较 图4：不同类型发电机组单月份额比较 2、云南、新疆、北京发电量增速较快 1~6月份累计发电量同比增长较快的省份主要有云南（26%），新疆（24.5%），北京（19.4%）等，累计同比下降较多的省份有湖北（-3.6%），辽宁（-2.4%），陕西（-2%）等。 6月份当月发电量同比增长较快的省份主要有云南（25.8%），新疆（25.4%），北京（25.1%）等，当月发电量同比下降较多的省份有辽宁（-12%），上海（-9.2%），黑龙江（-6.1%）等。 图5：分省累计发电量以及增速比较 图6：分省当月发电量以及增速比较 3、黑龙江、吉林、云南水电发电量增长较高 6月份全国水电发电量815亿千瓦时，同比增长5.7%，这主要是由于去年水电电量基数较高，水电发电量增速较低。 1~6月份水电发电量增速较快的省份为黑龙江（271.3%），吉林（64.1%），云南（47.1%）等，发电量下降较多的省份是海南（-46.8%），北京（-19.2%），浙江（-15.3%）等。 图7：全国422座大型水库蓄水情况 图8：三峡库区月均入库流量统计 图9：水电累计发电量及增速 图10：水电当月发电量及增速 图11：分省水电累计发电量以及增速比较 4、西藏、新疆、北京火电发电量增速较快 6月份全国火电发电量3240亿千瓦时，同比增长4.9%，比去年同期增速提升9.2个百分点。 1~6月份火电发电量增速较快的省份为西藏（64.4%），新疆（24.4%），北京（20.3%）等，火电发电量下降较多的省份是湖南（-5.8%），黑龙江（-4.7%），辽宁（-3.4%）等。 图12：火电累计发电量及增速 图13：火电当月发电量及增速 图14：分省火电累计发电量以及增速比较 图15：分省火电当月发电量以及增速比较",国际电力网,中商情报网,本站整理,2013-09-04,"发电量 分析"
28,"2017-09-18 04:54:10",http://www.in-en.com/power/UploadPic/2013-9/20139419402184666.jpg,155,"2017-09-18 04:54:10",2013上半年中国发电量形势分析,2013-09-04,"1~6月份全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%.其中：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%。 1、全国发电量累计同比增长4.4% 1~6月份，全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%，增速较去年同期提升0.7个百分点，环比持续提升。6月份全国发电量4253亿千瓦时，同比增长6.0%，增速较去年同期提升6.0个百分点，环比也有所提升。我们认为，受用电需求影响，发电量增速仍维持低位，但已较前期有所回升。 图1：全国累计发电量及增速 图2：全国单月发电量及增速 按发电机组类型来看：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%，受去年汛期基数较高影响，增速水平回落；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%，增速低迷；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%，与去年同期相比增速大幅下滑；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%，仍维持较快增长。 图3：不同类型机组发电量累计增速比较 图4：不同类型发电机组单月份额比较 2、云南、新疆、北京发电量增速较快 1~6月份累计发电量同比增长较快的省份主要有云南（26%），新疆（24.5%），北京（19.4%）等，累计同比下降较多的省份有湖北（-3.6%），辽宁（-2.4%），陕西（-2%）等。 6月份当月发电量同比增长较快的省份主要有云南（25.8%），新疆（25.4%），北京（25.1%）等，当月发电量同比下降较多的省份有辽宁（-12%），上海（-9.2%），黑龙江（-6.1%）等。 图5：分省累计发电量以及增速比较 图6：分省当月发电量以及增速比较 3、黑龙江、吉林、云南水电发电量增长较高 6月份全国水电发电量815亿千瓦时，同比增长5.7%，这主要是由于去年水电电量基数较高，水电发电量增速较低。 1~6月份水电发电量增速较快的省份为黑龙江（271.3%），吉林（64.1%），云南（47.1%）等，发电量下降较多的省份是海南（-46.8%），北京（-19.2%），浙江（-15.3%）等。 图7：全国422座大型水库蓄水情况 图8：三峡库区月均入库流量统计 图9：水电累计发电量及增速 图10：水电当月发电量及增速 图11：分省水电累计发电量以及增速比较 4、西藏、新疆、北京火电发电量增速较快 6月份全国火电发电量3240亿千瓦时，同比增长4.9%，比去年同期增速提升9.2个百分点。 1~6月份火电发电量增速较快的省份为西藏（64.4%），新疆（24.4%），北京（20.3%）等，火电发电量下降较多的省份是湖南（-5.8%），黑龙江（-4.7%），辽宁（-3.4%）等。 图12：火电累计发电量及增速 图13：火电当月发电量及增速 图14：分省火电累计发电量以及增速比较 图15：分省火电当月发电量以及增速比较",国际电力网,中商情报网,本站整理,2013-09-04,"发电量 分析"
29,"2017-09-18 04:54:10",http://www.in-en.com/power/UploadPic/2013-9/20139419404493546.jpg,155,"2017-09-18 04:54:10",2013上半年中国发电量形势分析,2013-09-04,"1~6月份全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%.其中：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%。 1、全国发电量累计同比增长4.4% 1~6月份，全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%，增速较去年同期提升0.7个百分点，环比持续提升。6月份全国发电量4253亿千瓦时，同比增长6.0%，增速较去年同期提升6.0个百分点，环比也有所提升。我们认为，受用电需求影响，发电量增速仍维持低位，但已较前期有所回升。 图1：全国累计发电量及增速 图2：全国单月发电量及增速 按发电机组类型来看：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%，受去年汛期基数较高影响，增速水平回落；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%，增速低迷；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%，与去年同期相比增速大幅下滑；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%，仍维持较快增长。 图3：不同类型机组发电量累计增速比较 图4：不同类型发电机组单月份额比较 2、云南、新疆、北京发电量增速较快 1~6月份累计发电量同比增长较快的省份主要有云南（26%），新疆（24.5%），北京（19.4%）等，累计同比下降较多的省份有湖北（-3.6%），辽宁（-2.4%），陕西（-2%）等。 6月份当月发电量同比增长较快的省份主要有云南（25.8%），新疆（25.4%），北京（25.1%）等，当月发电量同比下降较多的省份有辽宁（-12%），上海（-9.2%），黑龙江（-6.1%）等。 图5：分省累计发电量以及增速比较 图6：分省当月发电量以及增速比较 3、黑龙江、吉林、云南水电发电量增长较高 6月份全国水电发电量815亿千瓦时，同比增长5.7%，这主要是由于去年水电电量基数较高，水电发电量增速较低。 1~6月份水电发电量增速较快的省份为黑龙江（271.3%），吉林（64.1%），云南（47.1%）等，发电量下降较多的省份是海南（-46.8%），北京（-19.2%），浙江（-15.3%）等。 图7：全国422座大型水库蓄水情况 图8：三峡库区月均入库流量统计 图9：水电累计发电量及增速 图10：水电当月发电量及增速 图11：分省水电累计发电量以及增速比较 4、西藏、新疆、北京火电发电量增速较快 6月份全国火电发电量3240亿千瓦时，同比增长4.9%，比去年同期增速提升9.2个百分点。 1~6月份火电发电量增速较快的省份为西藏（64.4%），新疆（24.4%），北京（20.3%）等，火电发电量下降较多的省份是湖南（-5.8%），黑龙江（-4.7%），辽宁（-3.4%）等。 图12：火电累计发电量及增速 图13：火电当月发电量及增速 图14：分省火电累计发电量以及增速比较 图15：分省火电当月发电量以及增速比较",国际电力网,中商情报网,本站整理,2013-09-04,"发电量 分析"
30,"2017-09-18 04:54:10",http://www.in-en.com/power/UploadPic/2013-9/2013941941895150.jpg,155,"2017-09-18 04:54:10",2013上半年中国发电量形势分析,2013-09-04,"1~6月份全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%.其中：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%。 1、全国发电量累计同比增长4.4% 1~6月份，全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%，增速较去年同期提升0.7个百分点，环比持续提升。6月份全国发电量4253亿千瓦时，同比增长6.0%，增速较去年同期提升6.0个百分点，环比也有所提升。我们认为，受用电需求影响，发电量增速仍维持低位，但已较前期有所回升。 图1：全国累计发电量及增速 图2：全国单月发电量及增速 按发电机组类型来看：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%，受去年汛期基数较高影响，增速水平回落；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%，增速低迷；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%，与去年同期相比增速大幅下滑；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%，仍维持较快增长。 图3：不同类型机组发电量累计增速比较 图4：不同类型发电机组单月份额比较 2、云南、新疆、北京发电量增速较快 1~6月份累计发电量同比增长较快的省份主要有云南（26%），新疆（24.5%），北京（19.4%）等，累计同比下降较多的省份有湖北（-3.6%），辽宁（-2.4%），陕西（-2%）等。 6月份当月发电量同比增长较快的省份主要有云南（25.8%），新疆（25.4%），北京（25.1%）等，当月发电量同比下降较多的省份有辽宁（-12%），上海（-9.2%），黑龙江（-6.1%）等。 图5：分省累计发电量以及增速比较 图6：分省当月发电量以及增速比较 3、黑龙江、吉林、云南水电发电量增长较高 6月份全国水电发电量815亿千瓦时，同比增长5.7%，这主要是由于去年水电电量基数较高，水电发电量增速较低。 1~6月份水电发电量增速较快的省份为黑龙江（271.3%），吉林（64.1%），云南（47.1%）等，发电量下降较多的省份是海南（-46.8%），北京（-19.2%），浙江（-15.3%）等。 图7：全国422座大型水库蓄水情况 图8：三峡库区月均入库流量统计 图9：水电累计发电量及增速 图10：水电当月发电量及增速 图11：分省水电累计发电量以及增速比较 4、西藏、新疆、北京火电发电量增速较快 6月份全国火电发电量3240亿千瓦时，同比增长4.9%，比去年同期增速提升9.2个百分点。 1~6月份火电发电量增速较快的省份为西藏（64.4%），新疆（24.4%），北京（20.3%）等，火电发电量下降较多的省份是湖南（-5.8%），黑龙江（-4.7%），辽宁（-3.4%）等。 图12：火电累计发电量及增速 图13：火电当月发电量及增速 图14：分省火电累计发电量以及增速比较 图15：分省火电当月发电量以及增速比较",国际电力网,中商情报网,本站整理,2013-09-04,"发电量 分析"
31,"2017-09-18 04:54:10",http://www.in-en.com/power/UploadPic/2013-9/20139419413047945.jpg,155,"2017-09-18 04:54:10",2013上半年中国发电量形势分析,2013-09-04,"1~6月份全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%.其中：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%。 1、全国发电量累计同比增长4.4% 1~6月份，全国累计发电量24342亿千瓦时，同比增长4.4%，增速较去年同期提升0.7个百分点，环比持续提升。6月份全国发电量4253亿千瓦时，同比增长6.0%，增速较去年同期提升6.0个百分点，环比也有所提升。我们认为，受用电需求影响，发电量增速仍维持低位，但已较前期有所回升。 图1：全国累计发电量及增速 图2：全国单月发电量及增速 按发电机组类型来看：水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%，受去年汛期基数较高影响，增速水平回落；火电发电量19955亿千瓦时，同比增长2.6%，增速低迷；核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%，与去年同期相比增速大幅下滑；风力发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%，仍维持较快增长。 图3：不同类型机组发电量累计增速比较 图4：不同类型发电机组单月份额比较 2、云南、新疆、北京发电量增速较快 1~6月份累计发电量同比增长较快的省份主要有云南（26%），新疆（24.5%），北京（19.4%）等，累计同比下降较多的省份有湖北（-3.6%），辽宁（-2.4%），陕西（-2%）等。 6月份当月发电量同比增长较快的省份主要有云南（25.8%），新疆（25.4%），北京（25.1%）等，当月发电量同比下降较多的省份有辽宁（-12%），上海（-9.2%），黑龙江（-6.1%）等。 图5：分省累计发电量以及增速比较 图6：分省当月发电量以及增速比较 3、黑龙江、吉林、云南水电发电量增长较高 6月份全国水电发电量815亿千瓦时，同比增长5.7%，这主要是由于去年水电电量基数较高，水电发电量增速较低。 1~6月份水电发电量增速较快的省份为黑龙江（271.3%），吉林（64.1%），云南（47.1%）等，发电量下降较多的省份是海南（-46.8%），北京（-19.2%），浙江（-15.3%）等。 图7：全国422座大型水库蓄水情况 图8：三峡库区月均入库流量统计 图9：水电累计发电量及增速 图10：水电当月发电量及增速 图11：分省水电累计发电量以及增速比较 4、西藏、新疆、北京火电发电量增速较快 6月份全国火电发电量3240亿千瓦时，同比增长4.9%，比去年同期增速提升9.2个百分点。 1~6月份火电发电量增速较快的省份为西藏（64.4%），新疆（24.4%），北京（20.3%）等，火电发电量下降较多的省份是湖南（-5.8%），黑龙江（-4.7%），辽宁（-3.4%）等。 图12：火电累计发电量及增速 图13：火电当月发电量及增速 图14：分省火电累计发电量以及增速比较 图15：分省火电当月发电量以及增速比较",国际电力网,中商情报网,本站整理,2013-09-04,"发电量 分析"
32,"2017-09-18 05:07:02",http://www.in-en.com/power/UploadPic/2011-8/201182853547258.jpg,299,"2017-09-18 05:07:02","光伏标杆上网电价出炉 五大电力集团受益",2011-08-02,"　　一、光伏应用市场真正启动 　　国家发改委１日宣布制定全国统一的太阳能光伏发电标杆上网电价，按项目核准及建成时间的不同，上网电价分别核定为每千瓦时1.15元和每千瓦时1元。这意味着业界期待多年、对光伏市场启动有着标志意义的上网电价政策(又称“固定电价政策”)正式出台。 　　国内光伏扶持政策获重大突破 　　“这次政策最重大的意义不在于上网电价多少，而在于政策出台本身。”中国可再生能源学会副理事长孟宪淦１日在接受记者采访时表示，固定电价政策是全世界最普遍通行的光伏发电扶持措施，也是多年来推动欧洲光伏应用大规模发展的主流政策。它在中国的推出是国内光伏扶持政策的一个重大突破。 　　在他看来，过去中国没有这么一个政策，因此光伏市场发展也相对缓慢，但如今有了一个统一的标杆电价，先不论电价高低，至少对光伏行业是个好事情。 　　“这次政策的出台时间也比我们预期得更早。”孟宪淦说，“原先业界普遍预计2015年前中国能将光伏投资控制在每千瓦15000元，光伏发电上网电价能控制在每度电1元，2020年则能将每千瓦光伏投资控制在10000元，光伏发电上网电价则能降低到在每度电0.6元。” 　　对此，长江证券分析师邹戈表示，此次全国统一性标杆上网电价的出台时间早于市场普遍预计的2012年到2013年。 　　“我们认为此举具有里程碑意义，标志着国内光伏市场真正启动。行业对比发现，上网电价法出台以后，国内的风电市场启动;跨国对比发现，上网电价法出台以后，德国、西班牙、意大利的市场才开始爆发。”邹戈说。 　　中国太阳能学会常务理事、国家金太阳工程审核专家李安定则告诉记者，当前光伏发电成本已经大幅下降，出台上网电价政策正当其时。 　　标杆电价并非一成不变 　　在此前的多次行业论坛和会议上，几乎所有与会的光伏企业负责人与行业专家都认为：只有上网发电才是决定国内光伏产业命运的最重要政策。而光伏上网发电最大的瓶颈在于上网电价。如果电价过高，则光伏发电相比火电没有竞争力;过低的话，则光伏企业无力承受。 　　对于发改委发布的文件，国内一家大型光伏企业管理人士昨告诉记者，在西部地区执行1.15元/度的上网电价，即便和欧洲补贴政策相比也不差，这对业主和组件生产商都将带来巨大刺激，对上游产业也将带来极大拉动。 　　“即便是每度电1元的话也是在合理范围内，但需要组件厂配合业主。对一些成本控制较好、具规模优势的大厂来说应该不成问题。”该人士说。 　　但李安定表示，统一标杆电价的推出虽然是一大进步，今后还有必要按照不同的地区确定不同的电价，“毕竟，不同地区的光照条件也不一样，光伏发电的成本回收周期也不一致。” 　　“当然，这一标杆电价并不是一成不变的。”孟宪淦指出，文件中已经明确，发改委将根据投资成本变化、技术进步情况等因素适时调整标杆电价，这也是国际上通行的做法。 　　业内人士指出，光伏产业链上的多家公司，如海通集团、南玻A、乐山电力、新大新材等都将从中受益。 　　二、光伏标杆上网电价出炉 地方补贴短期难引退 　　千呼万唤声中，被业界看作光伏市场启动关键的光伏标杆上网电价终于出台。8月1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》，明确今年7月1日前后核准的光伏发电项目的上网电价分别为每千瓦时1.15元和1元。 　　分析人士认为，标杆上网电价虽然低于各地标准，但这标志着国内市场真正启动，利好光伏产业发展。 　　根据通知，今年7月1日以前核准建设、2011年12月31日建成投产、发改委尚未核定价格的太阳能光伏发电项目，上网电价统一核定为每千瓦时1.15元;今年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目，以及今年7月1日之前核准但截至今年12月31日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外，其余省(区、市)上网电价均按每千瓦时1元执行。发改委还表示，将根据投资成本变化、技术进步情况等因素，适时调整光伏标杆上网电价。 　　光伏标杆上网电价，低于此前部分地方确定的光伏电价标准。据记者了解，江苏规划每千瓦时1.4元，青海省是每千瓦时1.15元，山东省标准略高，计划2010年投产的电价是每千瓦时1.7元，2011年投产的电价是每千瓦时1.4元，2012年投产的是每千瓦时1.2元。 　　尽管低于地方标准，但标杆电价的出台意义依然重大。此前，我国对光伏产业的扶持，一直停留在补贴安装上，如推出“金太阳”工程等，上网电价问题却迟迟没有解决。 　　华泰联合证券分析师孙立平认为，市场对发改委的定价可能偏低早有预期，但考虑到地方政府或有所补贴，所以短期对企业影响不大。此外，较低的基准定价对企业的影响会由于企业控制成本的能力而有所不同，因此有助于加速光伏行业优胜劣汰的过程。 　　长江证券报告也将此举看作是国内市场真正启动的标志，因为光伏标杆电价的出台时间早于市场普遍预计的2012年-2013年。而且从经验上来看，上网电价法出台以后，国内的风电市场正式启动。 　　但不可忽视的是，由于标杆上网电价与光伏发电成本相比还有一定差距，地方财政仍存在一定的压力。据业内人士测算，以青海为例，该地区计划的光伏发电安装总量为800兆瓦，若按照1.15元/千瓦时的上网电价标准，则需补贴130亿，对于财政收入在200亿元水平的青海来说，有一定难度。 　　在标杆上网电价出台的同时，太阳能产业的发展路线图也越来越清晰。据记者了解，有关部门拟定到2015年，太阳能装机容量达到千万千瓦以上，光伏发电在用户侧实现平价上网;到2020年，太阳能撞击容量达到4000万千瓦以上，实现发电侧平价上网。 　　三、光伏标杆电价“统一价格”出炉 五大电力集团受益 　　国家发展和改革委员会网站8月1日发布《国家发展改革委关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》(下称《通知》)称，今年7月前核准建设、年底前建成投产且尚未定价的光伏项目，上网电价为1.15元人民币/千瓦时(含税);7月及以后核准的，及7月之前核准但截至年底仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外，其余省(区、市)上网电价均按每千瓦时1元执行。 　　根据《通知》，今后，光伏发电标杆上网电价将由国家发改委“根据投资成本变化、技术进步情况等因素适时调整”。 　　此前，中国的光伏发展相对缓慢，缺乏固定的上网标杆电价被认为是主因。业内人士认为，此次发布的光伏发电标杆上网电价政策，虽然在一些核心细节上仍待完善，但对于开启中国的光伏应用市场将起到决定性的作用。 　　受消息影响，昨日光伏板块股票出现了一波上涨：多晶硅龙头企业保利协鑫收涨4.78%;超日太阳涨6.62%，天威保变涨2.9%;向日葵涨1.9%。 　　不过，有业内人士分析，此次出台上网标杆电价对上游的制造企业利好有限，下游的运营商将是实际的获益者。 　　 　　中国光伏发电标杆上网电价昨日出炉，将实行“统一价格”。 　　启动光伏应用市场 　　“之所以现在才推出，是因为对光伏的经济性此前有所担心。但是最近这两年地方政府、相关行业都有很高的积极性，光伏设备的成本下降很快。”中国可再生能源学会光伏专委会的一位负责人在接受记者采访时称。 　　此前，中国在光伏发展政策上门类繁多，但偏偏缺乏明确的上网标杆电价。由于没有准确的盈利预期，同时支持力度偏小，因此光伏运营商在投资时颇为谨慎。 　　对于存量的1.15元的光伏标杆电价，以及增量的1元的光伏标杆电价，一家国际排名前十的光伏组件制造企业相关人士称，“我们曾经测算过，在青海、西藏这样光照条件优良的地区，按照系统每瓦16-17元的样子，按照8%的内生利润率，成本在0.9元/度。1元/度的电价可以做到微利，而1.15元/度则可以获得不错的利润。” 　　上述人士称，他预计在青海、西藏、内蒙古这样的省份，光伏运用市场可能会快速启动，而其他地区可能还需等待光伏发电成本的进一步下降。 　　不过，光伏应用市场是否会随着上网电价的出炉而迅猛启动，仍是未知数。华泰联合证券电力设备及新能源行业分析师王海生认为，这个启动，应该是从长期的时间跨度上来看的。“但短期来看，不一定能够看到一个爆发式的增长。” 　　王海生的理由是价格仍有一定差距。以1元/度的电价为例，相比意大利(光照情况接近中国西部)2012年底的最低水平还低30%。虽然没有规定享受补贴年限，但根据风电电价和特许权招标的规定，估计在15年左右。按此计算，则2000小时地区，为实现8%的内部收益率，系统含税成本需降至12元以下。“而现在系统每瓦成本在14-15元，所以还是非常有挑战的。” 　　中国除了西藏地区(1.15元/度)外，接下来对新增的光伏项目将实行1元/度的上网电价，因此未来中国的光伏装机将主要集中在西部地区。而西部地区正是电网支持较差的区域。厦门大学能源经济研究中心主任林伯强称，“如果不解决上网问题，光伏发电恐怕会走上风电老路，也就是，发电规模很大，但上网的规模有限。” 　　根据路透社提供的数据，中国是世界光伏电池和组件的最大生产国，占据全球光伏市场半壁江山，国内无锡尚德、晶澳、英利及天合光能去年出货量均超过1GW(1GW=1000MW，1MW=1000KW)。不过，即便按2015年中国10GW的累计光伏装机目标而言，与德国2010年单年约7GW的装机量、全球约16GW的量相比，规模仍不大。 　　关键细节缺失 　　此次《通知》中最令人意外的是，没有公布实行光伏上网标杆电价的年限，也没有公布在什么情况下开始下调上网标杆电价的条件以及幅度。而这两大问题正是最为核心的细节。 　　一家专注于海外光伏应用市场的运营商的相关负责人向早报记者表示，“这次居然没有提到补贴的年限。”在此背景下，要计算盈利前景是相当困难的。1.15年/度补贴1年与补贴20年是完全不同的结果。 　　上述国际排名前十的光伏组件制造企业相关人士向早报记者称，没有年限，要进行投资必然顾虑重重。尤其是《通知》还说电价会下调，但具体装机容量达到什么条件开始下调，逐年下调的幅度怎么定，也没说，这就相当于在头顶悬着一把剑。 　　“从《通知》本身来看，并不是很完善。大家的疑问很多，不断有人打电话来讨论这件事情。”中国可再生能源学会光伏专委会的一位负责人无奈地说，“还有就是地区的资源差异性。” 　　中国幅员辽阔，相当于27个德国的面积。可是这次中国在区域电价上却基本只有一档。“中国是否应该一个价格就覆盖大部分区域呢?”上述负责人称，最终的结果估计就是光照条件好的地区先发展。同时一些财力比较强的省市，比如江苏、山东这样的东部省份，可以通过对本省的光伏项目再进行补贴，以实现装机的快速发展。“但是其他光照一般、财力也一般的省份，恐怕就得等一等了。” 　　由于相关的细节不够详细，有的运营商在看好中国光伏未来发展前景的同时，目前只是选择观望。一家专注海外光伏应用市场的运营商负责人向记者表示，“在海外长期运营后，再深入中国项目中，突然发现中国的衔接流程有很大的问题。比如说青海说电价1.15元/度，这时我是投还是不投?补多少年?电网公司能否在动工前与运营商签订上网协议?电力公司怎么拿到钱，并最终返还给运营商?还有最后发票能不能开出来?这些都是非常实际的问题。” 　　一位知情人士透露，“(《通知》)应该是一个简化版的过渡性的政策。” 　　上述人士称，政府做这个事情的时候就是一个权宜之计。近一段时间，地方经常找国家发改委和能源局，要电价，找得它们都不堪重负了。于是就先出个临时性政策再说，接下来再摸着石头过河。因为不管怎么样，最后还有审批的权限呢，封住口就是。 　　“这个政策出得是对政府无比有利的。它永远也不会吃亏。因为它没有承诺什么，给出了电价，但是没有给出补贴这个电价的时限，而且还说随时可以下调。”上述人士称。 　　另有知情人士称，在2009年前有一段政策空当期，地方政府也可以批准光伏项目。有些企业为了跑马圈地，不惜投出0.3-0.4元每度的超低电价。然而实际运行中这些企业又不断亏损，于是又到国家发改委“求爷爷告奶奶”希望上调电价。 　　不过，王海生称，政策出台的大背景是，之前大家都在抱怨缺乏一个政策，现在政府就推出这个政策，然后看市场的反应。如果有问题，再调整。如果市场过度火爆，那么肯定会下调。 　　“这个政策本身就留了不少余地，而且留得很狠。这不像德国，德国规定了每年下降多少。中国的政策是‘可能下调’，但是下调多少，达到什么条件下调，什么都没说，不确定性非常大。一旦突然变化，市场参与者是一点办法也没有。”王海生称。 　　五大电力集团得利 　　通知出台后，凡是与光伏相关的股票几乎出现了普涨。不过业内人士分析认为，上游的制造业未来获利有限，真正利好的实际是下游的光伏运营企业。 　　“中国的买主，就是这些电力集团，最擅长的事情就是压价了。”王海生称，“对设备企业而言，量有多大，是非常关键的。但中国市场的体量并不大，今年估计只是占到全球5%的水平。即使明年放量了，也起不到多大的拉动作用。而价格又有这么大的压力，同时具有很高的不确定性，因此对设备企业来说促进是不大的。” 　　王海生认为，“在中国能够拿到项目肯定大部分是像五大电力集团这样的国有能源企业，但是每个光伏电站的装机都是相对较小的。它们不太会完全靠自己的力量来做，而是跟组件厂或者开发商合作。你们开发，我来收购。这种模式能够参与得上的企业，就能够盈利。因为建设电站的人可以压上游的价格，同时最后卖出时得到一个可以接受的价格。而它要付出的资本，总体上是可控的，所以建设方是最有利的。” 　　王海生打了一个比方，光伏产业链各个环节，随着进口替代完成，都在走向过剩。光伏是半导体技术的低端应用，也就是做分米级的PN结。没有特别的技术门槛。“如果光伏制造如家电，电站开发就是当年的苏宁。” 　　不过即使如此，运营商要想拿到项目也不是那么简单。一家专注于海外光伏应用市场的运营商的相关负责人称，青海的情况是当地发改委直接把项目划给几大电力和能源公司的。民营企业只能是通过各种合作的方式参与这些项目。“感觉这些大项目，发改委还是喜欢和大央企做。民营公司要做第一手合作还是很难。其实民营有好的技术和资金。比如青海这个项目，企业开会通知是怎么通知的?有几家民企接到通知了呢?” 　　一家组件产能全球前十的组件企业的相关负责人也向记者坦承，他们很看好青海的光伏发展前景。但是他们在这一市场并未取得突破。 　　电价附加或上调 　　据中国可再生能源学会光伏专委会的一位负责人称，如果中国光伏市场真正开启，资金可能会有些问题。 　　“不光光伏，还有风电、生物质发电。发展迅猛，肯定会造成可再生能源附加电价收上来的钱不够平衡。有两种办法，一种是有多少钱，办多少事，收上来多少，就批多少项目。还有就是上调附加征收标准。但这得考虑更多的因素，比如对国民经济运行压力，比如对物价上涨的影响。这个得宏观决策部门来研究了。”上述人士称。 　　王海生给出的初步判断是，“可再生能源电价附加的每度电4厘钱是肯定不够的。未来肯定要加。现在连风电都不够了。去年风电是500亿度。每度补0.3元就是150亿。但去年按照4厘钱每度，发了3亿度电，去年的可再生能源电价附加收入差不多是120亿，已经有些缺口了。我们估计今年风电装机容量会再增2000万千瓦，这是很不得了的数字，因此缺口会更大，更别说光伏还要新增一块。所以肯定要调。” 　　不过，也有业内人士分析，销售电价上涨1分钱都是非常大的事情。电是每个人都会用的，上调会增加通胀压力，因此政府会比较谨慎。 　　四、光伏发电标杆上网电价统一 光伏板块下半年或受益腾飞 　　国内光伏发电标杆上网电价的制定终于靴子落定。国家发改委网站昨日发出通知，制定全国统一的太阳能光伏发电标杆上网电价，2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目(除西藏外)，均按每千瓦时1元执行。 　　受上述利好影响，昨日相关太阳能个股活跃，板块走势明显强于大盘。超日太阳涨幅超6%，天龙光电、奥克股份涨幅均超4%。 　　光伏发电有价可循 　　除2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目按每千瓦时1元执行外，发改委通知同时指出，7月1日以前核准建设、12月31日建成投产、发改委尚未核定价格的太阳能光伏发电项目，上网电价统一核定为每千瓦时1.15元(含税)。 　　发改委还表示，通过特许权招标确定业主的太阳能光伏发电项目，其上网电价按中标价格执行，中标价格不得高于太阳能光伏发电标杆电价。对享受中央财政资金补贴的太阳能光伏发电项目，其上网电量按当地脱硫燃煤机组标杆上网电价执行。 　　该标准出台后，光伏发电将有价可循，地方政府可以根据基准电价灵活地制定补贴政策。据了解，日前青海、江苏和山东等“地方版”光伏上网电价方案就曾纷纷出台，各自出台补贴标准。 　　政策可操作性更强 　　在光伏发电方面上，我国虽是设备制造大国，但国内发电量却占比甚少。数据显示，我国太阳能光伏电池总产量超过全球50%，但光伏发电总量只占全球不到5%，且主要局限在西北部地区。 　　事实上，近年来国家出台了数项政策扶持光伏发电行业，其中包括金太阳工程示范项目、光伏发电特许权招标项目。然而，上述政策重建不重用，国内光伏发电产业难以快速启动。 　　“欧洲国家的实践证明，上网电价法是目前最好的光伏产业扶持政策。”大同证券电力行业分析师蔡文彬如此认为，上网电价法相比其他扶持政策，可操作性更强;同时有利于提高光伏电站投资质量，增强投资商压缩投资成本的积极性，能在最大程度上发挥补贴资金的作用。 　　此外，明确的上网定价机制有利于计算电站运营的合理收益，成为推广光伏补贴的依据。 　　上网电价法出台，再加上近期行业原材料价格下跌的催化，光伏产品需求增长，国内光伏行业的发展有望迎来春天。 　　光伏板块迎来春天 　　上网电价出台利好整个光伏板块，相关个股受益，下半年板块阶段性投资机会亦颇多，其中包括设备制造和材料厂商等。 　　东方证券认为，多晶硅价格小幅反弹，可关注乐山电力和盾安环境等，一体化和单晶企业方面，关注海通集团；光伏辅料方面，关注盈利稳定且业绩弹性较大的奥克股份;光伏设备今年业绩确定，建议关注精功科技、天龙光电等。其中，精功科技2011年计划交付光伏设备金额已达27亿元左右，约合设备900台以上。 　　国信证券也指出，太阳能产业关键设备和材料厂商面临发展机遇。其中，从事上游材料和设备的公司未来将受益于太阳能光伏产业的发展和进口替代带来的巨大市场空间，增长速度要高于行业平均增长速度。相关公司包括天龙光电、中环股份、恒星科技等。",国际电力网,上海证券报,上海证券报,2011-08-02,"光伏标杆 上网电价 电力集团"
33,"2017-09-18 05:07:10",http://www.in-en.com/power/UploadPic/2011-8/20118111222122863.jpg,301,"2017-09-18 05:07:10","亚太多国力推光伏发电 价格是最大瓶颈",2011-08-01,"　　韩国首都首尔瑞草区良才川设置的向日葵形状的路灯。该路灯由太阳能供电，顶部为太阳能面板。 　　国际知名光伏研究机构Solarbuzz最新的《2011亚太地区光伏市场报告》显示，亚太地区将成为全球重要光伏市场，到2015年时约占全球需求比重25%，较2010年的11%大幅提升。这为上半年全产业链出现普跌的光伏市场注入了一针强心剂。该报告称，亚太地区的中国、日本、印度、澳大利亚和韩国2011年光伏市场需求总量预计将达3.3吉瓦（GW），中国、印度和澳大利亚开始建设并网光伏发电市场，而中日两国得益于其行业扶持新政，需求增长最为领先。 　　亚太光伏技术发展多样化 　　Solarbuzz的报告预计，2011年中国光伏市场规模最多可较上年扩张达174%。2010年中国财政部、科技部、住房和城乡建设部、国家能源局等四部门联合召开会议，会上公布首批13个光伏发电集中应用示范区名单，同时指出我国2012年后迈入吉瓦级光伏装机大国行列。 　　日本核能发电约占电力总量的30%，福岛核电站事故发生后，大力发展太阳能等可再生能源的呼声渐强。但从可再生能源的发展现状看，日本落后于世界潮流，其太阳能和风力等发电只占总量的1%。如何实现光伏发电快速增长？软银公司社长孙正义有一个大胆设想：日本休耕农田有20万公顷，放弃耕作土地有34万公顷，如果其中20%土地上安装太阳能面板，其发电能力就相当于东京电力公司全部发电量。这样既能快速普及可再生能源，又能利用荒废土地。 　　印度在光伏发电上有得天独厚的优势，其每年大约有250天到300天拥有充足日照。只要完全利用其1%国土面积上接收的太阳能，即可满足全国电力需求。印度政府于2009年启动了尼赫鲁国家太阳能计划，将投资700亿美元，力求使太阳能并网发电能力在2022年提高到20GW，相当于当前印度总发电量的1/8。根据国际会计事务所毕马威印度公司不久前预测，印度太阳能发展将呈现井喷态势，2022年的太阳能发电能力将达到68GW，是官方目标的3倍多。 　　韩国实行“可再生能源配额制”，结合现有的强制上网电价政策，通过法规的形式在规定各种可再生能源在国家能源供应中的比例，其中包括太阳能的比例。 　　亚洲开发银行区域和可持续发展局能源专家周爱明告诉本报记者，亚太地区光伏技术呈现多样化的发展趋势，也有自己的一些创新式的研发和专利。比如中国尚德太阳能电力有限公司就建立了世界级的研发中心，致力于薄膜光伏电池，即一项有助于减少未来光伏发电成本的前沿技术研究。但目前最先进的光伏技术还是在欧美国家。 　　目前，亚太地区的光伏电池生产能力很强，占全球总生产能力的比重为2/3左右，其中，中国和日本是光伏电池产量最高的两个国家，在产量上基本平分秋色。 　　价格是光伏发展最大瓶颈 　　中国清华大学材料系任富建博士接受记者采访时说，目前我国使用光伏发电价格约为3元/千瓦时，虽然中国的光伏产业水平已经接近世界先进水平，但是我国主要单晶体硅、多晶体硅材料的生产成本依然很高。举例来说，一块3英寸的单晶体硅片，进口的价格是60多元人民币，相同产品的国内生产价格是100多元人民币。 　　目前，印度光伏发电能力仅为0.04GW，主要困难是资金短缺。太阳能发电成本在印度每千瓦时约为12至14卢比（1美元约合44卢比），远高于煤电每千瓦时5卢比的成本。 　　可以说，光伏发电目前最大的瓶颈是价格问题。过高的价格影响了市场的进一步扩大。技术创新对价格的影响还是小于多晶体硅成本下降的影响。而目前亚太地区光伏技术发展面临的主要问题，在于太阳能光伏系统发电成本跟电网平均电价比相对很高，需要政府政策的支持。中国、印度、日本和韩国均采取了积极的扶持政策来支持太阳能项目的发展。 　　总体来说，亚太地区光伏产业链还是比较完整。今后几年，并网式太阳能系统应该是主流，其次是屋顶太阳能系统，最后才是偏远地区离网系统。 　　开发太阳能绝不能一哄而上 　　厦门大学中国能源经济研究中心林伯强教授告诉本报记者，亚太国家光伏产业的快速发展有多方面的原因。首先，光伏市场需求的主要份额在欧洲和美国市场，中国多晶体硅长期以来大量出口到欧洲市场，亚太地区在光伏发电市场的规模还比较小，但今后的增长空间很大。光伏产业所需资金量大，发展形势与经济周期一致。现在欧盟经济受主权债务危机影响，走向不明朗，其光伏市场在将来一段时间内发展都会比较缓慢。这给亚太光伏市场发展带来了机遇。其次，日本核电站事故使得新能源技术受到重视，风能、太阳能等成为新能源发展方向。近年来，风电发展受技术、市场等影响，从前期快速增长期进入了整顿期，太阳能发电由此成为今后比较具有潜力的市场。中国政府对光伏市场的支持也相对较大。 　　周爱明也指出，光伏太阳能发电技术作为新科技的一种，其资源供应具有间歇性等特性，因此，对于太阳能在整个能源供应结构中的地位，各国应该有比较全面和客观的认识。太阳能是可再生能源的一种，亚洲许多国家幅员辽阔，蕴藏着丰富的太阳能资源。开发太阳能资源是大势所趋，亚洲各国政府应大力支持，但绝不能一哄而上地盲目投资和不切实际地扩大规模。",国际电力网,人民日报,人民日报,2011-08-01,光伏发电
34,"2017-09-18 05:13:24",http://www.in-en.com/power/UploadPic/2011-6/201161517322829628.jpg,360,"2017-09-18 05:13:24","5月份煤电供给有效增加 电力供需矛盾趋缓",2011-06-15,"　　国家统计局14日发布的统计数据显示，5月份，全国发电量达到3775亿千瓦时，增长12.1%，日均发电量达到122亿千瓦时。国家能源局电力司司长许永盛就此指出，电力生产供应在去年较高基础上继续保持两位数增长，基本保障了电力供需平衡，为经济平稳较快发展提供了有力支撑。 　　许永盛指出，前5个月，局部地区电力供需出现偏紧状态，原因是多方面的。 　　首先，需求过快增长是电力供需偏紧的主要原因。1至5月份，全国规模以上工业增加值同比增长13.3%；固定资产投资（不含农户）90255亿元，同比增长25.8%；发电量18162亿千瓦时，同比增长12.8%；水泥产量75227万吨，同比增长19.3%；钢材产量35866万吨，同比增长12.3%。 　　其次，水电出力下降加剧了局部地区电力供需紧张。今年4月份，全国平均降水量较常年同期减少五成，为近50年来历史同期最少，全国规模以上水电发电量同比仅增长8.3%，比3月份大幅下降20.5个百分点，对华中等水电比重较大地区电力供应造成直接影响。5月份，部分地区供需紧张形势有所加剧，浙江、湖南、重庆和贵州等地供需矛盾较为突出。 　　国际市场煤炭价格高位运行，煤炭进口减少等供给因素也是影响电力供需紧张的因素之一。随着迎峰度夏的到来，受煤价上涨预期影响，煤炭需求急剧增加。铁路煤炭运力不足和4月份大秦铁路检修等原因，进一步加剧了部分地区煤炭供求紧张局面。 　　综合以上因素，许永盛表示，从深层次看，部分地区出现的电力供需紧张，很大程度是经济结构不合理、发展方式粗放、过多依赖能源资源消耗和体制机制尚待完善等问题所致。 　　“近期，南方地区出现强降雨，水电出力有所增加，一些地区的供需矛盾将得到一定程度缓解。”许永盛指出。下半年，随着煤炭需求逐步趋稳，煤炭供给能力将平稳增长，煤炭运输能力也将逐步释放，水电生产能力也将逐步恢复，全国电力供需将逐步趋于平衡。 　　许永盛强调，要切实保障重点用电需求，真正把不合理用电限下来。各地要进一步利用当前市场形成的倒逼机制，搞好需求侧管理，合理配置电能资源，促进经济结构调整。",国际电力网,经济日报,齐慧,2011-06-15,"电力 煤炭"
35,"2017-09-18 05:15:14",http://www.in-en.com/power/UploadPic/2011-5/201153121583291840.jpg,380,"2017-09-18 05:15:14","电价上调有利缓解电荒 电力市场化改革渐行渐近",2011-05-31,"图表：发展改革委小幅上调非居民用电价格 　　发展改革委决定自6月1日起，15个省份工商业、农业用电价格平均每千瓦时上调1.67分钱，但居民用电价格不变。同时，发展改革委宣布已于4月10日起上调了12个省份的上网电价，安徽、湖南、江西的上网电价自6月1日起上调，这些省份上网电价每千瓦时平均上调2分左右。 　　业内人士认为，此举一方面有利于提高发电企业积极性，缓解当前全国部分地区出现的缺电情况，同时近两年迟迟未动的销售电价调整终于破冰。另一方面，从长远看，治本之策仍在于进一步完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制，推进资源性产品价格改革。 　　提高上网电价为发电企业减压 　　5月份以来，我国部分地区的电力供应形势十分紧张，陆续出现拉闸限电的情况。除了用电需求增长旺盛，一个重要的原因是电价机制没有理顺。市场化的煤价持续走高，使得火电企业的发电成本上升，但由政府管制的上网电价却不变，火电企业越发电越亏损，生产积极性受到打击。 　　一些地方出现火电企业缺煤停机或以检修为名停机的现象。5月上旬，据湖南省电力公司消息，全省统调火电装机容量为1417万千瓦，但可供出力的仅有700万千瓦，超过一半的火电装机停机，其中相当大部分都处于检修状态。 　　湖北襄阳一家发电公司有关负责人介绍说，近来公司的几个老总都外出到全国各地去买煤，然而由于煤炭价格居高不下，再加上全国煤炭运力紧张，他们想尽了各种办法，但能运到襄阳的煤，仍不及去年同期的一半，今年前4月份这个电厂亏损已达1.3亿元。 　　业内人士认为，此次发展改革委公布的调价省份主要有两类，一类是华北及华东地区煤炭输出省份或主产地，如山西、陕西、山东、安徽等地；另一类为华中电网范围内水电大省或煤炭运输渠道长期存在问题的省份如湖北、湖南、江西、四川、重庆等地。上述两类省份基本涵盖了全国火电行业内亏损相对较为严重、经营状况较为糟糕的地区。 　　“从给予火电行业正常经营环境的角度出发，优先上调这些省份的火电上网电价是理所应当的。”上海国泰君安证券电力行业分析师王威表示，本次上网电价调整幅度平均为每度电2分钱，可以有效缓解电厂的生产经营压力。 　　上调非居民电价影响CPI有限 　　发展改革委宣布，自6月1日起上调15个省市工商业、农业用电价格，居民用电价格保持不变。业内人士认为，由于居民用电价格不涨，所以此次电价调整不会直接影响物价总水平(CPI)，间接影响也非常有限。 　　根据中国电力企业联合会统计，2010年我国居民用电仅占全国用电总量的12.2%；其余85%为大工业和工商业用电，农业用电在全国用电量中占比不足2.5%。 　　据华东电网统计，今年一季度华东地区全社会用电量同比增长14.9%，超过了“十一五”的五年平均数。其中，浙江省用电量同比增长15%，江苏省用电量增长14.8%。华东电网公司发展策划部高级工程师杨宗麟认为，今年以来，长三角电力需求增长强劲，4月份浙江省电力需求增长超过20%，但结构性矛盾突出，工业用电仍然占绝对比重。 　　调查显示，一季度浙江省固定资产投资同比增长29%，重工业增加值增长13.7%，而化工、有色金属制造等高耗能产业的用电增幅高达20%。厦门大学中国能源研究中心主任林伯强表示，提高非居民电价将有利于抑制高耗能、高污染行业的过快发展，会对CPI有间接影响，但问题是如果不解决电荒，对通胀影响可能更大。 　　“预计将提高CPI不到0.1个百分点，提高PPI约0.4个百分点。”王威表示，由于电价调整主要覆盖工商业、农业，居民用电没有调整，因此对CPI影响较小，对PPI影响相对更加明显。 　　电力市场化改革应加速推进 　　电价改革是电力体制改革的核心问题，也是我国能源系统市场化改革的重要部分。有关专家认为，此次销售电价上调与上次调整时间已经相隔了近两年之久，可见，相对于煤炭、成品油的市场化程度而言，我国电力改革的市场化推进相对迟缓。 　　复旦大学能源经济与战略研究中心常务副主任吴力波表示，此次终端销售电价上调是与之前上网电价上调相联动的，是电力改革上下游传导的必然结果。从调整的范围来看，居民用电并未调整体现了政府保障民生的态度。由于工商业、农业用电占全国用电量的80%以上，因此，这部分销售电价上调可以在很大程度上提高电网企业的收入，弥补上网电价单边上涨给电网带来的亏损。 　　另一方面，长期以来，我国在发电部分和输配电部分的投入比例是不均衡的，长期以来两者之间的比重在6：4左右，近十年来这一比重仍有扩大的趋势。当前“电荒”的出现，很大程度上是因为在输配电方面仍显落后，因此在输配电方面的投入还需要进一步加强。 　　此外，目前我国电力行业缺乏一个合理的盈利模式。以英国为例，上网电价是由各个发电企业自主报价，再经过电网选择。这样可以实现让成本最低的价格去上网，也可以集中反映发电企业的成本。吴力波建议，应该保障发电部门充分竞争，电网应扮演公共网络的角色，作为一个第三方的公共服务平台，拥有固定的利润，不应该单纯以盈利为目的。 　　“电力市场化改革需要进一步向多元化主体开发。”兴业银行经济学家鲁政委认为，电力改革应该坚持市场化定价的机制，应该允许更多的民营企业进入到发电、输电行业当中，允许更多的竞争者存在。尤其是在输配电领域，应该允许更多元的市场主体进入，引入2、3家实力相当的竞争对手，打破电网一网独大的局面。",国际电力网,新华网,"王蔚 刘雪",2011-05-31,"电价 电荒 电力市场"
36,"2017-09-18 05:16:18",http://power.in-en.com/UploadPic/2011-5/20115121643397040.jpg,393,"2017-09-18 05:16:18",智能电网新技术加速智能表行业重新洗牌,2011-05-12,"摘要：智能电网作为应对地球温暖化的对策之一，近年来受到世界各国的关注，许多国家将其上升为国家战略来推进并投入到积极的规划和建设中。 　　智能电网作为应对地球温暖化的对策之一，近年来受到世界各国的关注，许多国家将其上升为国家战略来推进并投入到积极的规划和建设中。 　　中国在“十二五”规划纲要中明确 提出“推进智能电网建设，切实加强城乡电网建设与改造，增强电网优化配置电力能力和供电可靠性”，发展智能电网已成为社会共识。我国为实现智能电网的健康 可持续发展，国家电网分阶段稳步推进电网智能化建设，其中过去的2009-2010年为规划试点阶段，2011-2015年为全面建设阶 段，2016-2020年为引领提升阶段。 　　智能电表作为智能电网的核心设备，必将随着智能电网部署的增长，呈现迅速增长势头。目前在全球范围内已经在开始 淘汰感应式电表，易观国际研究预测，在2015年，全球智能电表和网络基础设施技术应用将超过150亿美元的市场规模。 　　中国电能表的产量在2006年后进入平稳发展阶段，每年均保持小幅增长。易观国际预计，2010年电能表产量为12229万台销量，同比2009年增长3%。 　　易观商业公司解决方案公司认为： 　　电子式电能表已占据我国电能表市场的主导地位 　　电子式电能表替代感应式电能表已是大势所趋。随着电子信息技术的飞速发展以及用户对电能表计量准确度和功能的要求，电能表的产业结构在逐步发生变化。电子 式电能表凭借多功能、高精度、多费率、自动抄表等优势，在2005年产量首次超过感应式电能表并呈逐年上升的趋势，到2009年，电子式电能表销量达 6，930万块，比感应式电能表多近6，000万块。 　　智能电能表将成为行业未来发展主流 　　智能电网建设将给电能表市场提供巨大的发展机遇。“特高压”和“智能化”成为“十二五”电网发展主题，为加快建设统一坚强智能电网，国家电网公司组织编制了智能电能表系列标准，并提出未来将大规模推广使用智能电能表，现有电能表产品也将逐步更换为智能电能表。 　　国网于2009年底进行了第一次电表集中招标，2010年电表集中招标全面实施，招标额大幅上升，四次集中招标量远超市场预期，全年智能电表招标数量达到4533万块左右。预计2012年以前国家 电网对智能电表的招标将维持高位，未来两年每年需改造和更换的电能表总量将达到6000万只，以单只300元的价格计算，市场容量将达到180亿元。 　　国际市场已成为我国电能表销售的重要市场 　　电能表出口以电力用户招标采购为主、市场开拓周期较长，近几年来随着中国电能表生产企业国际竞争力的提高，出口产品已经从低档产品向电子化、智能化的中高 档产品发展，市场也从不发达国家进入到了欧美等发达国家，出口已经初步形成规模。2010年我国电能表产品出口量为1895万台，其中电子式电能表占比高 达71.1%。 　　在大规模的全球性智能电网建设的大趋势下，未来国际电能表市场尤其是智能电表市场将有更广阔的需求，同时随着我国电能表生产企业自主创新能 力和技术水平的不断提升以及综合竞争优势的增强，将在国际市场占有更大的市场份额。 　　行业竞争日趋激烈，并购重组势在必行 　　经过几年的发展和市场竞争，电工仪器仪表生产企业的生产集中度、集约化、规模化得到进一步提高，并形成了以少数电能表企业为龙头引领整个行业发展的局面。 国内行业生产能力出现结构性过剩，尤其是感应式电能表表及中低端产品市场竞争非常激烈，价格已经成为竞争的重要手段。而在电能表行业由感应式向全电子式产品转型，智能电网新技术的应用和国网集中招标对投标人资质的严格要求等因素的作用下，加速了电能表行业重新洗牌，行业竞争态势发生变化，市场份额将向大企业集中，行业并购重组势在必行。",国际电力网,易观国际,RFID世界网,2011-05-12,"智能电网 智能表"
37,"2017-09-18 05:16:18",http://power.in-en.com/UploadPic/2011-5/20115121664460812.jpg,393,"2017-09-18 05:16:18",智能电网新技术加速智能表行业重新洗牌,2011-05-12,"摘要：智能电网作为应对地球温暖化的对策之一，近年来受到世界各国的关注，许多国家将其上升为国家战略来推进并投入到积极的规划和建设中。 　　智能电网作为应对地球温暖化的对策之一，近年来受到世界各国的关注，许多国家将其上升为国家战略来推进并投入到积极的规划和建设中。 　　中国在“十二五”规划纲要中明确 提出“推进智能电网建设，切实加强城乡电网建设与改造，增强电网优化配置电力能力和供电可靠性”，发展智能电网已成为社会共识。我国为实现智能电网的健康 可持续发展，国家电网分阶段稳步推进电网智能化建设，其中过去的2009-2010年为规划试点阶段，2011-2015年为全面建设阶 段，2016-2020年为引领提升阶段。 　　智能电表作为智能电网的核心设备，必将随着智能电网部署的增长，呈现迅速增长势头。目前在全球范围内已经在开始 淘汰感应式电表，易观国际研究预测，在2015年，全球智能电表和网络基础设施技术应用将超过150亿美元的市场规模。 　　中国电能表的产量在2006年后进入平稳发展阶段，每年均保持小幅增长。易观国际预计，2010年电能表产量为12229万台销量，同比2009年增长3%。 　　易观商业公司解决方案公司认为： 　　电子式电能表已占据我国电能表市场的主导地位 　　电子式电能表替代感应式电能表已是大势所趋。随着电子信息技术的飞速发展以及用户对电能表计量准确度和功能的要求，电能表的产业结构在逐步发生变化。电子 式电能表凭借多功能、高精度、多费率、自动抄表等优势，在2005年产量首次超过感应式电能表并呈逐年上升的趋势，到2009年，电子式电能表销量达 6，930万块，比感应式电能表多近6，000万块。 　　智能电能表将成为行业未来发展主流 　　智能电网建设将给电能表市场提供巨大的发展机遇。“特高压”和“智能化”成为“十二五”电网发展主题，为加快建设统一坚强智能电网，国家电网公司组织编制了智能电能表系列标准，并提出未来将大规模推广使用智能电能表，现有电能表产品也将逐步更换为智能电能表。 　　国网于2009年底进行了第一次电表集中招标，2010年电表集中招标全面实施，招标额大幅上升，四次集中招标量远超市场预期，全年智能电表招标数量达到4533万块左右。预计2012年以前国家 电网对智能电表的招标将维持高位，未来两年每年需改造和更换的电能表总量将达到6000万只，以单只300元的价格计算，市场容量将达到180亿元。 　　国际市场已成为我国电能表销售的重要市场 　　电能表出口以电力用户招标采购为主、市场开拓周期较长，近几年来随着中国电能表生产企业国际竞争力的提高，出口产品已经从低档产品向电子化、智能化的中高 档产品发展，市场也从不发达国家进入到了欧美等发达国家，出口已经初步形成规模。2010年我国电能表产品出口量为1895万台，其中电子式电能表占比高 达71.1%。 　　在大规模的全球性智能电网建设的大趋势下，未来国际电能表市场尤其是智能电表市场将有更广阔的需求，同时随着我国电能表生产企业自主创新能 力和技术水平的不断提升以及综合竞争优势的增强，将在国际市场占有更大的市场份额。 　　行业竞争日趋激烈，并购重组势在必行 　　经过几年的发展和市场竞争，电工仪器仪表生产企业的生产集中度、集约化、规模化得到进一步提高，并形成了以少数电能表企业为龙头引领整个行业发展的局面。 国内行业生产能力出现结构性过剩，尤其是感应式电能表表及中低端产品市场竞争非常激烈，价格已经成为竞争的重要手段。而在电能表行业由感应式向全电子式产品转型，智能电网新技术的应用和国网集中招标对投标人资质的严格要求等因素的作用下，加速了电能表行业重新洗牌，行业竞争态势发生变化，市场份额将向大企业集中，行业并购重组势在必行。",国际电力网,易观国际,RFID世界网,2011-05-12,"智能电网 智能表"
38,"2017-09-18 05:16:18",http://power.in-en.com/UploadPic/2011-5/20115121681735313.jpg,393,"2017-09-18 05:16:18",智能电网新技术加速智能表行业重新洗牌,2011-05-12,"摘要：智能电网作为应对地球温暖化的对策之一，近年来受到世界各国的关注，许多国家将其上升为国家战略来推进并投入到积极的规划和建设中。 　　智能电网作为应对地球温暖化的对策之一，近年来受到世界各国的关注，许多国家将其上升为国家战略来推进并投入到积极的规划和建设中。 　　中国在“十二五”规划纲要中明确 提出“推进智能电网建设，切实加强城乡电网建设与改造，增强电网优化配置电力能力和供电可靠性”，发展智能电网已成为社会共识。我国为实现智能电网的健康 可持续发展，国家电网分阶段稳步推进电网智能化建设，其中过去的2009-2010年为规划试点阶段，2011-2015年为全面建设阶 段，2016-2020年为引领提升阶段。 　　智能电表作为智能电网的核心设备，必将随着智能电网部署的增长，呈现迅速增长势头。目前在全球范围内已经在开始 淘汰感应式电表，易观国际研究预测，在2015年，全球智能电表和网络基础设施技术应用将超过150亿美元的市场规模。 　　中国电能表的产量在2006年后进入平稳发展阶段，每年均保持小幅增长。易观国际预计，2010年电能表产量为12229万台销量，同比2009年增长3%。 　　易观商业公司解决方案公司认为： 　　电子式电能表已占据我国电能表市场的主导地位 　　电子式电能表替代感应式电能表已是大势所趋。随着电子信息技术的飞速发展以及用户对电能表计量准确度和功能的要求，电能表的产业结构在逐步发生变化。电子 式电能表凭借多功能、高精度、多费率、自动抄表等优势，在2005年产量首次超过感应式电能表并呈逐年上升的趋势，到2009年，电子式电能表销量达 6，930万块，比感应式电能表多近6，000万块。 　　智能电能表将成为行业未来发展主流 　　智能电网建设将给电能表市场提供巨大的发展机遇。“特高压”和“智能化”成为“十二五”电网发展主题，为加快建设统一坚强智能电网，国家电网公司组织编制了智能电能表系列标准，并提出未来将大规模推广使用智能电能表，现有电能表产品也将逐步更换为智能电能表。 　　国网于2009年底进行了第一次电表集中招标，2010年电表集中招标全面实施，招标额大幅上升，四次集中招标量远超市场预期，全年智能电表招标数量达到4533万块左右。预计2012年以前国家 电网对智能电表的招标将维持高位，未来两年每年需改造和更换的电能表总量将达到6000万只，以单只300元的价格计算，市场容量将达到180亿元。 　　国际市场已成为我国电能表销售的重要市场 　　电能表出口以电力用户招标采购为主、市场开拓周期较长，近几年来随着中国电能表生产企业国际竞争力的提高，出口产品已经从低档产品向电子化、智能化的中高 档产品发展，市场也从不发达国家进入到了欧美等发达国家，出口已经初步形成规模。2010年我国电能表产品出口量为1895万台，其中电子式电能表占比高 达71.1%。 　　在大规模的全球性智能电网建设的大趋势下，未来国际电能表市场尤其是智能电表市场将有更广阔的需求，同时随着我国电能表生产企业自主创新能 力和技术水平的不断提升以及综合竞争优势的增强，将在国际市场占有更大的市场份额。 　　行业竞争日趋激烈，并购重组势在必行 　　经过几年的发展和市场竞争，电工仪器仪表生产企业的生产集中度、集约化、规模化得到进一步提高，并形成了以少数电能表企业为龙头引领整个行业发展的局面。 国内行业生产能力出现结构性过剩，尤其是感应式电能表表及中低端产品市场竞争非常激烈，价格已经成为竞争的重要手段。而在电能表行业由感应式向全电子式产品转型，智能电网新技术的应用和国网集中招标对投标人资质的严格要求等因素的作用下，加速了电能表行业重新洗牌，行业竞争态势发生变化，市场份额将向大企业集中，行业并购重组势在必行。",国际电力网,易观国际,RFID世界网,2011-05-12,"智能电网 智能表"
39,"2017-09-18 05:16:18",http://power.in-en.com/UploadPic/2011-5/20115121684746235.jpg,393,"2017-09-18 05:16:18",智能电网新技术加速智能表行业重新洗牌,2011-05-12,"摘要：智能电网作为应对地球温暖化的对策之一，近年来受到世界各国的关注，许多国家将其上升为国家战略来推进并投入到积极的规划和建设中。 　　智能电网作为应对地球温暖化的对策之一，近年来受到世界各国的关注，许多国家将其上升为国家战略来推进并投入到积极的规划和建设中。 　　中国在“十二五”规划纲要中明确 提出“推进智能电网建设，切实加强城乡电网建设与改造，增强电网优化配置电力能力和供电可靠性”，发展智能电网已成为社会共识。我国为实现智能电网的健康 可持续发展，国家电网分阶段稳步推进电网智能化建设，其中过去的2009-2010年为规划试点阶段，2011-2015年为全面建设阶 段，2016-2020年为引领提升阶段。 　　智能电表作为智能电网的核心设备，必将随着智能电网部署的增长，呈现迅速增长势头。目前在全球范围内已经在开始 淘汰感应式电表，易观国际研究预测，在2015年，全球智能电表和网络基础设施技术应用将超过150亿美元的市场规模。 　　中国电能表的产量在2006年后进入平稳发展阶段，每年均保持小幅增长。易观国际预计，2010年电能表产量为12229万台销量，同比2009年增长3%。 　　易观商业公司解决方案公司认为： 　　电子式电能表已占据我国电能表市场的主导地位 　　电子式电能表替代感应式电能表已是大势所趋。随着电子信息技术的飞速发展以及用户对电能表计量准确度和功能的要求，电能表的产业结构在逐步发生变化。电子 式电能表凭借多功能、高精度、多费率、自动抄表等优势，在2005年产量首次超过感应式电能表并呈逐年上升的趋势，到2009年，电子式电能表销量达 6，930万块，比感应式电能表多近6，000万块。 　　智能电能表将成为行业未来发展主流 　　智能电网建设将给电能表市场提供巨大的发展机遇。“特高压”和“智能化”成为“十二五”电网发展主题，为加快建设统一坚强智能电网，国家电网公司组织编制了智能电能表系列标准，并提出未来将大规模推广使用智能电能表，现有电能表产品也将逐步更换为智能电能表。 　　国网于2009年底进行了第一次电表集中招标，2010年电表集中招标全面实施，招标额大幅上升，四次集中招标量远超市场预期，全年智能电表招标数量达到4533万块左右。预计2012年以前国家 电网对智能电表的招标将维持高位，未来两年每年需改造和更换的电能表总量将达到6000万只，以单只300元的价格计算，市场容量将达到180亿元。 　　国际市场已成为我国电能表销售的重要市场 　　电能表出口以电力用户招标采购为主、市场开拓周期较长，近几年来随着中国电能表生产企业国际竞争力的提高，出口产品已经从低档产品向电子化、智能化的中高 档产品发展，市场也从不发达国家进入到了欧美等发达国家，出口已经初步形成规模。2010年我国电能表产品出口量为1895万台，其中电子式电能表占比高 达71.1%。 　　在大规模的全球性智能电网建设的大趋势下，未来国际电能表市场尤其是智能电表市场将有更广阔的需求，同时随着我国电能表生产企业自主创新能 力和技术水平的不断提升以及综合竞争优势的增强，将在国际市场占有更大的市场份额。 　　行业竞争日趋激烈，并购重组势在必行 　　经过几年的发展和市场竞争，电工仪器仪表生产企业的生产集中度、集约化、规模化得到进一步提高，并形成了以少数电能表企业为龙头引领整个行业发展的局面。 国内行业生产能力出现结构性过剩，尤其是感应式电能表表及中低端产品市场竞争非常激烈，价格已经成为竞争的重要手段。而在电能表行业由感应式向全电子式产品转型，智能电网新技术的应用和国网集中招标对投标人资质的严格要求等因素的作用下，加速了电能表行业重新洗牌，行业竞争态势发生变化，市场份额将向大企业集中，行业并购重组势在必行。",国际电力网,易观国际,RFID世界网,2011-05-12,"智能电网 智能表"
40,"2017-09-18 05:19:34",http://power.in-en.com/UploadPic/2011-3/201132313413564660.jpg,429,"2017-09-18 05:19:34","智能电网巨资投入 引爆电力自动化市场",2011-03-23,"　　为顺利推进经济发展方式转变，同时保证节能目标的实现，我们必须通过科学用能提高能源利用效率，促进能源节约。特高压电网输电、城市配电网自动化、智能家居等技术的综合应用和大力推进将在科学用能、节约能源上发挥引领作用。 　　据了解，未来十年，国家将大力投资智能电网。加快特高压交直流后续工程建设，构建坚强主网架，促进大型能源基地集约化开发和清洁能源高效利用，推动电源与电网、电源基地与输电通道、各电压等级电网、一次系统与二次系统协调发展。依靠现代信息、通信和控制技术，加快建设智能电网，适应未来可持续发展要求。 　　从近日各地方政府动态来看，“十二五”规划纲要颁布后，地方政府加快了制定地方“十二五”规划的步伐和投资计划。 　　黑龙江：4.6亿元推进智能电网调度技术。 “十二五”期间，除省调智能电网调度技术支持系统建设外，地调也将全部建设成智能电网调度技术支持系统，计划投资2.5亿。同时将加强数据网一、二平面建设和接入网建设，计划投资2.1亿。今年，黑龙江电力公司即将投入资金3000万元用于建设智能电网调度技术支持系统基础平台，总投资8000万元完成省调智能电网调度技术支持系统完整的实时监控与预警、安全校核、调度计划和调度管理。 　　山东：1100亿建设智能电网。国家电网公司表示,从今年开始的五年内,国家电网公司将投资1100亿元,加快山东坚强智能电网、电源、电动汽车服务网络、电工装备制造业发展。今后5年,国家电网将加快提升山东电网智能化水平,全面推广智能变电站、城市核心区配电自动化等项目建设；加快用电信息采集系统建设,实现电力客户的“全覆盖、全采集、全费控”。 　　甘肃：600亿元打造全面“特高压”时代。，“十二五”期间，甘肃省电力公司将重点打造酒泉～株洲±800千伏直流输电工程、陇东～新余±800千伏直流输电工程、在省内新建红柳变等22座330千伏变电站等各项工程。到2015年底，甘肃电网330千伏及以上变电总容量5748万千伏安、线路总长约14540公里，分别是2010年底的1.83和1.5倍。 　　天津：全力推动电网向智能化发展。“十二五”期间，天津电网新建、重建的94座变电站全部为智能变电站，并改造19座220千伏及110千伏传统变电站为智能变电站。到2015年底，10％的220千伏及110千伏传统变电站将改造为智能变电站，全市范围内配电自动化建设“遥信”覆盖率达100％。 　　江西：648.6亿元全面开展智能电网建设。全面推进发电、输电、变电、配电、用电、调度等各环节智能化建设和改造。到2015年，电网接纳新能源能力大幅提升。在南昌等重要城市核心区建成配电自动化系统，全力提高供电可靠性和电能质量。实现用户用电信息“全覆盖、全采集、全费控”。推进智能小区/楼宇建设，推广电力光纤到户。建成遍布全省的电动汽车充换电服务网络，建成电动汽车电池集中充电站12座，综合型电池更换站25座，电池配送站106座，交流充电桩9900个。 　　按照国家电网公布的2011年智能电网计划，今年将推广建设11类智能电网试点工程，其中，建设智能变电站67座；在19个城市核心区建成配电自动化系统；推广应用5000万具智能电表；新建173座电动汽车充换电站和9211个充电桩；完成25个智能小区/楼宇建设；推广建设6.2万户电力光纤到户；完成中新天津生态城智能电网综合示范工程建设；接纳风电容量2000万千瓦；制定智能电网标准88项。 　　电力行业在节能减排和应对气候变化中起着举足轻重的作用。通过电力结构调整、节能降耗和建设应用智能电力系统，可以在转变电力发展方式的同时，促进工业和民用领域加快应用低碳技术和全社会节能减排。伴随着政策的逐步落实，未来几年内自动化市场将受益于包括智能变电站、配电自动化、智能电表、风电接纳，电动汽车充换电等的快速建设，并保持持续的景气。　",国际电力网,中华工控网,中华工控网,2011-03-23,"智能电网 电力自动化"
41,"2017-09-18 05:28:44",http://power.in-en.com/UploadPic/2010-10/2010101415264111345.jpg,547,"2017-09-18 05:28:44","中低端出现过剩迹象 电力设备向“清洁”转身",2010-10-14,"　　位于四川的西部首座智能变电站在调试中。 　　进入第四季度，随着智能电网和新一轮农网改造的启动，电力设备行业将继续呈现向好势头。不过，有业内人士提醒，在一片大好的市场形势下，中低端电力设备市场也存在着产能过剩的隐忧。 　　电力设备向清洁方向发展 　　数据显示，基础电网建设投资增速放缓，2010年预计投资2274亿元，较去年实际投资额下降26%。前三季度国网电力设备集中招标数量也处于历史较低水平。从国网公布的“十二五”规划以及智能电网招标情况来看，今后电网建设关注焦点将集中在特高压和智能电网的发展。 　　招商证券分析师王鹏认为，“十二五”期间智能电网、特高压和新能源建设将成为拉动电力设备行业发展的三驾马车。未来几年智能电网总投资预计为1万亿元，数字化变电站的建设和改造工作将全面铺开。特高压总投资将高达4000亿元，其中设备投资将达到2500亿元左右。“新兴能源产业发展规划”也将出台，从2011年到2020年新能源发展总投资预计将达到5万亿元，核电将成为增长最快的新能源。 　　中投顾问研究总监张砚霖认为，近期，多个省区相继宣布启动第二轮大规模农村电网改造工作，这标志着为期三年的新一轮农网改造就此拉开序幕。在农网改造中，受益最大的行业就是电力设备制造业，预计这一轮农网改造的投资金额将会超过3000亿元，而改造工程投资将有较大的一部分是用于线路的升级以及老旧破损设备的更换，这对于电力设备制造企业来说，将是一块巨大的蛋糕，新一轮的农网改造工程又将推动电力设备制造行业的进一步发展。 　　业内普遍认为，电力设备市场已开始向清洁能源设备制造转型。由于火电投资高峰期已过，火电设备产销量将继续出现萎缩。水电设备与电机产品因下游需求增速趋于平稳，销量不会出现明显增加。火电设备需求萎缩，为风电、核电等新能源领域的装备发展创造了条件，新能源设备将尽显商机。东方电气相关负责人表示，近年来我国发电设备出现了“井喷式”需求，虽然国际金融危机导致需求有所减弱，但是我国水电、核电、风电等清洁能源占发电总量的比例还不高，人均用电量与发达国家的差距还很大，清洁能源装备制造业的发展空间非常大。 　　电子互感器和节能变压器受关注 　　数字化变电站的发展是建设坚强统一智能电网的重要组成部分，在“十二五”期间，随着数字化变电站技术的成熟，数字化变电站的建设和改造工作将全面铺开。电子互感器作为数字化变电站中的基础设备，将逐步取代传统互感器。因此电子互感器市场将成为二次设备企业争夺的重点之一。 　　农村电网改造升级所衍生出来的千亿元市场蛋糕，也为电力设备行业带来了新的市场机会。特别值得一提的是，对于节能型配电变压器的需求将大幅增加，对相关制造和生产企业的业绩将产生明显的提振。 　　据了解，配电变压器处在电力系统的末端，广泛应用于农网系统。由于农村电网中的季节性负荷居多，全年轻载或空载运行时间长，现有配电变压器的损耗约占农村电网损耗的60%-70%，而整个配电网损耗又基本占到全网损耗的70%，是整个电网损耗的主要部分。因此，借助此次农网改造升级，推广和应用节能型变压器已成必然。 　　过剩隐忧显现 　　中国电器工业协会在其今年第一季度电工行业经济运行分析中提到：“随着世界经济回升和对基础原材料的需求加大，今后原材料价格长期上升的走势已基本确立，不会有特别反常的可能。电工行业受原材料的影响程度很大，首先是需求量大，尤其是对钢材、铜、铝以及硅钢片等需求量更大；另外，产品附加值较低，对原材料价格也就比较敏感。” 　　今年以来，以电力设备制造行业主要原材料铜、铝及硅钢片为典型代表，掀起了涨价狂潮。由于铜、铝、硅钢片等原材料在低压电器、电线电缆、变压器、中小型电机等基础电工产品的成本构成中占有很大比重，原材料大幅度涨价造成了这些基础电工产品成本的大幅提高。 　　专家认为，原材料价格上涨，产品提价是必然的，但是，目前电力设备制造行业的产品销售价格却难以合理提升。特别是在技术附加值低的中低端产品市场中，压价竞销的情况相当普遍。造成这一状况的根本原因就是盲目投资、产能过剩、供大于求。 　　据了解，目前仅电力变压器的生产企业保守估计就超过千家，电线电缆行业内的大小企业更是达到近万家之多。这些行业的生产能力超出了市场需求，出现了严重过剩。此外，由于门槛低，不仅使行业的集中度越来越低，而且使一部分根本不具备生产能力、质量控制和检测等必要手段的企业得以混迹其中，加剧了行业内的无序竞争。中低端设备的过剩苗头也在一定程度上推动了企业向“清洁”装备等高端产品发展。",国际电力网,中国能源报,张子瑞,2010-10-14,电力设备
42,"2017-09-18 05:32:00",http://power.in-en.com/UploadPic/2010-8/20108261584282547.jpg,581,"2017-09-18 05:32:00",太阳能热发电为何升温,2010-08-26,"图为塔式太阳能热发电站示意模型。 　　太阳能热发电，是利用一组排列有序的大规模采光镜面采集太阳热能，通过换热装置产生蒸汽，驱动传统的汽轮发电机来发电。 　　在欧美国家，太阳能热发电于上世纪60年代起步，目前已进入大规模商业化应用阶段。在我国，太阳能热发电刚刚起步，一些地方开始建设相关电站。 　　国内太阳能热发电开始升温 　　与光伏发电相比，太阳能热发电有许多优势 　　8月上旬，记者走进我国首座菲涅尔式太阳能热发电项目建设现场。这一项目位于山东德州太阳谷，由皇明太阳能集团有限公司建设。只见钢架、钢丝布满面积达数万平方米的工地，工人们正忙着吊装平面反射镜和聚光集热器。 　　项目负责人熊勇刚告诉记者，这座电站装机总容量为2.5兆瓦，将于2011年初建成发电。 　　皇明集团技术研发部高级工程师王杰介绍，与光伏发电相比，太阳能热发电没有生产太阳能电池带来的高能耗、高污染问题，设备生产过程清洁、发电规模效益好。在太阳光短缺的时候，太阳能热发电的储能系统还可以维持电站2—3天正常运行，易于保持输出电流的稳定性，也容易解决并网问题，这是风力发电和光伏发电所不具备的优势。 　　据介绍，从上世纪70年代开始，我国就跟踪研究太阳能热发电技术。国务院参事、中国可再生能源学会理事长石定寰说，“十一五”期间，国家对光热发电技术研发的投资力度不断加大，重点技术领域已经取得了突破性进展。 　　今年上半年，随着目前国内最大的太阳能热发电项目——内蒙古鄂尔多斯市50兆瓦项目特许权招标启动，国内太阳能热发电迅速升温。 　　7月，皇明集团与中科院、华电集团合作，在山东德州建设我国首座菲涅尔式太阳能热发电站，在北京延庆建设塔式太阳能热发电实验电站；8月，北京中航空港通用设备有限公司在湖南沅陵建设我国首座槽式太阳能热发电站。此外，陕西榆林50兆瓦电站、青海格尔木1000兆瓦电站、四川100兆瓦电站、海南50兆瓦电站也在计划中…… 　　太阳能热发电适合大规模发电 　　成本不断下降，15年之后将接近煤电成本 　　根据集热方式不同，太阳能热发电分为点聚焦和线聚焦两种方式。点聚焦以塔式和碟式为代表，是将大量反射镜排列成矩阵，把太阳光聚集到一个点上，使温度提升至近1000摄氏度；线聚焦以槽式和菲涅尔式为代表，是将大量反射镜排列为一行，把太阳光聚集到一条直线上，使温度提升至300—400摄氏度。 　　目前，各国采取不同的发电方式。槽式发电已有20多年商业化运作经验，技术最为成熟，目前国外发电成本已降至每千瓦时12美分，美国、澳大利亚多采用槽式发电；塔式发电系统发电效率较高，但占地面积较大，目前主要用于边远地区的小型独立供电；碟式发电效率最高，但存在反射镜局部容易过热等问题；菲涅尔式发电优势明显，比如投资比槽式发电低45%，占地面积仅为塔式的1/4。 　　中航通用公司副总经理张志明介绍，利用国产设备建造一个50兆瓦的槽式太阳能热发电站，设备投资额为每千瓦1.5万元左右，两年后将有可能降至每千瓦9000元，远低于光伏发电设备投资成本。 　　“光伏发电适于小规模发电，而太阳能热发电适合大规模发电。”王杰说， 1兆瓦的太阳能热发电站每千瓦时的发电成本约为2元，略高于光伏发电成本；10兆瓦的电站发电成本约为1.5元，50兆瓦的电站可降至1.2元左右。 　　“据欧美国家预计，15年至20年之后太阳能热发电成本将接近煤电成本。”熊勇刚说，目前煤电成本为0.4元左右，而且在不断上升，而太阳能热发电成本却在不断下降，今后若干年两者将会达到一个平衡点。随着技术进步和制造工艺提升，太阳能热发电的成本还有下降空间。比如皇明集团生产的碟式反射镜，目前成本已经比10年前下降了１／３左右。 　　要形成产业还有很长的路要走 　　需尽快明确产业规划，提高自主创新能力 　　据介绍，从2009年起，欧盟开始大规模推进太阳能热发电项目，计划利用10年时间，投资4000亿欧元，在非洲撒哈拉沙漠建设超大型太阳能热发电站，以满足欧洲国家15%的用电量。 　　我国2007年颁布的《可再生能源中长期发展规划》提出，到2010年，太阳能热发电总容量达到5万千瓦，太阳能光伏发电总容量达到2万千瓦；到2020年，太阳能热发电总容量达到20万千瓦，将与光伏发电相当。然而，目前国内在建和已签约的太阳能光伏发电总容量已达140万千瓦，而太阳能热发电还没有形成市场，两者形成巨大反差。 　　国家发展改革委能源研究所副所长李俊峰表示，从太阳能热发电发展战略来看，必须迅速提高总装机容量，只有具备一定规模，才能降低发电成本，并为装备制造和技术创新提供有力支撑。 　　“我国太阳能热发电的自主创新能力和持续发展能力，与发达国家相比还存在较大差距。”中国科学院电工研究所副所长许洪华指出，“我们的科研投入及技术积累不足，尚未建立从基础研究、关键技术、装备到产业化的可持续发展的产业支撑体系。” 　　此外，我国仍缺乏明确的太阳能热发电产业发展规划，专业技术人才队伍建设滞后，尚未建立行业公共研究与测试认证平台。太阳能热发电系统的核心设备，是聚光集热装置及反射镜传动和跟踪系统，目前国内仅有极少数企业掌握相关技术及设备制造能力。　　 　　“我国太阳能热发电产业还有很长的路要走。”中国能源研究会节能与企业能源管理专业委员会主任鲍云表示，政府如果能够在政策导向、税收等方面给太阳能热发电的发展营造良好氛围，将大大促进产业的快速发展。",国际电力网,人民日报,人民日报,2010-08-26,太阳能热发电
43,"2017-09-18 05:32:37",http://power.in-en.com/UploadPic/2010-8/20108207143899403.jpg,588,"2017-09-18 05:32:37","中国变煤炭净进口国 拉闸限电现象此起彼伏",2010-08-20,"CFP供图 今年上半年中国进口商品情况CFP供图 　　拉闸限电现象此起彼伏 　　我国GDP在第二季度时首次超越日本，位居世界第二，但是能源消耗量也是世界排名数一数二， 拉闸限电现象此起彼伏，煤炭净进口扶摇直上，钢材、铁矿石进口量也屡创历史新高，世界大宗商品价格连连被推涨。我国单位GDP的煤消耗量是日本的15倍，是美国的8.7倍，而我国的煤炭使用量占总能源消耗量的七成。照此速度下去，我国能源缺口从哪补充？为此,本报记者进行了多方采访。 　　现象： 　　昔日煤炭出口国变净进口国 　　中国GDP在今年赶超日本的同时，忧患也随之而来，中国能源告急愈加紧迫。 　　8月份，安徽省淮北市众成水泥厂的一位管理人员说他们在断电的两天前才接到通知要断电一个月。临近的江苏省也采取类似拉闸限电的做法，缓解电力需求。正值夏日全国各地陆续有厂家出现因供电紧张而不得不停电的状况。 　　今年上半年，我国煤炭进出口延续了去年以来的净进口态势，上半年月进口量一直保持在1000万吨以上，上半年净进口量同比几乎翻倍。分析人士认为，下半年国际煤价回升可能使得中国进口量略低于上半年水平，但全年净进口已成定局，而未来两三年保持较大进口量的可能性很大。 　　记者了解到，近年来，每逢进入冬夏两次用煤的旺季，我国不少地区的煤炭供给缺口近30%。“将来煤价哪怕涨到一万元一吨，煤说不够就是不够。”山西省煤炭厅副巡视员候文锦在接受本报记者采访时指出，“火电需求太旺盛。去年11、12月份时全国的火电需求同比增长40%左右。供需缺口导致了中国年产30亿吨煤还不够用。中国经济如果按照目前的这个煤炭供给需求缺口运行下去，专家预计20年后山西省的煤就该全部开挖完毕。” 　　石油和铁矿石进口屡创新高 　　1993年起中国第一次成为石油净进口国。中国继美国之后成为全球第二大石油消费国。目前我国石油对外依存度已达到55％。据估计，到2015年，中国所需石油的2/3将依靠进口。从各国的经验来看，石油对外依存度达到50％是一条警戒线。 　　高盛银行分析师表示，今年下半年全球原油供应可能吃紧：“我们认为2010年下半年全球原油库存将开始下降，到年底趋于季节平均水平，因我们预期近几个月陆上原油库存将追随海上浮动原油储存量的下降而下降。我们预期后市全球石油市场将吃紧，从而推动WTI油价在2010年下半年达到每桶85~95美元的区间。” 　　与此同时我国的钢材与铁矿石进口在世界爆发金融危机以来也屡屡创历史新高。 　　原因： 　　比再生能源更廉价是主因 　　煤水电气等不可再生能源的廉价是我国企业及个人大举消耗能源的一个重要原因。 　　一位业内人士昨日向记者分析，目前我国煤电上网均价是每度0.3元，风电每度0.6元，太阳能每度4元。廉价的煤电令中国对煤的依赖程度加大，能用一天是一天。 　　此外，近年的现实已经证明，虽然可再生能源绝对规模逐年上升，但在能源消费总量中所占比例却呈下降趋势。我国煤炭占能源消费总量的比例高达70％左右，远高于世界平均29.2％的水平。而油气等清洁能源产品在能源消费中的比重明显偏低，特别是天然气在能源消费总量中的比例只有3.8％，远低于世界平均24.1％的水平。 　　第二，生产水平和模式的落后也是造成中国能源告急的重要原因。据了解，单位GDP的煤消耗量，中国是日本的15倍，是美国的8.7倍。 　　第三，我国GDP的构成中，投资拉动向来是主要方式。目前，各主要机构普遍预测2010年中国经济增速将高于2009年，其中，固定资产投资仍将保持25％左右的增速。这意味着我国GDP的增长当中，有相当多的成份是靠能源消耗垒起来的。因为火电、钢铁、水泥和化工四大行业耗煤量占每年原煤消耗量的90％左右，而火电、钢铁、水泥、化工行业的增长，主要就是源于投资增长的需求。目前我国已进入乘用车快速发展阶段，这也将带动汽油消费的较快增长。 　　出路： 　　征能源税 　　优化消费结构 　　记者从国家发改委获悉，中国将强化节能措施，以缓解能源紧张局面。综合考虑各种能源产品的规模性、经济性、清洁性和安全性，天然气将是我国优化能源消费结构的主要选择。此外将大力发展太阳能等新兴能源。 　　国务院发展研究中心市场所邓郁松分析指出：由于在石油、天然气等领域尚未建立竞争性的市场结构，我国的能源产品定价实际上以“成本加成”与可替代能源价格挂钩来确定，这种定价方式还不能完全反映资源稀缺程度、市场供求关系和环境成本的变化。建议进一步推进能源行业改革，短期内宜重点推进石油流通体制改革，增强成品油市场的竞争性，同时，进一步提高对资源垄断环节的监管水平，为逐步完善资源垄断环节的定价机制奠定基础。 　　国家能源局也表示适时推出能源税从价计征，并全归地方财政，从量计征能源税年缴额300亿左右，改为从价计征有望突破1000亿，这将改善中西部能源丰富但经济落后省份的财政状况。",国际电力网,广州日报,陈海玲,2010-08-20,"煤炭 进口 拉闸限电"
44,"2017-09-18 05:32:37",http://power.in-en.com/UploadPic/2010-8/20108207145198766.jpg,588,"2017-09-18 05:32:37","中国变煤炭净进口国 拉闸限电现象此起彼伏",2010-08-20,"CFP供图 今年上半年中国进口商品情况CFP供图 　　拉闸限电现象此起彼伏 　　我国GDP在第二季度时首次超越日本，位居世界第二，但是能源消耗量也是世界排名数一数二， 拉闸限电现象此起彼伏，煤炭净进口扶摇直上，钢材、铁矿石进口量也屡创历史新高，世界大宗商品价格连连被推涨。我国单位GDP的煤消耗量是日本的15倍，是美国的8.7倍，而我国的煤炭使用量占总能源消耗量的七成。照此速度下去，我国能源缺口从哪补充？为此,本报记者进行了多方采访。 　　现象： 　　昔日煤炭出口国变净进口国 　　中国GDP在今年赶超日本的同时，忧患也随之而来，中国能源告急愈加紧迫。 　　8月份，安徽省淮北市众成水泥厂的一位管理人员说他们在断电的两天前才接到通知要断电一个月。临近的江苏省也采取类似拉闸限电的做法，缓解电力需求。正值夏日全国各地陆续有厂家出现因供电紧张而不得不停电的状况。 　　今年上半年，我国煤炭进出口延续了去年以来的净进口态势，上半年月进口量一直保持在1000万吨以上，上半年净进口量同比几乎翻倍。分析人士认为，下半年国际煤价回升可能使得中国进口量略低于上半年水平，但全年净进口已成定局，而未来两三年保持较大进口量的可能性很大。 　　记者了解到，近年来，每逢进入冬夏两次用煤的旺季，我国不少地区的煤炭供给缺口近30%。“将来煤价哪怕涨到一万元一吨，煤说不够就是不够。”山西省煤炭厅副巡视员候文锦在接受本报记者采访时指出，“火电需求太旺盛。去年11、12月份时全国的火电需求同比增长40%左右。供需缺口导致了中国年产30亿吨煤还不够用。中国经济如果按照目前的这个煤炭供给需求缺口运行下去，专家预计20年后山西省的煤就该全部开挖完毕。” 　　石油和铁矿石进口屡创新高 　　1993年起中国第一次成为石油净进口国。中国继美国之后成为全球第二大石油消费国。目前我国石油对外依存度已达到55％。据估计，到2015年，中国所需石油的2/3将依靠进口。从各国的经验来看，石油对外依存度达到50％是一条警戒线。 　　高盛银行分析师表示，今年下半年全球原油供应可能吃紧：“我们认为2010年下半年全球原油库存将开始下降，到年底趋于季节平均水平，因我们预期近几个月陆上原油库存将追随海上浮动原油储存量的下降而下降。我们预期后市全球石油市场将吃紧，从而推动WTI油价在2010年下半年达到每桶85~95美元的区间。” 　　与此同时我国的钢材与铁矿石进口在世界爆发金融危机以来也屡屡创历史新高。 　　原因： 　　比再生能源更廉价是主因 　　煤水电气等不可再生能源的廉价是我国企业及个人大举消耗能源的一个重要原因。 　　一位业内人士昨日向记者分析，目前我国煤电上网均价是每度0.3元，风电每度0.6元，太阳能每度4元。廉价的煤电令中国对煤的依赖程度加大，能用一天是一天。 　　此外，近年的现实已经证明，虽然可再生能源绝对规模逐年上升，但在能源消费总量中所占比例却呈下降趋势。我国煤炭占能源消费总量的比例高达70％左右，远高于世界平均29.2％的水平。而油气等清洁能源产品在能源消费中的比重明显偏低，特别是天然气在能源消费总量中的比例只有3.8％，远低于世界平均24.1％的水平。 　　第二，生产水平和模式的落后也是造成中国能源告急的重要原因。据了解，单位GDP的煤消耗量，中国是日本的15倍，是美国的8.7倍。 　　第三，我国GDP的构成中，投资拉动向来是主要方式。目前，各主要机构普遍预测2010年中国经济增速将高于2009年，其中，固定资产投资仍将保持25％左右的增速。这意味着我国GDP的增长当中，有相当多的成份是靠能源消耗垒起来的。因为火电、钢铁、水泥和化工四大行业耗煤量占每年原煤消耗量的90％左右，而火电、钢铁、水泥、化工行业的增长，主要就是源于投资增长的需求。目前我国已进入乘用车快速发展阶段，这也将带动汽油消费的较快增长。 　　出路： 　　征能源税 　　优化消费结构 　　记者从国家发改委获悉，中国将强化节能措施，以缓解能源紧张局面。综合考虑各种能源产品的规模性、经济性、清洁性和安全性，天然气将是我国优化能源消费结构的主要选择。此外将大力发展太阳能等新兴能源。 　　国务院发展研究中心市场所邓郁松分析指出：由于在石油、天然气等领域尚未建立竞争性的市场结构，我国的能源产品定价实际上以“成本加成”与可替代能源价格挂钩来确定，这种定价方式还不能完全反映资源稀缺程度、市场供求关系和环境成本的变化。建议进一步推进能源行业改革，短期内宜重点推进石油流通体制改革，增强成品油市场的竞争性，同时，进一步提高对资源垄断环节的监管水平，为逐步完善资源垄断环节的定价机制奠定基础。 　　国家能源局也表示适时推出能源税从价计征，并全归地方财政，从量计征能源税年缴额300亿左右，改为从价计征有望突破1000亿，这将改善中西部能源丰富但经济落后省份的财政状况。",国际电力网,广州日报,陈海玲,2010-08-20,"煤炭 进口 拉闸限电"
45,"2017-09-18 05:37:35",http://power.in-en.com/UploadPic/2010-6/2010697345440777.jpg,635,"2017-09-18 05:37:35","沿海省份布局海上风电 装机规划高出预期两倍",2010-06-09,"　　在海上风电特许权招标全面铺开的同时，上海、江苏等沿海五省市的海上风电规划已浮出水面。但不少电场投资者及设备厂商都认为，风机、配套技术都刚起步，各企业都应谨慎为之，不能一哄而上。 　　海上风电热 　　中国水电水利规划设计总院副院长王民浩在6月7日的一行业论坛中表示，五省市已提出了“十二五”、“十三五”末的海上风电规划。 　　记者了解到，“十二五”末时，上海、江苏、浙江、山东和福建的海上风电装机分别是70万千瓦、460万千瓦、150万千瓦、300万千瓦和40万千瓦。 　　而到2020年，上述地区的装机规划则为155万千瓦、945万千瓦、370万千瓦、700万千瓦和110万千瓦。 　　王民浩说，上海和江苏的海上风电规划已做完。“上海的规划已通过了审查，而江苏的规划还在修改完善。浙江的报审稿已完成，山东、福建两省的初稿完成了。”此外，河北、辽宁、广东等海上风电规划现在还不明确。 　　他提到，从我国的资源优势看，风能资源是比较丰富的，具备大规模发展海上风电的条件。而且，2020年我国也将建成坚强的特高压输电网络，有利于将西部的海上风电送到东部。 　　但王民浩又表示，根据目前已有的规划目标，预计2015年中国海上风电装机容量将达500万千瓦，2020年达3000万千瓦。不过，记者将上述五个地区总装机规划加在一起，到2015年就有1020万千瓦的装机规模，远远大于“500万千瓦”这一数字。 　　他也表示，上述五个地区的规划，都是在未考虑电力市场消化的情况下做出的。 　　进入需谨慎 　　不过，现场一些专业人士对这种海上风电热泼了一些“冷水”，认为企业对海上风电业务要慎重进入。 　　首先，实施海上风电的国家并不多，而且出过很大的事故，中国企业应引以为戒。 　　中国可再生能源学会风能专业委员会副理事长施鹏飞表示，国外曾出现过严重的事故，如变电站被烧坏且一修就是半年、几十台风机全部拉回到陆上修理。 　　烟台德邦科技有限公司总经理解海华告诉本报：“海上风机不同于陆地，各种安装、运输成本很高。海外动用一台直升机来调运，每小时的运费就是几万元。” 　　在国外，海上风机也会遇到上网电价、联网等多重难题。正是这样，一向大力支持新能源发展的德国，直到2009年才在海上风电上出现起色。 　　其次，各方对风电技术的问题都未能有效解决。施鹏飞说，国际上只有GE、维斯塔斯、西门子等很少企业能制造海上风机。王民浩指出，国内也只有金风科技、华锐风电等9个企业在做，大家都在试水过程中，需要对技术不断摸索。 　　国华能源投资有限公司副总经理桂凯也碰到了一些难题。“首先是台风。它对东南沿海风机侵蚀较严重，长江口以北的江苏、河北和山东等地受侵袭少。但虽然在江苏等地建海上风电场能避免台风袭击，但这些地区又属于淤泥质海床，欧洲的单桩机组在这些区域不太适用。” 　　金风科技一位工程师告诉记者，在海床里，单桩基础能打下的深度，其实要比打“群桩”更深。但我国现有的海上风机项目基本都是打群桩，“单桩并不是不能打，还需要更多的实践。全球现在建设的海上风电场数量不够，彼此能分享的经验也不多，要不断学习和吸取别人的经验，不能走得太超前。”",国际电力网,第一财经日报,第一财经日报,2010-06-09,"风电 海上风电"
46,"2017-09-18 05:37:45",http://power.in-en.com/UploadPic/2010-6/201068723943926.jpg,637,"2017-09-18 05:37:45","国标未出 充电站规划加码“有点乱”",2010-06-08,"　　电动汽车补贴令为电动汽车市场再添一把火，再看各地的充电站建设，已形成燎原之势。河南、江苏、山东、山西等多个省市都已经陆续出台专门建设充电站的规划目标，大建充电站和发展新能源汽车一同成为各地践行“低碳”口号的示范之举。 　　然而，目前我国的充电站相关标准并未出台，各地争先恐后铺开充电站点难免令人担忧。目前充电站建设主体包括电网、石油石化企业以及部分民营企业，技术路线并不统一。 　　国网能源研究院智能电网研究所所长张义斌表示，由于参与建设的主体较多，具体标准难免存在差异，亟须国家针对充电设施的建设标准和统筹规划早日出台，以避免建成大量不符合标准的充电设施，造成资源浪费。 　　规划风起 比赛“加码” 　　今年1月，国家电网称计划今年在公司经营区域内27个省市（区）全面推进电动汽车充电站建设，拟建公用充电站75座、交流充电桩6209台以及部分电池更换站，加快推动电动汽车产业化发展。 　　南方电网副总经理肖鹏介绍说，南方电网已经在深圳建成了两座电动汽车充电站、134个充电桩，未来还将加大在其他省市的充电站建设。 　　在电网企业的示范下，各地电力公司的规划目标似乎远超过市场预期，甚至形成暗中攀比之势。 　　中国证券报记者多方搜集的数据显示，山东电力公司计划今年在省内建成9座电动汽车充电站和500个充电桩；吉林省计划在长春、辽源建3座大型充电站，全省建设安装300个充电桩；江苏计划年内建设18座充电站；浙江则计划年内建6座充电站和500个充电柱；而湖北年内将投资1.27亿元建充电站16座、充电桩300个。 　　除了认领并“加码”今年年内的建设任务之外，不少省市更是亮出充电站建设的五年规划甚至十年规划。“十二五”期间扬州市将建设电动汽车充电站31座；上海未来初步计划建设7-10座的充（放）电站、约400个充电桩；陕西省将在5年内建成73座电动汽车充电站、1500个充电桩；山西省电力公司更计划到2020年全省电动汽车充电站达到191座，预计投资4.3亿元。 　　从目前制定充电站建设规划目标的省市来看，除了东部发达地区之外，中西部省份也不甘寂寞地投身其中，一时间，大江南北掀起建“充电站”的热潮。 　　分析人士认为，无疑，率先建设较完善的充电设施网络，有利于电动汽车大规模发展，但如何在制定规划目标和投资数额时，避免重复建设和资源浪费应该予以更慎重的考虑。 　　标准未出 尴尬初现 　　安徽省首座电动汽车充电站——柳树塘电动汽车充电站预计于今年5月底建成投运。安徽省电力公司有关人士表示，该充电站建设都是严格依照国家电网公司相关标准建设的。 　　除了电网企业、石油石化企业之外，中外汽车厂商也加入到充电站建设的队伍中。目前，塞德斯-奔驰已经在7经销网点安装了20个Elektrobay充电站，并计划在2010年下半年安装更多的充电站。 　　尽管我国有关新能源技术《电动汽车传导式充电接口》、《电动汽车充电站通用要求》等相关标准已通过工信部等相关部门审查，但目前尚未出台。南方电网有关人士表示，目前参与并主导国内充电站市场的几大巨头都在各自忙活，包括在技术标准和规划方面尚未形成统一。分析人士认为，随着充电设施建设主体的增多，标准不统一的矛盾会愈发尖锐。 　　据了解，目前国家电网自行编制的充电设施相关标准指导，覆盖网络内的27个省市的充电站建设，而南方电网也编制并颁布了7项充电站技术标准。与此同时，日本等其他着力发展电动汽车的国家也面临着充电站规格、标准不一的问题。目前，尼桑、三菱、斯巴鲁和东京电力公司正推进充电站标准化。 　　然而，张义斌表示，目前建设的充电站主要针对已有的电动汽车技术设定，但这种“充电站先行”的局面反过来也可能会对未来电动汽车的技术发展带来限制。电动汽车充电设施建设在统筹规划的基础上，应适度超前，而不是大大超前。 　　除了技术标准存在不确定性之外，早进场的“探路者”也面临着“囊中羞涩”的尴尬。南方电网有关人士表示，由于电动汽车尚未大规模应用，目前充电设施的建设和运营还远谈不上盈利。 　　事实上，由于看好电动汽车未来发展前景，加上政府并未明确准入门槛，众多企业瞅准时机投身于充电设施的开发建设中。分析人士认为，这对加快产业化发展有积极作用，但也要考虑企业的综合实力和风险承受力。 　　各地智能电网规划“缺位” 　　目前我国充电设施主要有两大思路，一是更换电池的模式，二是插电的模式，前者主要受制于电池的规格和技术进步程度，而后者与电网的建设和运行直接关联。 　　中国电科院的一位专家表示，如果电动汽车大规模商用后无序充电，不仅将极大增加电动汽车充电设施的重复投资建设，还将增加电网的建设负担，降低设备利用率，带来电网的隐患。要解决这一问题，建设智能电网似乎是唯一出路。 　　在专家看来，电动汽车作为智能电网的一个新型用电设备，具有分布广、用电负荷大的特点，同时还可作为分布式储能装置。电动汽车在充电过程中，通过与智能电网互动，充分利用低谷时段进行充电，可起到移峰填谷的作用，减缓因电动汽车增加而带来的电力供应压力，降低电动汽车大规模充电对电网的影响，同时，减少不必要的发电装机与电网建设。 　　事实上，记者发现，仅有少数省份在制定充电设施规划的同时提及了建设智能电网的，多数省份似乎在孤立的投资充电设施。殊不知，离开智能电网的配套建设，单纯建设充电设施无法充分发挥其系统综合效益。 　　从这一点看，充电设施的规划远不只建充电站，配套供电设备投资很高，需要政府积极支持电力公司对线路网架的改造，推动充电设施的推广。然而，业内专家表示，政府除了提供支持政策之外，在充电设施的初始建设阶段，实现全国范围内的统一标准、与电网及其他市政设施统筹规划更加重要。否则，仅建成大批的充电设施，不但很难实现节能减排，反而可能走向重复建设和资源浪费的歧路。",国际电力网,中国证券报,邢佰英,2010-06-08,充电站
47,"2017-09-18 05:38:21",http://power.in-en.com/UploadPic/2010-6/2010611034674901.jpg,644,"2017-09-18 05:38:21",充电设施标准化之争：日美均瞄准中国市场,2010-06-01,"　　充电基础设施的开发，各种性能的标准化是不可缺少的。与自上而下推进标准化的美国相比，日本企业以技术优势为武器，向美国的弱项发起了进攻。而日美其实都把准星瞄准了中国市场。究竟日美谁能掌握主导权打入中国市场呢？ 　　围绕充电基础设施的主导权之争，不仅是企业之间，而且是国与国、地区与地区之间的较量。竞争的舞台就是把车辆与住宅、车辆与电网之间交换的电力信息及电力的规格进行标准化。随着充电基础设施的发展，汽车及住宅都有可能变成“通信终端”，那么这些终端之间的通信标准化就不可或缺。所以，为了形成有利于本国企业的规格，各国都开始竞争。 　　各国私下里都特别关注的是中国市场。中国政府计划今后10年内投入总额超过4万亿元的巨额设备投资用于电力基础设施的建设。现在在国际标准化会议上，想打入中国市场的各国人员“只要是中国与会者发言，就会全场竖起耳朵仔细聆听”（参加充电基础设施标准化活动的日本人士）。 　　美国要与中国共同制定 　　与人气鼎盛的中国进行高层会谈的是美国（图1）注1）。2009年11月，美国总统奥巴马与中国国家主席胡锦涛共同发表了“U.S.-China Electric Vehicles Initiative”（中美电动汽车倡议）。双方将为充电基础设施的开发共同制定标准，并在10多个城市开展实验。 图1：美国以政府为主导进军中国 日本企业则通过充分发挥技术优势来挑战以政府为主导推进标准化的美国。 日本和美国都把准星瞄准了中国市场。 　　虽说是“共同”制定标注，但其实美国已经拥有用于包括充电基础设施在内的智能电网标准化框架。在美国统领标准化工作的美国商务部国家标准技术研究所（National Instituteof Standards and Technology，NIST）的George Arnold表示，对于与中国共同制定的标准，“当然会以该框架为基础进行协商”（图2）。 图2：美国瞄准的是中国在电力基础设施方面的巨大投资 美国加紧推进标准化是因为瞄准了中国将在2011年以后向电力基础设施投入的巨大投资。 图中中国的数据由海外电力调查会提供。 　　由此看来，美国似乎已率先在面向中国的充电设施开发中确立了优势地位。但是，现在还不能就此断言。因为只要将焦点从美国政府转到美国企业身上，便会发现软肋。这一软肋就是，可大规模量产插电混合动力车（PHEV）及电动汽车（EV）的企业必须要等到2011年以后才会出现。 　　日本展开攻势 　　这就给了那些看上去落后于美国的国家以及美国以外的企业以可乘之机。做出这种判断并付诸于行动的是日本企业（图3）。对日本企业而言，中国是其无法拱手相让的市场。如果日本企业坐视开始与中国统一步调的美国的标准化进展的话，那么在中国日本企业步他人后尘的可能性就极高。为此，“参与美国的标准化活动，也会极大地对中国的标准化施加影响”（东京财团政策研究部研究员兼政策总监平沼光）的看法开始出现，并开始了具体行动。 图3：日本希望以自下而上的方式推进标准化 在日本主要是以企业为主导推进标准化。 而美国推进标准化的则是DOE，具体事务则由NIST负责。 　　万幸的是，日本企业拥有足以向美国的软肋发起进攻的技术实力。在PHEV/EV、蓄电池及HEMS（家庭能源管理系统，Home Energy Management System）等诸多领域，日本企业相对于美国企业都处于优势。因此，日本企业充分利用这些优势，以向美国的薄弱环节发起进攻的方式开始坚定出击。",国际电力网,技术在线,技术在线,2010-06-01,"充电设施 标准"
48,"2017-09-18 05:38:21",http://power.in-en.com/UploadPic/2010-6/2010611052392353.jpg,644,"2017-09-18 05:38:21",充电设施标准化之争：日美均瞄准中国市场,2010-06-01,"　　充电基础设施的开发，各种性能的标准化是不可缺少的。与自上而下推进标准化的美国相比，日本企业以技术优势为武器，向美国的弱项发起了进攻。而日美其实都把准星瞄准了中国市场。究竟日美谁能掌握主导权打入中国市场呢？ 　　围绕充电基础设施的主导权之争，不仅是企业之间，而且是国与国、地区与地区之间的较量。竞争的舞台就是把车辆与住宅、车辆与电网之间交换的电力信息及电力的规格进行标准化。随着充电基础设施的发展，汽车及住宅都有可能变成“通信终端”，那么这些终端之间的通信标准化就不可或缺。所以，为了形成有利于本国企业的规格，各国都开始竞争。 　　各国私下里都特别关注的是中国市场。中国政府计划今后10年内投入总额超过4万亿元的巨额设备投资用于电力基础设施的建设。现在在国际标准化会议上，想打入中国市场的各国人员“只要是中国与会者发言，就会全场竖起耳朵仔细聆听”（参加充电基础设施标准化活动的日本人士）。 　　美国要与中国共同制定 　　与人气鼎盛的中国进行高层会谈的是美国（图1）注1）。2009年11月，美国总统奥巴马与中国国家主席胡锦涛共同发表了“U.S.-China Electric Vehicles Initiative”（中美电动汽车倡议）。双方将为充电基础设施的开发共同制定标准，并在10多个城市开展实验。 图1：美国以政府为主导进军中国 日本企业则通过充分发挥技术优势来挑战以政府为主导推进标准化的美国。 日本和美国都把准星瞄准了中国市场。 　　虽说是“共同”制定标注，但其实美国已经拥有用于包括充电基础设施在内的智能电网标准化框架。在美国统领标准化工作的美国商务部国家标准技术研究所（National Instituteof Standards and Technology，NIST）的George Arnold表示，对于与中国共同制定的标准，“当然会以该框架为基础进行协商”（图2）。 图2：美国瞄准的是中国在电力基础设施方面的巨大投资 美国加紧推进标准化是因为瞄准了中国将在2011年以后向电力基础设施投入的巨大投资。 图中中国的数据由海外电力调查会提供。 　　由此看来，美国似乎已率先在面向中国的充电设施开发中确立了优势地位。但是，现在还不能就此断言。因为只要将焦点从美国政府转到美国企业身上，便会发现软肋。这一软肋就是，可大规模量产插电混合动力车（PHEV）及电动汽车（EV）的企业必须要等到2011年以后才会出现。 　　日本展开攻势 　　这就给了那些看上去落后于美国的国家以及美国以外的企业以可乘之机。做出这种判断并付诸于行动的是日本企业（图3）。对日本企业而言，中国是其无法拱手相让的市场。如果日本企业坐视开始与中国统一步调的美国的标准化进展的话，那么在中国日本企业步他人后尘的可能性就极高。为此，“参与美国的标准化活动，也会极大地对中国的标准化施加影响”（东京财团政策研究部研究员兼政策总监平沼光）的看法开始出现，并开始了具体行动。 图3：日本希望以自下而上的方式推进标准化 在日本主要是以企业为主导推进标准化。 而美国推进标准化的则是DOE，具体事务则由NIST负责。 　　万幸的是，日本企业拥有足以向美国的软肋发起进攻的技术实力。在PHEV/EV、蓄电池及HEMS（家庭能源管理系统，Home Energy Management System）等诸多领域，日本企业相对于美国企业都处于优势。因此，日本企业充分利用这些优势，以向美国的薄弱环节发起进攻的方式开始坚定出击。",国际电力网,技术在线,技术在线,2010-06-01,"充电设施 标准"
49,"2017-09-18 05:38:21",http://power.in-en.com/UploadPic/2010-6/2010611064865278.jpg,644,"2017-09-18 05:38:21",充电设施标准化之争：日美均瞄准中国市场,2010-06-01,"　　充电基础设施的开发，各种性能的标准化是不可缺少的。与自上而下推进标准化的美国相比，日本企业以技术优势为武器，向美国的弱项发起了进攻。而日美其实都把准星瞄准了中国市场。究竟日美谁能掌握主导权打入中国市场呢？ 　　围绕充电基础设施的主导权之争，不仅是企业之间，而且是国与国、地区与地区之间的较量。竞争的舞台就是把车辆与住宅、车辆与电网之间交换的电力信息及电力的规格进行标准化。随着充电基础设施的发展，汽车及住宅都有可能变成“通信终端”，那么这些终端之间的通信标准化就不可或缺。所以，为了形成有利于本国企业的规格，各国都开始竞争。 　　各国私下里都特别关注的是中国市场。中国政府计划今后10年内投入总额超过4万亿元的巨额设备投资用于电力基础设施的建设。现在在国际标准化会议上，想打入中国市场的各国人员“只要是中国与会者发言，就会全场竖起耳朵仔细聆听”（参加充电基础设施标准化活动的日本人士）。 　　美国要与中国共同制定 　　与人气鼎盛的中国进行高层会谈的是美国（图1）注1）。2009年11月，美国总统奥巴马与中国国家主席胡锦涛共同发表了“U.S.-China Electric Vehicles Initiative”（中美电动汽车倡议）。双方将为充电基础设施的开发共同制定标准，并在10多个城市开展实验。 图1：美国以政府为主导进军中国 日本企业则通过充分发挥技术优势来挑战以政府为主导推进标准化的美国。 日本和美国都把准星瞄准了中国市场。 　　虽说是“共同”制定标注，但其实美国已经拥有用于包括充电基础设施在内的智能电网标准化框架。在美国统领标准化工作的美国商务部国家标准技术研究所（National Instituteof Standards and Technology，NIST）的George Arnold表示，对于与中国共同制定的标准，“当然会以该框架为基础进行协商”（图2）。 图2：美国瞄准的是中国在电力基础设施方面的巨大投资 美国加紧推进标准化是因为瞄准了中国将在2011年以后向电力基础设施投入的巨大投资。 图中中国的数据由海外电力调查会提供。 　　由此看来，美国似乎已率先在面向中国的充电设施开发中确立了优势地位。但是，现在还不能就此断言。因为只要将焦点从美国政府转到美国企业身上，便会发现软肋。这一软肋就是，可大规模量产插电混合动力车（PHEV）及电动汽车（EV）的企业必须要等到2011年以后才会出现。 　　日本展开攻势 　　这就给了那些看上去落后于美国的国家以及美国以外的企业以可乘之机。做出这种判断并付诸于行动的是日本企业（图3）。对日本企业而言，中国是其无法拱手相让的市场。如果日本企业坐视开始与中国统一步调的美国的标准化进展的话，那么在中国日本企业步他人后尘的可能性就极高。为此，“参与美国的标准化活动，也会极大地对中国的标准化施加影响”（东京财团政策研究部研究员兼政策总监平沼光）的看法开始出现，并开始了具体行动。 图3：日本希望以自下而上的方式推进标准化 在日本主要是以企业为主导推进标准化。 而美国推进标准化的则是DOE，具体事务则由NIST负责。 　　万幸的是，日本企业拥有足以向美国的软肋发起进攻的技术实力。在PHEV/EV、蓄电池及HEMS（家庭能源管理系统，Home Energy Management System）等诸多领域，日本企业相对于美国企业都处于优势。因此，日本企业充分利用这些优势，以向美国的薄弱环节发起进攻的方式开始坚定出击。",国际电力网,技术在线,技术在线,2010-06-01,"充电设施 标准"
50,"2017-09-18 05:38:57",http://power.in-en.com/UploadPic/2010-5/20105311552411886.jpg,650,"2017-09-18 05:38:57","烟台民间资本拟进军风电产业 参与方式尚不明晰",2010-05-31,"山东省长岛县有序开发风能渐成规模。 电力作为关乎国计民生的基础能源行业，一直以来总以垄断面孔示人，甚至因此被冠以“电老虎”的帽子。不过，随着《国务院关于鼓励和引导民间投资健康发展的若干意见》出台，早已看好这一领域的烟台民间资本萌发了更深入地进军电力行业的念头。 火电：多重原因导致民资难渗透 山东是电力大省，目前发电量和装机容量均居全国第2位，但这样大的规模和产量，靠的全是国有资本的推动。作为山东电网的一部分，烟台火力发电也不外乎此，目前难觅民间资本的踪影。 “目前我们资产全部属于国有，没有个人的股份。”烟台发电厂的一位工作人员告诉记者，“今后是否允许民间资本进入，我们无法判断，因为烟台电厂属于华能公司所有，决策权在总公司中国华能集团。” 将民间资本挡在火力发电之外的，首先是电力企业的天然垄断属性。“电力产品的特点是产、供、销一次完成，既无形又不能储存；其正常运转需要大量的资本保证才行。”龙口电厂的管理人员李先生分析说，“即便按最经济的情形计算，投入一台60万千瓦的汽轮发电机组，没有30亿元人民币是做不到的。这样大规模的资本恐怕单靠民间力量难以完成。而且投资建厂周期长，没有3-5年难以形成量产。” “自己动手”不可行，那么参股电力企业呢？“且不说现有火电企业目前是否有此计划，即便放开民间力量参与火力发电的资本通道，他们目前也未必有兴趣。”业内人士分析，“目前火电企业利润空间受煤价上涨挤压变得很小，而煤电联动价格制度又迟迟未推行，这是因为电力行业具有公用事业的性质，不可能允许暴利存在。事实上火电行业目前已进入微利甚至赔钱阶段，这对逐利而行的民间资本很难具有吸引力。” 风电：民资已握紧一节产业链 在火电“外壳”难以钻透的同时，风电大门早已向烟台的民间资本敞开。 烟台在风能方面有着得天独厚的优势。自1998年长岛成功建设大型风力发电场后，鲁能、华能、大唐等一些大型企业都积极投入到了烟台的风电建设中，先后在海阳、栖霞、莱州、蓬莱、开发区等处进行风电项目开发。 面对这些国有“风电大鳄”，烟台的民间资本不再坐等观望，而是开始渗透到风电产业发电的产业链中，风机塔筒等配套设施就是其中重要的环节。 早在2004年，位于栖霞的山东安德利斯风电技术装备有限公司就对风机塔筒项目进行攻关，掌握了塔筒生产的核心技术，产品质量标准达到了国内先进水平。公司负责人杜培进介绍，公司年生产风电装备200台套，产值近2亿元，已先后为栖霞润霖风电公司唐山硼风场、方山风场和长岛、莱州等地的风场提供了数百台风机塔架，成为国内风机塔架行业的骨干企业。 2009年3月，一期工程投资8200万元的“山东航宇风能设备生产项目”在莱州破土动工。这家有民间资本参与的公司也是专门为风力发电机生产配套设备的企业。 目前，烟台民间资本还盯住了风电产业的纵深环节。“长岛海上风场建成后，架起一台风机就等于增加了一处人造岛屿，增加了一处海洋生物聚集的生态园。”长岛从事海阳捕捞的黄先生表示，“听说政府将以此打造成为海洋休闲渔业基地和海上旅游基地，我准备争取参与其中。” 呼声：尽快出台相关参与细则 新“36条”的出台，让多年来从事电煤生意的李先进感到兴奋，因为他看到了今后参与电力企业的希望。不过他同时也心存困惑：到底该怎样参与电力企业？ 一些有志于电力企业的民间投资者认为，新“36条”只给出了方向，但具体如何操作仍不清楚。他们希望政府尽快出台具有现实的可操作性和完善的法律法规框架。 “要让民企顺利进入电力行业，尽快出台相关细则尤其是价格政策很有必要。”业内人士分析说，“虽然给予民资进入电力行业的通行证，但他们进入这些领域存在相当大的难度。目前我国的电价由国家垄断，这是一道无形的壁垒。民营企业怎么会赔本经营？而让民间资本看到电力行业合理的投资回报，关键是能否解决价格机制的问题。”",国际电力网,水母网,孙逸云,2010-05-31,风电
51,"2017-09-18 05:39:27",http://power.in-en.com/UploadPic/2010-5/2010527781660041.jpg,655,"2017-09-18 05:39:27","多个电价调整方案或年内出台 电力板块显价值洼地",2010-05-27,"成本：今年煤价上涨已侵蚀4分电价 　　沉寂许久的电力板块或许能够在今年迎来“咸鱼翻身”的机会。上海证券报记者获悉,下半年火电、水电上网电价皆有望上调,而目前,水电价格调整方案已经上报。此外,居民阶梯电价、高耗能企业严格执行高差别电价方面,政策筹备时间较长,筹备方案工作较成熟,有望三季度以前推出。 　　从影响中国发电行业盈利的三大支点――煤价、发电量和上网电价来看,存在一利一弊和一个不确定因素,弊在今年以来的煤价上涨幅度已经侵蚀了4分钱的电价因素,利在发电量将增长10%左右,不确定因素在于火电电价上调方案的出台。不过,目前电力板块的价值洼地已显,假如电价上调,还将迎来较大交易性机会。 　　由于占总成本比重达到70%以上,煤炭价格成为判断火电盈利的主要因素。根据最新数据,截至5月24日,秦皇岛山西优混平仓价为755-765元/吨。前4月,市场煤价同比上涨30%左右。去年1-4月,秦皇岛港山西优混平仓价基本维持在580元/吨左右,而今年该价格从年初800元/吨的高位浮动至目前的720元/吨,涨幅在24%-38%之间。重点合同煤价方面,今年总体上涨幅度在30-50元之间,涨幅大约在8%左右。 　　由于电煤双轨制的继续,大部分电厂用煤仍分为重点合同煤和市场煤两种。总体来看,假设实际执行的重点合同煤和市场煤比例为1:1的话,粗略估算,前四月火电到厂煤价涨幅接近100元/吨。 　　以华能国际为例,据华能国际内部人士透露,公司2010年预计耗煤8400万吨,已与13家签订7800万吨合同（可比价格上涨约30元/吨,幅度约8%）,预计进口1000万吨,全年煤价涨幅控制在10%。 　　但是,实际来看,由于重点合同兑现率不高,导致电厂燃料成本控制能力大大减弱,实际涨幅高于预期。上述人士透露,华能国际今年一季度消耗原煤2720万吨。其中重点合同1527万吨,兑现率为85.7%。然而,另一家大型上市发电公司一人士透露,其实,实际上锁定价格的重点合同还不到50%而已,加上兑现率较低的问题,实际上涨幅度将高于预期。 　　值得高度注意的是,上述1-4月的煤价上涨幅度相当于侵蚀了4.23分的电价上调因素。2008年,国家在7月1日和8月20日两次对电价进行调整,其中上网电价平均每度提高了4.14分,从而使得电力板块在2009年回归正常:56家上市公司实现主营业务收入共计3489.29亿元,同比增长13.73%,累计实现净利润273.185亿元。 　　根据最新数据,3月火电机组单位标准供电煤耗332克/千瓦时,折算成5500大卡的山西优混,供电煤耗约为423克/千瓦时,如不计相关税收情况,按此测算,吨煤上涨100元,每500克煤即上涨5分,则每度电须上涨4.23分才能传导上涨因素。",国际电力网,上海证券报,上海证券报,2010-05-27,"电价 电力板块"
52,"2017-09-18 05:39:27",http://power.in-en.com/UploadPic/2010-5/2010527783050691.jpg,655,"2017-09-18 05:39:27","多个电价调整方案或年内出台 电力板块显价值洼地",2010-05-27,"成本：今年煤价上涨已侵蚀4分电价 　　沉寂许久的电力板块或许能够在今年迎来“咸鱼翻身”的机会。上海证券报记者获悉,下半年火电、水电上网电价皆有望上调,而目前,水电价格调整方案已经上报。此外,居民阶梯电价、高耗能企业严格执行高差别电价方面,政策筹备时间较长,筹备方案工作较成熟,有望三季度以前推出。 　　从影响中国发电行业盈利的三大支点――煤价、发电量和上网电价来看,存在一利一弊和一个不确定因素,弊在今年以来的煤价上涨幅度已经侵蚀了4分钱的电价因素,利在发电量将增长10%左右,不确定因素在于火电电价上调方案的出台。不过,目前电力板块的价值洼地已显,假如电价上调,还将迎来较大交易性机会。 　　由于占总成本比重达到70%以上,煤炭价格成为判断火电盈利的主要因素。根据最新数据,截至5月24日,秦皇岛山西优混平仓价为755-765元/吨。前4月,市场煤价同比上涨30%左右。去年1-4月,秦皇岛港山西优混平仓价基本维持在580元/吨左右,而今年该价格从年初800元/吨的高位浮动至目前的720元/吨,涨幅在24%-38%之间。重点合同煤价方面,今年总体上涨幅度在30-50元之间,涨幅大约在8%左右。 　　由于电煤双轨制的继续,大部分电厂用煤仍分为重点合同煤和市场煤两种。总体来看,假设实际执行的重点合同煤和市场煤比例为1:1的话,粗略估算,前四月火电到厂煤价涨幅接近100元/吨。 　　以华能国际为例,据华能国际内部人士透露,公司2010年预计耗煤8400万吨,已与13家签订7800万吨合同（可比价格上涨约30元/吨,幅度约8%）,预计进口1000万吨,全年煤价涨幅控制在10%。 　　但是,实际来看,由于重点合同兑现率不高,导致电厂燃料成本控制能力大大减弱,实际涨幅高于预期。上述人士透露,华能国际今年一季度消耗原煤2720万吨。其中重点合同1527万吨,兑现率为85.7%。然而,另一家大型上市发电公司一人士透露,其实,实际上锁定价格的重点合同还不到50%而已,加上兑现率较低的问题,实际上涨幅度将高于预期。 　　值得高度注意的是,上述1-4月的煤价上涨幅度相当于侵蚀了4.23分的电价上调因素。2008年,国家在7月1日和8月20日两次对电价进行调整,其中上网电价平均每度提高了4.14分,从而使得电力板块在2009年回归正常:56家上市公司实现主营业务收入共计3489.29亿元,同比增长13.73%,累计实现净利润273.185亿元。 　　根据最新数据,3月火电机组单位标准供电煤耗332克/千瓦时,折算成5500大卡的山西优混,供电煤耗约为423克/千瓦时,如不计相关税收情况,按此测算,吨煤上涨100元,每500克煤即上涨5分,则每度电须上涨4.23分才能传导上涨因素。",国际电力网,上海证券报,上海证券报,2010-05-27,"电价 电力板块"
53,"2017-09-18 05:40:59",http://power.in-en.com/UploadPic/2010-5/20105616382518306.jpg,677,"2017-09-18 05:40:59","资源价改为今年重点任务 煤电行业压力首当其冲",2010-05-06,"资料图片 　　4月28日，国务院总理温家宝主持召开国务院常务会议，审议并原则通过《关于2010年深化经济体制改革重点工作的意见》。会议提出2010年重点改革任务中，强调深化财税体制改革，出台资源税改革方案。业内人士认为，资源税改革方案出台的明确，将增加传统能源公司的税收成本，煤炭和电力企业首当其冲。 　　资源税改革逼近 　　在今年的政府工作报告中，温家宝总理就指出要推进资源税改革，前期也有一些大型资源类企业的高管透露资源税改革将年内出台。就在日前召开的国务院常务会议上，又再次强调深化财税体制改革，出台资源税改革方案。这表明资源税改革确实已经渐行渐近。 　　而从当前宏观经济环境来看，今年也是进行资源税改革的良机，如经济处于平稳快速发展阶段和今年的通货膨胀整体可控等。专家认为，二季度传统上会比较“好过”，因此是进行资源品价格改革的最好时机。由于资源税改革的主要方向是由从量计征改为从价计征，从价格上来看，原有的税赋水平并不高，税收规模仅约为全国税收总额的千分之五，因此改革将增加传统资源型企业如煤炭、电力、成品油等的税收成本，但是有利于我国的资源以及环境保护等。 　　煤价有望再度推高 　　业内人士分析，资源税改革将直接增加煤炭企业的成本，目前我国煤企整体销售净利润率9%，如果按照此销售净利润率测算的话，即使在资源税仅上调2%至3%的情况下，煤企净利润也将下降17%，短期来看，影响还是较大。 　　另外，原油价格对煤炭价格也将产生影响。目前国际原油价格已稳稳站在80美元/桶之上，一方面原油价格的上涨将刺激煤炭价格的上涨；另一方面原油价格的上涨还将引发成品油价格上涨，而由于我国煤炭资源分布的不平衡，某些地区运输费用所占成本比煤炭本身还要高，这种运费上涨的幅度或将超越煤价上涨的幅度也不一定。 　　但业内分析认为，从一次能源的稀缺性角度考虑，长期来看，煤炭价格并不会走软。 　　中商流通力生产促进中心煤炭分析师李廷向《中国能源报》记者表示：“如果资源税全部转嫁至下游，吨煤价格上涨幅度至少将达20—30元。”香港岭南大学客座教授盛立中指出，资源税改革后，依据吨煤约增加20元税收成本计算，全国煤电企业将“被增加”300亿元采购成本。 　　中国煤炭经济研究会高级顾问苏立功告诉《中国能源报》记者，从目前煤炭价格的高位判断，资源税改引发的上涨幅度将非常有限。不过，由国家发改委能源所发布的《2050中国能源和碳排放报告》称，煤炭产业市场化后，资源税和环境税改革将导致煤炭价格上升23.1%。 　　各地征税幅度或将不同 　　由于各地煤炭销售价格差距较大，资源税上调幅度应该不尽相同，苏立功指出：“资源税是地方政府税种之一，具体征收比例应由地方政府根据自己的财政收入状况和煤炭销售情况制定。” 　　以新疆为例，当地吨煤成本仅为一百多元，与中部产煤地区的销售价格相差四五百元甚至更多。今年一季度，受天气等因素影响，煤炭价格强势上行，秦皇岛煤炭均价就达到了723.54元/吨。 　　苏立功表示，在参与财政部进行资源税改革意见的征求过程中，相关人员对此种征税方式表示认可。“中央会在相关文件政策上圈定一个幅度，地方政府据此在这个幅度内自行确定征税比例，大概就在3％－5％的范围内。由于资源税改规模不适宜一刀切，作为一个中央的指导性政策，由地方进行先期试点的必要性也不大。”对于资源税改革首先可能会在新疆试点的说法，他表示否认。 　　今年一季度全国国有及国有控股企业主要效益指标显示，发电企业1-2月由于煤价上涨、成本大增出现亏损。虽然1-3月再次扭亏为盈，但近期发电企业的利润波动仍主要受煤炭价格，以及行业之间深刻的矛盾制度影响。按目前电价和煤价水平，很多火电厂接近盈亏平衡点。“资源税改革，火电行业将成为煤价上涨的直接转嫁对象，面临的压力最大。”李廷说。",国际电力网,中国经济网,胡珺,2010-05-06,"资源税 电价 煤价"
54,"2017-09-18 05:45:26",http://power.in-en.com/UploadPic/2010-2/2010225854811856.jpg,741,"2017-09-18 05:45:26",风力发电：“过热”声中冷观察,2010-02-25,"　　河北省张北地区被称为“亚洲最大的风电场”，风电潜力可达600万千瓦以上。图为张北县单晶河风电场，工人们在吊装风力发电机。 　　隆冬时节，记者来到位于内蒙古高原南缘的河北省张北县，只见一片片风电场矩阵镶嵌在灰黄的荒原里，延绵数十公里；一座座银白色的风力发电机拔地而起，巨大的桨状叶片此起彼伏地缓缓转动着。 　　如此壮观的景象，是否印证了外界关于我国风电建设速度过快过猛、风机产能过剩的说法？现实情况到底如何，记者走访了业内的企业和专家。 　　我国风电产能并不过剩 　　“目前，我国同时满足风力和电网配套需求的风电资源已基本被利用，但大都处于开发建设期。”中节能风力发电投资有限公司副总经理李书升说，像张北地区，风电潜力可达600万千瓦以上，甘肃的“风电走廊”风电潜力可达1000万千瓦以上，而目前两地风机容量分别只有几十万千瓦。德国风电已占总发电量的3%，丹麦风电已超过总发电量的10%，我国风电占全部发电量连１％都不到，谈何“过剩”？ 　　“风电作为绿色能源，不存在过剩的问题；如果说过剩，那是指一些建好的风电场由于发电上不了网，不能正常运营，显得‘过剩’了！”中国节能投资公司战略管理部业务经理迟全虎说，在我国，电网输配电系统建设滞后，影响风电场并网发电是公认的事实，正是这样的现实，造成了“过剩”假相。 　　当然，不可否认，一些地方不顾自身条件片面追求新能源产业发展速度，一些风电开发商为了争取绿色电力配额而“跑马圈地”，一些新进入的风机生产企业为了抢占市场份额而无序竞争，由此导致我国风电发展出现了“局部过热”现象。 　　针对目前人们所说的风机产能过剩，迟全虎认为，风机产能过剩应该是一种结构性过剩。实际上，不少风电场一上马就需要上百台的风机，国内风机企业在技术、产能方面可满足需求的并不多。“更何况，某些小风机厂提供的风机设备属于东拼西凑的杂牌产品，影响使用寿命和稳定性，谁愿买？谁敢用？” 　　迟全虎介绍，目前为我国多数风电场生产风机的几家大公司仅可满足600万千瓦时的装机容量，其余70多家风机生产企业的规模化供应能力有限，多是几台、十几台的供货能力。保守估算，目前我国每年新增风电发电量约为800万千瓦时，两相对照，按目前的情况看，不仅不存在产能过剩的问题，还可能出现高品质有规模的风机供应商的缺乏。 　　设备制造还在初级阶段 　　在张北满井风力发电场的一片坡地上，一支37米长的叶片，孤零零地躺在坡地上。中节能风力发电（张北）有限公司总经理邓辉说：“这是被能量巨大的直击雷损坏的，其它的风电场也有这样的情况。我们还没有防止直击雷的技术与装置。” 　　“国内的风电设备制造产业发展还处于初级阶段，大多在售后服务体系上存在问题。有的风电设备在同一批供货的风电项目中，其内部的电气元件、控制系统却采用了多种不同厂家的产品。这就给风电场投运后的备件储备造成很多麻烦。”邓辉说，由于缺乏经验丰富的售后服务人员，对一下子就投运上百台风机的大型风电场来说，前期的发电效率也会因维修速度而受到极大的影响。 　　我国风机国产化率偏低，也将影响风电场的运营收益。“前段时间换了一个整流桥，进口件要800元，而国产件只要80元。”邓辉说，风机寿命大约为20年，质保期只有两年，根据国外经验，５年左右，由于风电设备各个部件的老化和磨损造成的故障率和维修费用会明显增加。“虽然我们发电场每年有５％—８％的投资收益率，按当地标杆电价５毛４分钱计算，这几年的盈利水平还能够达到设计要求。可是如果国产化率跟不上，随着维修成本的上升，今后很难保证这样的收益。” 　　“风电技术研发和创新，是我国风电产业乃至新能源产业发展的关键支撑体系，但目前来看，存在技术空洞化问题，令人担忧。” 国务院发展研究中心研究员周宏春介绍，目前，我国还不能掌握风机生产的许多核心技术，如控制系统、齿轮箱、发电机等，这都束缚了风电产业的发展。 　　并网难，难在系统接入 　　“张北地区的风源主要是季候风和山地风，一天之中，凌晨风力最好；一年之中，秋、冬、春季风力最好，夏季较差。”中节能满井风力发电场电站运行部副经理闫海霞告诉记者，当风速达到12米／秒时，机组可以达到20万千瓦时的满功率发电；当风速超过25米/秒时，就会自动停机。 　　风电场每天的发电输出变化这么大，会不会对张北电网造成影响？邓辉解释，当风速超过12米/秒时，各个风电场的瞬时输出达到满负荷状态，张北220千伏变电站将会超负荷，此时必须限电，以确保运行安全。这样，各个风电场就难以满负荷运转。目前，张北电网后续100万千瓦容量的配电设备已基本建好，可以满足未来新建风电场的需求。 　　根据荷兰、德国等风电发达国家经验，风电占当地总发电量不能超过20％，否则当地电网无法承受负荷冲击。从电网的角度看，较好的方案是发展智能电网，也就是自动分配煤、水、风、光、核等发电方式的发电量，自动调配各种用户的用电量。但是发展智能电网投入大、技术难，是目前世界各国面临的共同难题。 　　记者了解到，目前我国一些地方出现的风电并网问题，并非技术原因，而是系统接入问题。比如，我国有些风电场虽建在风力条件好的地方，却远离当地电网。“过去我们电网公司掏钱将电网延伸至客户端，是因为可以不断地收取电费；现在却要自己出钱建网接入风电，再给风电公司交电钱，谁愿意干呢？”一位业内人士道出了实情。",国际电力网,人民日报,潘少军,2010-02-25,"风力发电 风电"
55,"2017-09-18 05:47:02",http://power.in-en.com/UploadPic/2010-2/20102315425841118.jpg,757,"2017-09-18 05:47:02",建设充电站应避免再次垄断,2010-02-03,　　近日，国家电网和南方电网开始低调将电动汽车充电站作为战略发展重点，并且今年将在全国范围内进行大规模布点，这意味着电动车充电站的潜在价值已经在电动车市场启动之前获认可。两家企业之所以暗自加快“跑马圈地”的速度，是因为都已瞄准未来电动车的发展潜力“先下手为强”，以期企业内部的充电站标准成为行业标准、国家标准，并最终以充电站取代石油巨头垄断加油站的地位，成为新的能源巨头。　　的确，两大电网公司在布局充电站方面有着巨大优势——对电力供应链的垄断。但是，电动车和传统动力汽车发展及使用模式不相同，这决定了充电站产业的发展和加油站也不一样。例如，充电时间短期难以实现革命性突破，无法达到和传统动力加油时间接近；同样数量电动车充电所占面积比普通汽车加油所占面积大；现阶段在城市、尤其市中心征用场地、建设充电站需花费大量资金；回报期长且投资风险巨大……　　更重要的是，现阶段布局充电站和过去建设加油站的市场环境也不一样。现有加油站多建于上世纪八、九十年代，正值我国改革开放之初，主要由政府牵头投资；而目前除国家电网和南方电网外，已有多种投资主体涉足充电站业务。如中航电动汽车(郑州)有限公司早在2009年下半年就生产出电动汽车，并建设充电站；普天海油新能源动力有限公司与众泰控股集团有限公司将在我国两个以上省会城市建设充电站网络……　　此外，尽管目前“石化双雄”对充电站建设还没有明确表态，但并不代表放弃，一旦在合适的时间参照国外成熟市场模式依托现有加油站进行布局，其实力又有谁能相比？而且，有消息称，在加油站布局上落后于中石油、中石化的中海油，正考虑在全国建设电池更换站网络的可能性。因此，充电站的推广需要创新思维，两大电网公司按照加油站模式投资的充电站模式是否是电动车时代最佳模式仍有待时间和市场运行的检验。　　相比之下，国外电动车充电站的建设往往依托现有的加油站进行布点，这不仅能够节省建设用地，也无需进行重复布局。如去年8月份，新日本石油、出光兴产等日本石油商宣布，将开始在加油站进行“充电服务”的实证试验，设置快速充电器，把加油站转换为“综合能源供给基地”。而且，国外使用率较高的充电站多位于居民社区、商场、超市等地方，这不仅符合充电、维护时间比加油时间长的特点，客户也可以利用这段时间休息、休闲、购物，而不必无聊地等待。　　鉴于此，国内已有类似的方案即将实施。据报道，北京将对部分现有加油站进行改造，增加为电动汽车充电功能。北京市科委不久前也表示，将与电力部门和石化部门共同探讨，争取实现利用现有加油站建设快速更换充电站，使加油站和充电站功能合二为一，并在新城区规划和老城该改造过程中，考虑未来新能源汽车基础设施建设问题。因此，笔者认为在电动车产业和市场启动之初，相关部门应尽早制定行业标准、做好规划，鼓励包括民营资本在内的多种投资主体有序竞争。　　电网建设受国家控制，但用电却是用户的权利。电动车充电站只要不涉及电网改造或干扰电网，也仅是国家供电网络的一个用户。过去加油站的建设已经造成了“石化双雄”的垄断局面，由此带来了服务、管理、油价等诸多让老百姓诟病的问题。所以未来充电站建设应避免再次陷入垄断怪圈，以免出现“电网双雄”垄断。,国际电力网,中国能源报,王旭辉,2010-02-03,"充电站 垄断"
56,"2017-09-18 05:47:39",http://power.in-en.com/UploadPic/2010-1/20101291635372057.bmp,763,"2017-09-18 05:47:39",粤电力净利润预增3600％以上,2010-01-29,"　　 　　事件：粤电力（000539）发布业绩公告，净利润预增达到3695.72%~3868.25%，实现净利润约110000万~115000万元。　　分析：1、公司去年同期实现净利润2898万元，每股收益0.01元，今年同期实现净利润约110000万~115000万元，同比增长3695.72%~3868.25%，每股收益0.41~0.43 元。公司业绩增长主要因为燃料成本同比下降，公司主营业务毛利率明显上升，同时联营企业贡献的投资收益也明显增加。　　2、公司前三季度实现净利润89008万元，每股收益0.33元,则四季度每股收益约0.1元,则公司四个季度每股收益分别为0.02元,0.12元,0.19元,0.1元。　　3、公司日前公告决定成立博贺项目全资子公司并投建项目，一期规划建设4×100 万千瓦燃煤发电机组,首期建设两台,配煤基地规划建设1个10万吨级卸煤码头、1个3.5万吨级装煤码头及相关的卸船、输煤、配煤、存煤等场地设施。这将促进公司扩大发电装机容量、提高煤炭供应保障和优化配置能力。公司当前股价对应09-10年PE为17倍,16倍,估值不高。",国际电力网,中财网,中财网,2010-01-29,"粤电力 利润"
57,"2017-09-18 05:48:47",http://power.in-en.com/UploadPic/2010-1/201011216365665723.jpg,777,"2017-09-18 05:48:47",智能电网：电表与二次设备市场首先受益,2010-01-12,"传统电表在向智能电表演进 　　电网由于增加了“智能”二字而进一步加深了与电子信息产业的联系，它将给信息产业带来新的发展契机。据专家介绍，智能电网的主要特征包括自愈、兼容、互动、优化、集成、容许各种不同发电形式的接入等。其核心内涵是实现电网的信息化、数字化、自动化和互动化。这些特征的实现都需要电子信息技术的支持。　　中科院电工所所长肖立业告诉《中国电子报》记者，智能电网涉及信息层面和物理层面的多项技术，包括测量技术、通信技术、芯片技术、信息平台技术、安全技术、预测预报技术、高级计算技术、数字化变电站技术、分布式电力技术、储能技术与新材料技术等等很多方面。不难发现，这些技术都与电子信息产业密切相关，智能电网无疑将给后者带来巨大的发展机遇。与之相关的传感器、电力设备制造、网络通信、计算机、芯片、可再生能源、电动汽车、电池等产业都将被带动。　　电力自动化设备是最关键的电网设备之一，在智能电网的概念下，一次设备和二次设备的差异在慢慢减小，国内的电力设备公司也因此得到了前所未有的机遇。　　据许继电气总工、许继集团智能电网研究中心主任周逢权介绍，目前智能电网的电力设备需求已经全面铺开，比如智能电站的产品新标准已经发布。“从标准体系来讲，国内公司与国外的大公司是处在同一起跑线上，而智能电网的发展将带来一、二次设备体系的融合，这对于中国企业来说是一次大的机遇。”他告诉记者，“针对新标准，我们已经开发了全套产品，很快就可以投入使用。其实这些产品很早就在研发中，只不过随着标准有所变动，产品也相应进行了改进。”　　就半导体产业而言，电网的智能化对集成电路的应用也提出了更高的要求，清华大学微电子研究所副所长王志华表示，智能电网要能够感知系统过载并能分配电力，以防止系统故障或者使故障的影响最小。智能电网要使用数字技术，包括用智能电表检测电能消耗情况，通过网络化的传感器和计算机系统控制间歇工作的发电机，根据消费需求生产电能，从而提高传输效率。智能电网要允许分布式的替代能源进入电网，这也给集成电路和半导体功率器件提供了市场机会。比如风力发电，需要用整流装置将不稳定的交流电转换为直流电，再用逆变器转换为电网可以接纳的交流电之后输送到电网中去。而太阳能电池发电形成的是直流电，同样需要经逆变器的转换之后才能并网。不论是整流器还是逆变器，其核心都是功率半导体器件。而分布式能源在输入电网过程中的计量则要依靠集成电路。　　记者发现，IT巨头与半导体大厂都已经积极投身在智能电网中。英特尔中国行业合作与解决方案部高端企业客户中国大区经理茅利宁告诉记者，英特尔已经与国家电网公司建立了联合实验室，整合高性能计算与嵌入式技术，采用英特尔架构服务器进行电网建模和模拟，来实现网络隔离与发电站自动化。恩智浦半导体大中华区多重市场产品部市场总监金宇杰则表示，恩智浦半导体多样化的产品线能满足电力系统领域对各种电子元器件的需求，目前他们的产品主要使用在电力终端、负控、集抄以及单相/三相电表中。　　专家认为，从发电站到电网、到变电站、再到用户，通过智能网关构成的智能电网将形成一条价值链。而观察目前的发展态势，智能电表和二次设备将成为这条价值链中最早受益的环节，在美国和欧洲的一些国家，智能电表配置被提到了发展的第一步。据悉，中国也计划在明年上 4000万只智能电表，而国家电网近期也已经开始对智能电表招标。飞思卡尔、恩智浦等半导体公司在今年都推出了不少新的智能电表产品和方案，加强了对这一市场的推广。",国际电力网,中国电子报,冯健,2010-01-12,"智能电网 电表"
58,"2017-09-18 05:48:47",http://power.in-en.com/UploadPic/2010-1/201011216371023827.jpg,777,"2017-09-18 05:48:47",智能电网：电表与二次设备市场首先受益,2010-01-12,"传统电表在向智能电表演进 　　电网由于增加了“智能”二字而进一步加深了与电子信息产业的联系，它将给信息产业带来新的发展契机。据专家介绍，智能电网的主要特征包括自愈、兼容、互动、优化、集成、容许各种不同发电形式的接入等。其核心内涵是实现电网的信息化、数字化、自动化和互动化。这些特征的实现都需要电子信息技术的支持。　　中科院电工所所长肖立业告诉《中国电子报》记者，智能电网涉及信息层面和物理层面的多项技术，包括测量技术、通信技术、芯片技术、信息平台技术、安全技术、预测预报技术、高级计算技术、数字化变电站技术、分布式电力技术、储能技术与新材料技术等等很多方面。不难发现，这些技术都与电子信息产业密切相关，智能电网无疑将给后者带来巨大的发展机遇。与之相关的传感器、电力设备制造、网络通信、计算机、芯片、可再生能源、电动汽车、电池等产业都将被带动。　　电力自动化设备是最关键的电网设备之一，在智能电网的概念下，一次设备和二次设备的差异在慢慢减小，国内的电力设备公司也因此得到了前所未有的机遇。　　据许继电气总工、许继集团智能电网研究中心主任周逢权介绍，目前智能电网的电力设备需求已经全面铺开，比如智能电站的产品新标准已经发布。“从标准体系来讲，国内公司与国外的大公司是处在同一起跑线上，而智能电网的发展将带来一、二次设备体系的融合，这对于中国企业来说是一次大的机遇。”他告诉记者，“针对新标准，我们已经开发了全套产品，很快就可以投入使用。其实这些产品很早就在研发中，只不过随着标准有所变动，产品也相应进行了改进。”　　就半导体产业而言，电网的智能化对集成电路的应用也提出了更高的要求，清华大学微电子研究所副所长王志华表示，智能电网要能够感知系统过载并能分配电力，以防止系统故障或者使故障的影响最小。智能电网要使用数字技术，包括用智能电表检测电能消耗情况，通过网络化的传感器和计算机系统控制间歇工作的发电机，根据消费需求生产电能，从而提高传输效率。智能电网要允许分布式的替代能源进入电网，这也给集成电路和半导体功率器件提供了市场机会。比如风力发电，需要用整流装置将不稳定的交流电转换为直流电，再用逆变器转换为电网可以接纳的交流电之后输送到电网中去。而太阳能电池发电形成的是直流电，同样需要经逆变器的转换之后才能并网。不论是整流器还是逆变器，其核心都是功率半导体器件。而分布式能源在输入电网过程中的计量则要依靠集成电路。　　记者发现，IT巨头与半导体大厂都已经积极投身在智能电网中。英特尔中国行业合作与解决方案部高端企业客户中国大区经理茅利宁告诉记者，英特尔已经与国家电网公司建立了联合实验室，整合高性能计算与嵌入式技术，采用英特尔架构服务器进行电网建模和模拟，来实现网络隔离与发电站自动化。恩智浦半导体大中华区多重市场产品部市场总监金宇杰则表示，恩智浦半导体多样化的产品线能满足电力系统领域对各种电子元器件的需求，目前他们的产品主要使用在电力终端、负控、集抄以及单相/三相电表中。　　专家认为，从发电站到电网、到变电站、再到用户，通过智能网关构成的智能电网将形成一条价值链。而观察目前的发展态势，智能电表和二次设备将成为这条价值链中最早受益的环节，在美国和欧洲的一些国家，智能电表配置被提到了发展的第一步。据悉，中国也计划在明年上 4000万只智能电表，而国家电网近期也已经开始对智能电表招标。飞思卡尔、恩智浦等半导体公司在今年都推出了不少新的智能电表产品和方案，加强了对这一市场的推广。",国际电力网,中国电子报,冯健,2010-01-12,"智能电网 电表"
59,"2017-09-18 05:48:59",http://power.in-en.com/UploadPic/2010-1/20101118492249941.jpg,779,"2017-09-18 05:48:59",“电荒”为何年年复发,2010-01-11,　　江苏省连云港港口按照“电煤优先”原则，确保电煤在目前的低温天气下及时、顺畅输送到经济腹地的发电企业。　　　年年“电荒”，今又“电荒”。虽然国家电网专家强调全国不存在实质性“电荒”，但脆弱的电煤供应链随时引发的局部“电荒”却是不争的事实。老天爷一个喷嚏，多个省份就会跟着感冒，已不是一年两年了。　　缺煤，总有几个省份　　“电荒”的蔓延最先从湖北开始。每当进入冬季枯水季节，湖北的火电厂总是如履薄冰。由于省内电煤98%由外省输入，一旦遭遇冰雪天气，或用电负荷急剧攀升，“电荒”必然会出现。　　据湖北省电力公司介绍，在目前已经实施工业限停电的情况下，全省电力负荷缺口仍然高达200多万千瓦。即，这个省每天有6000万度的电量缺口。目前，湖北因电荒被限电生产的企业已达数千家。　　元旦以来，随着气温步步走低，用电负荷屡创新高，华中、华北、华东部分省市电煤供应矛盾突出，湖南、湖北、江西、浙江、重庆、河南等省份，纷纷敲响缺煤警钟，部分省份已采取拉闸限电措施，居民用电也受到一定程度影响。　　产煤大省山东，也遭遇缺煤导致的缺电困局。据山东省经济和信息化委员会经济运行局局长邱青森介绍，山东电煤库存目前艰难维持在9天，这种库存状态已持续40多天，个别电厂电煤库存仅5天。来自山东电力集团公司的信息表明，元旦以来，山东省遭受强寒流影响，全省用电负荷居高不下，各发电厂内电煤库存较低、煤质较差问题突出。　　华电滕州新源热电有限公司副总经理葛林法苦恼地对记者说，电厂所用煤60%来自省内，但电厂仍难以接受省里协调的5000大卡煤炭640元/吨的价格，而市场煤价今年以来大幅上涨，发热量在7000大卡的标煤价格已升到900元/吨。照目前情况来看，电厂1月份预计亏损1000万元。　　每当“电荒”波及山东，全国的供电形势就会进入一个较为严峻的局面。国家电网公司的统计显示，截至1月6日，全国华北、东北、华东、华中、西北5大电网各省市的全国直供电厂煤炭库存量可用天数仍为8天，国内多处直供电厂库存仍然在警戒线附近。其中，京津唐、浙江库存为5天，辽宁6天，河南、内蒙古东部、河北省库存为7天，部分电厂库存甚至低至1天。　　连续降温天气，给电煤供应紧张雪上加霜。“受天气和煤质影响，煤炭冻结严重，一车煤最多要卸10几个小时。目前，公司电煤库存仅能维持7天，后续增库十分困难。考虑到电厂的亏损状态，公司已准备停机。”葛林法说。　　限电，总在这个季节　　业内反映，随着冬季负荷持续攀升，如果缺煤停机继续扩大，将对电网安全水平和供电能力带来严重影响，发生电网大面积停电的风险也将加大。　　受电煤供应紧张等因素影响，山东电网被迫从6日起实施全天限额用电，当天移峰超过400万千瓦。预计未来一段时间内，供电缺口会逐渐增大。山东省要求各级供电单位调整优化有序用电方案，将限电指标落实到企业，具体到时间、设备和容量，确保用电负荷限得下、放得开。同时，把保障城乡居民生活用电放在突出位置，严禁随意对城乡居民生活停限电，尽最大努力避免拉闸限电。　　目前，山东电网统调电厂发电机组降出力、临故修大量增加，电力供应出现缺口。4日，山东电网移峰149万多千瓦；5日移峰316万多千瓦。部分电厂锅炉长期满出力运行磨损严重。1月6日，山东电网计划统调机组临故修增加至23台、容量404万多千瓦，机组降出力555万多千瓦。山东电力集团公司初步判断认为，这种状况短期内难以好转，供电缺口可能会持续一段时间，并有逐渐增加趋势。　　国家电力调度通信中心监测数据显示，2日以来出现的罕见大雪和低温天气影响我国部分地区，使得这些地区用电负荷屡创新高，出现供电缺口。5日，在电力紧张持续了一段时期的华中地区，江西用电负荷首次超过千万，达1021万千瓦，但未现拉闸限电；湖北、重庆继续拉闸限电292万千瓦和87万千瓦。　　“总体来说，我国电力供需基本平衡、略有富余，但局部地区近期出现了不均衡。”知名电力经济专家、国家电网能源研究院副院长胡兆光解释，我国电力装机容量到去年底累计达8.6亿千瓦，电力供需指数超过平衡值1，达到1.05，表明供需略有富余，已根本改变几年前的“电荒”格局。　　国家电网正充分发挥电网配置资源的功能，最大限度组织跨区电力支援。通过特高压交流试验示范工程等跨区联网工程组织华北、西北电网进行电力支援，每日增送华中电量9000万千瓦时，为缓解华中地区用电紧张发挥了重要作用。　　发挥“外电入鲁”的补充作用。华北电网去年以来已向山东电网送电200万千瓦，同比增加50万千瓦，部分缓解了紧张形势。6日，华北电网同意再增加供应25万千瓦。　　电荒，总要怪罪天气　　我国经济的快速回升，加大了对电力的需求，而入冬以来天气的骤然变化，则成了这轮“电荒”的直接诱因。　　大雪阻隔了交通，也把少见的严寒带到了华北、华中等地。近期，山东各地持续遭受寒流影响，胶东局部地区遭遇暴雪袭击。今冬的大面积寒潮天气和城市扩容带来的城市供热量大幅度上升，都加剧了煤炭储备不足的状况。济南市今年的供热面积增加了近500万平方米，仅济南热电有限公司一家的煤炭用量就由去年的一天3000多吨增加到如今的7000多吨。　　有些电煤因寒流冻结，电厂卸煤困难增加，制粉系统堵塞严重。山东省煤电运办公室有关负责人介绍，当前，省外铁路电煤接卸困难，公路运输因下雪受阻，发电机组加大供热抽气后降出力较多和发电机组临故修增多，部分机组面临缺煤停机的严峻形势。　　而且，山西省的资源整合也导致煤源供应紧张。去年，山西启动了我国规模最大的煤企重组行动，全省矿井数将由2598个压缩到1053个，煤炭企业数量将从现在的2200个变成100个左右。这直接导致晋煤供应能力缩减，甚至本省一些电厂用煤也紧张。业内预计，2010年下半年才能恢复至整合前产量。　　2009年年底，国家取消了一年一度的煤炭订货会，但据山西煤炭厅副巡视员侯文锦介绍，今年的合同签订工作非常顺利，国家分配山西省的外调量3.8亿吨，到目前为止已经签订了4.6亿。进入去年12月份以来，山西省的煤炭月产量突破6000万吨，已经达到历史最高水平，外运装车量日均达到16000车以上，同比增长40%以上。　　然而，受天气影响交通运力明显不足。正常从山西到秦皇岛13个小时到15个小时就能到，但现在都延长到20个小时以上。据山东省经信委介绍，受大雪影响，山西等地煤矿生产的煤矿汽车运输受阻，加上河北等地到山东部分路段的高速公路封闭，影响山东电煤供应。邱青森预测，春节马上来临，一些小煤矿可能会放假，这将会加剧山东煤炭市场供应。　　“电荒”顽疾的病根儿在哪里？　　燃煤之急，为何总在每一个新年到来之时如期而至？业内认为，局部“电荒”的直接诱因是天气，但煤电矛盾多年难以缓和，根子却在体制上。进一步理顺煤电价格形成机制，将成为2010年推进转方式、调结构的改革深水区之一。　　计划电与市场煤的对接显然存在矛盾，而不断出现的“煤荒”“电荒”则是其表象。近年来，随着煤炭市场的逐步放开，煤炭企业更趋一致地以销定产，市场话语权明显提高。而发电企业却由于厂网分开后电价依然处于政府管控状态，每当煤价过快上涨，发电企业只有亏损的份。最近一次上调的只是销售电价，与电厂无关。　　煤炭是不可再生的化石能源，由于资源量在不断下降，其潜在升值性不可质疑。当前，华中、华东等煤炭消费地区煤炭资源日渐枯竭，对区外电煤调入的依赖程度愈来愈大。如，山东省按照目前的生产能力和回采率，省内煤炭开采只能维持20年左右，其煤炭大省的地位也由第2位降至第5位。　　在主要产煤区，煤炭产量也变得越来越有计划性。2009年，通过煤炭资源整合，山西煤矿矿井由2600座压减到1053座。当年1月份到11月份，山西煤炭产量累计完成54927万多吨，同比减少2964万多吨，下降5%以上；外销累计完成39400万吨，同比减少11140万吨，下降22%以上。　　在煤炭板块趋向整合的今天，许多煤炭生产地区有意在用“限产保价”的思路来指导煤炭生产，而不是实际意义上的“以销定产”。毕竟，“带血的煤”的生产时代已经过去，对煤矿工人福利的认识已被提升到新的高度。尽管目前厂网早已分开，但凡是带“电”字的企业，仍被视同曾经或仍在坐享垄断利益的一方。　　煤价的上涨，是近年来令煤矿行业扬眉吐气的事情，也是令发电企业连年叫苦的地方。由于国内电煤价格居高不下，国内外煤炭价格倒挂。2009年，我国煤炭进口量预计将突破一亿吨。如果国内价格得不到理顺，2010年我国煤炭的进口数量还会增加。　　为平衡煤电双方利益，2009年12月15日，国家发改委下发了《关于完善煤炭产运需衔接工作的指导意见》，2010年度煤炭视频会、衔接会以及汇总会全部取消。从2010年以后，煤炭和电力企业将完全自主进行煤炭价格谈判。根据中国煤炭工业协会的最新预测，2010年国内煤炭需求量相比今年将增长4%-6%，煤炭需求量大约在33.6亿吨左右。　　然而，除了直接的电煤价格外，运力紧张也让用煤企业大为头痛。每年到了电煤紧张时节，车皮问题成为头号难题。大秦、朔黄、石太、邯济、太焦、陇海、黔桂等主要煤炭运输线路的运力高度饱和，运输瓶颈成为制约我国能源保障的重大问题。　　据了解，面对南方电煤需求大幅上升，运输部门目前已全力以赴。铁道部已经下发通知，进一步加大电煤装运力度，目前全路日电煤装车量达到4万车。　　而变输煤为输电，已开始进入议事日程。根据国家电网的规划，将在2012年前建成“两纵两横”特高压骨干电网，项目建成后，可将山西等煤电基地、内蒙古和河北风电基地、西南水电基地的电力送往京津冀鲁、华东、华中等用电量大的地区。届时，每年可跨区输送电量3000亿千瓦时，相当于输送煤炭1.5亿吨。　　当然，造成电煤告急，拉闸限电的根本原因还在于煤电价格机制没有理顺。厦门大学能源经济研究中心主任林伯强说，如果煤价未来保持上涨，而电价没有理顺的话，那么机制将成为最大的隐患，需要警惕更大范围的“煤荒”和“电荒”。　　对于一直阻碍煤价市场化的电价机制，《国家发展改革委关于完善煤炭产运需衔接工作的指导意见》表示，将积极稳妥地推进电力市场化改革，在有条件的地区推行竞争确定电价的机制。　　此次发改委指出，煤炭价格继续实行市场定价，由供需双方企业协商确定，坚持以质论价、优质优价等原则，进一步完善反映市场供求关系、资源稀缺程度和环境损害成本的煤炭价格形成机制。我国将参考国际通行做法，尽快建立和完善我国电煤市场价格指数，通过价格信息网络及时发布，为供需企业协商价格提供参考依据，引导生产和消费。　　目前，我国实行的煤电联动机制，是在一个煤电价格联动周期内，原则上不少于6个月，如果电煤平均出矿价比前一周期变化幅度达到或超过5%，在电力企业自行消化30%的基础上，相应调整电价。但目前这一煤电联动机制却难以执行。为此，发改委表示，将在过渡期内完善煤电价格联动机制，调整发电企业消化煤价上涨比例，设置煤电联动最高上限，适当控制涨幅，保持煤炭、电力价格基本稳定。　　但国泰君安研究员王威认为，对2010年电力改革的进展仍不宜预期过高。他说，在继续强化、落实煤电联动政策之余，大力铺开直购电试点并小范围展开输配电价制定及竞价上网试点工作，是最有可能出现的组合拳。一方面，通过煤电联动保障电力供应的稳定，并向用电主体传导能源价格信号；另一方面，通过直购电及各种试点，为最终实现电价市场化开辟试验田。,国际电力网,经济参考报,吕福明,2010-01-11,"电煤 电荒"
60,"2017-09-18 05:49:09",http://power.in-en.com/UploadPic/2010-1/201018982038428.jpg,780,"2017-09-18 05:49:09","拉闸限电越演越烈 因垄断企业“逼宫”涨价",2010-01-08,"寒潮致使电煤价格一路上涨，不少电厂库存不足。 电荒油荒频现 利益链条不平？ 拉闸限电情况越演越烈 煤价高时电企减少电煤存货，导致各地频繁拉闸限电；国际油价倒挂严重时，油企减少成品油产量增加库存，致使车主连夜排队加油……垄断企业在获取超额利润时“闷声发财”；在可能亏损时又使出特别手段来“逼宫”涨价，不仅在挑战商业道德底线，而且已经威胁到经济稳定运行。 现象 煤价高了断电 油价高了缺油 2010年1月6日，全国十余个省市电厂再拉警报，电厂存煤告急！湖北、湖南、江西、上海、江苏等省市开始拉闸停电，华中电网营业范围内直供火电厂电煤库存515万吨，仅够维持10天。 每年下大雪，每年都会拉闸限电，背后是电企和煤企之间的利益博弈。上个月，发改委正式放开煤炭价格，在煤电价格谈判中，电力企业处于弱势地位，“因为煤炭价格上涨而电价未能上调，造成电力企业亏损严重，电厂不愿意存煤。”一位不愿意透露姓名的业界人士透露，“根据现在库存，电力企业最高可存20天煤炭量，但实际上现在电厂存煤量只有不到15天。” 电力企业不可能不知道每年冬天都会下雪，也不可能不知道下雪了交通就会遇堵，在这个季节减少库存，要么是不作为，要么是故意为之，用以向政府部门“要挟”涨价。 石油巨头最先使“断油”招 前两年频频上演的“油荒”也是“利益问题”，从2005年至2007年三年来，每逢国际油价“高烧”，国内成品油市场上就开始缺油。 “一年中大多数时间，国内成品油零售巨头的利润都比国际油企要高，”一位资深人士说，“比如国内航油价格多数情况下都要比国际油价高出20％左右。但一旦国内成品油价低于国际市场平均水平了，成品油就会被储存、惜售。”油荒可能引起社会问题，管理部门不会坐视不理，这显然是成品油零售企业“集体逼宫”要求提价的一种手段。 透视 垄断企业亏钱？油企一年还清4年债务 电荒油荒频现，说到底就是利益问题。在电煤价格和原油价格上涨的情况下，电企和油企认为其利润受到侵蚀。那么垄断企业的利润到底有多少？中航油事件便能曝光其“冰山一角”。 中航油（新加坡）有限公司原总裁陈久霖爆出因炒作石油期货而暴亏5.5亿美元的丑闻，当时引发了一场行业地震。2006年，中航油重组完成后，债权人允许其用4年时间归还债务。而中航油依靠掌控国内90％以上进口航油的“垄断权力”，仅用1年多时间就还清所有债务。在2007年还实现了3350万美元的净利润。 要了“权力”忘了“责任” 在工资排行榜上，近两年来，金融保险业、采掘业（包括煤炭、有色金属矿）、电力（包括供电）、邮政电信业、烟草等几大行业一直排在前列。依托于垄断行业的优势，这些行业的员工也获得了“垄断收益”。 “国家赋予企业在国计民生的行业以垄断地位，一方面是给予这些企业利用垄断获取超额利润的权力，另一方面是让这些企业在关键时刻肩负起维护经济秩序稳定的责任，”资深人士关女士说，“可现在，这些垄断企业权力拿走了，却不愿承担责任。” 许多垄断行业的典型特征就是定价由政府决定，而成本则是浮动的。比如石化行业，成品油零售价由政府定价，而石油价格随着国际油价变动而不断变动；再如电力企业，电价由国家来定，而消耗的煤炭价格则可自由浮动。 煤炭、石油价格都在不断变化，多数情况下，垄断企业采购的这些资源成本都能确保垄断企业获得超额利润，资源产品价格只有升至顶峰时，才会让垄断企业出现短暂亏损。整体来看，垄断企业都有利可图。可现在的问题是，垄断企业在获取超额利润时“闷声大发财”；在亏损时竟然使出危害经济稳定运行的手段来“集体逼宫”。 看法 垄断成复苏之路的拦路石 实际上，垄断已成了在世界金融危机中受伤的中国经济重新走上复苏之路的拦路石。 “中国经济要转换成消费主导的发展方式，就必须打破垄断。其中最重要的就是国有资源的配置问题。如果国有资源还主要配置在竞争领域，甚至呈现不断扩张的趋势，那么就很难启动民间投资。”日前，中国（海南）改革发展研究院与浙江财经学院在京联合主办“推进垄断行业体制改革”研讨会上纷纷传出这样的呼声。来自国家发改委等机构的50多名专家学者出席了这场会议。 垄断行业的改革整体滞后，对经济社会发展带来严重的负面影响是显而易见的：一是加剧市场的不公平竞争；二是造成行业巨大差距和收入分配的巨大差距；三是侵害了全社会居民的福祉；四是严重影响政策的公平。 有专家估计，2009年新增的10万亿投资中，中小企业获得的不足10%。这既不利于就业，也不利于消费。而垄断行业员工占全国就业人群只有8%，但2008年他们的工资总额却占全国的50%，与其他行业收入形成巨大反差。另一方面，民营经济却在资源效率的提高上发挥了更重要的作用：65%的专利来自民营企业，75%的技术创新申请来自民营企业，80%的新产品来自民营企业。 借鉴 25年合同保广州天然气供应 正当国内多座城市因为天然气供应紧张而出现“气荒”时，广州民用天然气价格仍维持在每立方米3.45元，在全国天然气价格中属于较低水平，但随着其他城市天然气供应紧张，广州天然气是否能保障供应？会不会也“闹气荒”？ 记者昨日采访了广州燃气集团负责人。他介绍，目前广州天然气主要来源于澳大利亚，当时是按照以国际原油每桶25美元价格来签订了一份照付不议的合同，合同期限25年，每年将稳定供应广东370万吨天然气，国际原油价格变动等风险，不由中方承担。 他介绍，目前广州天然气置换居民户数已达90万户，到今年，广州管道天然气年需求量将达到44万吨，澳大利亚天然气供应足够应对这些居民用气需求。 记者还从广州燃气集团获悉，即使如此，广州仍在积极寻求新的气源，2011年中亚天然气将通过西气东输二线工程传入广东，供气量达到100亿立方米，广州也将从中分到一部分天然气。此外，广州还投资珠海LNG（液化天然气）项目，到2015年可建成投产，届时广州可每年向该项目采购100万吨LNG量。",国际电力网,广州日报,广州日报,2010-01-08,电煤
61,"2017-09-18 05:49:27",http://power.in-en.com/UploadPic/2010-1/201017847870722.jpg,784,"2017-09-18 05:49:27","中国多省份拉闸限电 机制痼疾亟需破除",2010-01-07,　　1月4日，满载电煤的卡车从火车站煤场驶往华能集团上都发电有限责任公司，以增加燃煤库存。　　近日，大范围降雪、降温天气侵袭华北地区，京津唐地区电力供应面临严峻考验。作为京津唐电网的重要电源支撑点，位于内蒙古锡林郭勒盟的华能集团上都发电有限责任公司紧急启动应急预案，抢运电煤保证燃煤库存，全力保障机组正常发电，确保向京津唐电网稳定送电。　　受席卷全国的寒潮影响，中国各地用电负荷屡创新高，华中华东多个城市拉闸限电，电煤供需矛盾再度显现。分析人士指出，理顺煤电价格形成机制才是改善电煤供求关系，解决“煤荒”“电荒”的治本之策。　　国家电力调度通信中心监测显示，从２００９年１２月下旬以来，全国发电量持续上升，较去年同期增加约３０％，今年１月５日，多个省份的用电负荷再创新高。　　其中，湖北、重庆用电尤为紧张。今年１月５日，两地继续分别拉闸限电２９２．７万千瓦和８７万千瓦。到１月６日，武汉电网最大供电负荷预计将达到４８０万千瓦，压限量达到７０万千瓦。　　国家电力调度通信中心有关负责人表示，国家电网将继续发挥特高压系统、直流输电系统等跨地区、跨省电网的互济能力，尽最大可能支援电力紧张地区。　　去年入冬以来，中国多个省份供电形势持续紧张，其表象为国内经济复苏、用电需求强劲、寒潮提前、取暖负荷上升较快，但深层次原因则是电煤供应机制不顺。　　安徽省电力公司调度处处长戴长春说，目前，安徽省冬季电煤库存仅有５０万吨左右，只够４天供应量，离正常保证７天的标准供应量存在较大差距。　　至１月５日，江西各火电厂的电煤库存仅为８５万吨，远低于省政府提出的２３０万吨的库存要求。在湖北，荆门、汉川、襄樊等地电厂因缺煤已停止发电。　　作为产煤发电大省，山西省用电也出现紧张，从１月３日起全省采取错避高峰的用电方式，５日错峰最大电量为１８３．６万千瓦。　　国家发改委能源所前所长周凤起６日表示，天气因素只是小问题，“煤荒”最根本的原因在于煤电价格机制不顺。他同时否认了供不应求导致“煤荒”的说法。　　业内人士把煤与电的关系形象地称之为“市场煤、计划电”。近年来，由于电煤逐步与市场接轨，价格持续攀升，而下游电价一时难以启动价格联动机制，从而导致电力企业普遍亏损，电力供应持续吃紧。　　为理顺煤电价格形成机制，从２００４年开始，国家通过实施煤电联动来缓解电厂的困境，即当煤炭的价格累计变化幅度连续在６个月以上超过５％时，通过调整电价来弥补发电企业成本的增加。不过，这一机制未能得到很好的执行。　　在煤电价格形成机制不顺的情况下，煤炭和电力行业开始尝试“煤电一体化”。业内人士认为，这其实是煤炭与电力两大产业抗拒市场风险，组织生产自救的无奈之举。　　“表面上看，此轮电煤供应偏紧受供求因素影响较大，但如果煤价未来保持上涨，而电价没有理顺的话，那么机制将成为最大的隐患，需要警惕更大范围的‘煤荒’和‘电荒’。”厦门大学能源经济研究中心主任林伯强说。　　２００９年１１月，国家发改委宣布全国非居民电价每度平均提高２．８分钱。业界人士认为，２０１０年的电煤价格还是看涨。　　面对煤电领域的“痼疾”，业内专家积极建言献策：首先，立足供需，严控高耗能项目，大力提倡节能产业；其次适当限制出口，国际能源价格上涨，使得煤矿纷纷扩大出口，建议首先保证国内市场供应。第三，关注煤炭储备问题。　　有关专家建议，在煤炭储备基地的建设过程中，应联系产业链上下游，实现港口、铁路相结合，并引进多方风险投资，探索建立煤炭安全预警机制，形成煤炭统一采购体制，以真正构建起煤炭安全供应的长效机制。,国际电力网,新华网,新华网,2010-01-07,"电煤 电力"
62,"2017-09-18 05:49:32",http://power.in-en.com/UploadPic/2010-1/20101611271890155.jpg,785,"2017-09-18 05:49:32","煤电博弈剑指电力改革 2010年重点电煤谈判几多无奈",2010-01-06,"　　一场寒潮天气强袭北方大部分地区，煤炭运输再遭冰雪、大雾封路，不少电厂再现“煤荒”。今年冬季，我国煤炭供求矛盾一再加剧，煤价节节攀高，给正在紧张进行中的2010年重点电煤合同谈判再次加压。煤强电弱的谈判局势已经确立。 　　根据国家发改委12月14日下发的《关于完善煤炭产运需衔接工作的指导意见》，2010年的煤炭视频会、衔接会以及汇总会一并取消，供需企业需要在1月14日之前完成合同签订。倒计时开始，离合同签订最后截止期仅有9天。　　据中国煤炭市场网最新统计，截至2010年1月4日8时，2010年全国煤炭运需衔接已初步汇总30696万吨。专家预测，剩下9天内合同量将呈几何级数增长。 　　分析人士预测，今年重点合同煤价涨幅平均约在8%-10%，沿海地区还要更高些，按照全国15亿吨电煤交易量粗略计算，2010年合同煤价上涨将侵蚀电力企业约600亿元的利润。电力企业在与煤炭企业博弈价格无望的境地下，被动等待煤电联动。煤电矛盾的向下传导，将直接对电价改革形成逼宫之势。　　谈判大局　　煤强电弱 势力悬殊　　2009年底，煤炭工业协会专家呼吁煤炭企业合理定价，在涨价时要顾及下游电力企业的承受能力。尽管如此，各地的重点合同煤价依旧涨声一片。　　中国证券报记者了解到，山西晋煤集团和潞安集团对五大电力集团的电煤合同供应价格上调40-50元/吨；煤炭上市公司签订的合同价格上调幅度几乎都在40元/吨以上。截至2009年末，河南、山西、黑龙江等省陆续召开煤炭产需衔接会，已签订的电煤上涨幅度在40-100元/吨不等；河南省煤炭企业电煤重点合同价格高出2008年135元/吨，涨幅高达25%。　　一边是煤价攀升，一边是煤炭供应因天气等原因骤显紧缺，地方电厂库存纷纷告急。近期，湖南、湖北、江西、河南等省份普遍出现了电煤短缺局面。目前河南电厂的电煤库存不到8天，个别电厂甚至不足3天。在南方省份，电厂缺煤情况更为严重。 　　煤炭供应紧俏、价格攀升的原因包括：我国宏观经济逐步回暖，重工业对煤炭需求量增加；山西、河南等地煤矿整合导致煤炭供应量减小；水电出力同比下降，火电补缺加剧煤炭紧张供应；煤炭缺乏地区电力企业与煤炭企业的谈判正处于磨合期…… 　　更让电力企业担忧的是，随着煤矿整合范围的扩大，煤炭供应偏紧的局势还将持续下去，而市场煤价的上涨可能更如脱缰野马。应对煤价上涨，成为火电企业2010年“火烧眉毛”的事情。 　　今年的谈判大背景已经决定了电力企业的弱势地位。正是这一背景，迫使电力企业在今年的煤电谈判中没有过多地与煤炭企业“讨价还价”，尤其是实力较小、自知顶牛无效的电力企业纷纷签订合同，接下来的路“走一步看一步”，也有电力企业选择暂且妥协、先签再说，理由是“实在不行，政府不会眼看着电厂缺煤停机；退一步说，今年下半年煤价或许还会出现转机。” 　　地方干预　　省内省外两重价　　此次“衔接会”形式变革，被市场解读为行政力量将退出对煤电合同谈判的干预。不过，为了保障地方经济的发展，一些地方政府并没有放弃对本省煤电衔接的干预。 　　河南一家电厂负责人表示，河南省2010年的重点电煤合同签订速度较快，很大程度上与河南省政府的强力干预有关。据了解，有河南省电力企业被告知，如果在规定期间内不签订合同，将来遭遇“煤荒”很可能要责任自负。“好汉不吃眼前亏”，很多实力较小的电力企业为了保证2010年的煤炭供应量和争取运力，纷纷先签订合同。至于价格，上述人士表示，“签订的合同价是一回事，未来结算价又是一回事，很可能根据五大发电集团签订的价格进行调整。”据悉，这家电厂签订的煤价相比2009年年初的重点合同价上涨幅度接近30%。　　无独有偶，煤炭企业也表示感受到了地方政府的“有形之手”。中国证券报记者从某煤炭央企一地方子公司了解到，公司已经结束省内合同签订，但在看似顺利的省内合同签订背后，是公司所在地的省级政府多次对公司提出要求，称煤价上涨幅度要充分考虑当地的经济发展。 　　据该公司人士表示，所签订的2010年省内煤炭合同价格涨幅较小，不足5%，而这部分涨价不足以弥补外部成本的上升，为此，公司所减少的利润可能超过100亿元。虽然地方政府对煤价的干预仍然存在，但跨省合同的价格已经基本实现市场化，公司跨省煤价涨幅高于省内涨幅。 　　业内人士透露，这种省内和跨省价格相差较大的情况并不鲜见，且由来已久。在地方政府的压力下，煤炭企业很难做到市场化谈判。据业内人士介绍，一些煤矿供应省内电厂的煤炭价格在450元/吨左右，而供应省外煤炭价格则要高出100元/吨。 　　显然，不少地方政府在以或明或暗的方式干预着电煤谈判。表面看来，谈判因此变得更加迅速高效。然而，一位不愿透露姓名的电力人士表示，此次发改委的“放权”让地方政府干预当地煤炭谈判显得“名正言顺”，对于地方政府来说，牺牲电力企业要比牺牲煤炭企业划算得多，因此，煤价上涨在地方政府眼皮底下基本没有受到太大阻力。 　　煤电联动　　矛盾或将向下传导 　　对于电力企业来说，刚刚过去的2009年或许将是无限怀念的一年，因为在2009年前三季度煤价出现回落并呈现理想的平稳走势，而这至少在2010年上半年，是很难再现的。 　　甚至，电力企业寄望的“煤价涨到一定幅度总会再走软”也可能会落空。中国证券报记者获悉，继山西省煤炭资源整合之后，内蒙古、河南、河北、宁夏等大产煤省区也纷纷表示将效仿山西省进行煤炭资源整合，其中，河南省拟在2010年完成646座小煤矿兼并重组。煤炭供应宽松的局面不太可能再现，2010年全年煤炭供需将处于紧平衡态势。据国海证券统计，煤炭类上市公司有半数以上正在或将要发生收购重组。 　　这意味着，电力企业的“苦日子”可能还在后头。煤炭价格的上涨很可能成为电力企业2010年“无法承受之重”。华电国际有关人士表示，实在没办法，电力企业的亏损很可能像2008年那样再来一次。 　　中电投集团有关人士在接受中国证券报记者采访时表示，国家层面也正在通过各种渠道关注今年重点煤炭合同谈判的情况。他表示，中电投集团向国家有关部门上报了应对煤价上涨的解决建议，一方面是建议政府控制煤价的涨幅，另一方面是实施煤电联动，将电力企业的成本压力向下传导。 　　此前业界纷传此前由发电企业消化的30%的煤价上涨比例可能下调为20%,剩余的80%将由电价调整来传导。这意味着电力企业一旦承受了煤价的过高涨幅，很快将触动煤电联动的底线。 　　然而，话虽这么说，这两条建议落实起来都很难。一方面，煤炭市场一直是市场化为导向，此次煤炭衔接会形式改革，也属于市场化举措，政府再出手干预煤价的可能性不大；另一方面，依照惯例，煤电联动往往滞后于煤价上涨，效果不容乐观。 　　一位电力人士表示，今年上半年上调电价的可能性基本没有，近几年每次销售电价的调整周期都在1年左右，在2009年11月电价调整后，短期内难以再次上调。 　　国泰君安研究员王威认为，我国电力行业在2009年第三季度实现了业绩的相对高点之后，在2009年四季度受累于煤价上涨，业绩将环比三季度出现下滑。由于煤价继续上行，如果其他条件不变，2010年一季度电力行业的业绩很可能比2009年四季度还要悲观，不排除出现行业亏损的可能。 　　分析人士认为，目前的情况与2008年时特别相近，就算是煤价上涨超出电力企业的承受力，如果CPI走势不支持煤电联动，电力行业可能再度成为防止通胀的牺牲品。　　电价改革　　市场化等待破题　　从形式上来看，今年的煤电谈判将是空前市场化的。发改委的指导意见提出，2010年的煤电谈判将不再专门召开煤炭产运需衔接会，无疑直接推动了煤价的完全市场化。然而，眼下煤电矛盾依旧是未解，在煤炭市场化的同时，电价的市场化改革将如何破题，仍然是留给2010年的悬念。 　　此前市场纷传电监会与发改委等部门联合提出的电价改革方案至今尚未露面。据悉，该方案涉及内容广泛，2009年11月的电价调整也是在为最终改革做铺垫。 　　分析人士认为，今年完善煤电联动机制的可能性更大，而电价市场化改革的推动还有难度，预计在今年下半年政府有望再调电价。 　　国金证券电力行业分析师赵乾明表示，目前电价受到管制，发电企业两头受压，终端用户没有购电的自主权，电力改革已经非改不可，例如把定价打通，电跟着煤炭价格上涨，中下游企业必须节能降耗。眼下进行第二次电力改革的背景、时机都已经成熟，今年有打通的希望。 　　不过，王威认为对2010年电力改革的进展仍不宜预期过高。他介绍说，在继续强化、落实煤电联动政策之余，大力铺开直购电试点并小范围展开输配电价制定及竞价上网试点工作，是最有可能出现的组合拳。一方面，通过煤电联动保障电力供应的稳定，并向用电主体传导能源价格信号；另一方面，通过直购电及各种试点，为最终实现电价市场化开辟试验田。一步到位实现发电侧的竞价上网，几乎没有可能。 　　更多分析人士认为，电力改革推进日程还取决于2010年宏观经济走势，一个相对稳定的经济环境是政府在推出各种改革措施时必须要考虑的。",国际电力网,中国证券报,"邢佰英 李阳丹",2010-01-06,"电煤谈判 电力改革"
63,"2017-09-18 05:50:38",http://power.in-en.com/UploadPic/2009-12/20091299154147854.jpg,802,"2017-09-18 05:50:38","电厂纷纷"抢煤" 推煤炭运价创新高",2009-12-09,"　　受北方大雾与雨雪恶劣天气封航影响，近期华东地区电厂出现“燃煤之急”，各大电厂纷纷“抢煤”，由此带动煤炭航运价格持续上扬。上海航运交易所发布最新沿海散货运价指数报1808.61点。作为煤炭航运价风向标的秦皇岛至广州煤炭基准运价已超过93元/吨，创下近半年以来的高点。　　进入12月份以来，受到煤炭枢纽港秦皇岛港封航影响，华中、华东等地区电厂接连出现电煤紧张的状况。　　据中国煤炭运销协会市场分析报告,截至12月3日，华东沿江电厂的除长兴、玉环电厂存煤较多外，多数电厂存煤在7天警戒线上下，苏州电厂存煤天数更是由11月13日的16天下降到3天。　　作为华东地区电煤中转地的秦皇岛港日前再次封航，让本就趋紧的煤炭供应“断档”。中海货运公司负责人表示，北方频起大风大雾造成天津、秦皇岛与黄骅港进行封航， 对煤炭水运造成严重影响，为此该公司已紧急调集多条散货船舶应急运力。　　目前华东电厂库存补库需求强烈，因此推动沿海煤炭航线运价继续上升。中海货运公司煤炭从秦皇岛到广州的煤炭班轮运价最新报95元/吨，已创出半年来的新高，该公司预计运价将继续上涨。　　中信建投航运业高级分析师钱宏伟表示， 由于近一个月来煤炭价格不断攀升，对2010年年度电煤合同价的上调会起到推动作用，可能会加剧电厂抢运煤炭的现象。　　业内人士认为，当前的电煤关系将直接导致煤价进一步持续上涨，而上涨的结果是双方更为“顶牛”，“计划电”服从“市场煤”将是大势所趋。",国际电力网,广州日报,王亮,2009-12-09,"电厂 煤炭 运价"
64,"2017-09-18 05:59:17",http://power.in-en.com/UploadPic/2009-10/200910201691013732.jpg,896,"2017-09-18 05:59:17","电网投资继续加快 电力相关板块投资机会显现",2009-10-20,"　电网投资情况 　　图表来源：上海证券 　　上海证券分析师牛品发布报告指出，9月份，全国全社会用电量3224.08亿千瓦时，同比增长10.24%，增幅较8月上升2个百分点，继续保持回暖态势。9月份用电量环比下降6.87%，属于夏季用电高峰后的正常回落。从历年的情况来看，今年9月份用电量环比回落幅度低于往年。　　电力投资方面，电源投资降幅缩窄。1-9月份全国电源基本建设完成投资1997.41亿元，同比下降7.81%，增速比1-8月份提高1.42个百分点。其中，水电投资438.49亿元，火电投资831.64亿元，核电投资373.90亿元，风电投资344.73亿元。1-9月份电力行业全国新增生产能力（正式投产）4912万千瓦，同比下降13.03%。其中，水电1210万千瓦，同比下降12.59%；火电3295万千瓦，同比下降18.60%；风电407万千瓦，同比增长108.22%。　　电网投资继续加快。1-9月份电网基本建设完成投资2193亿元，同比增长19.01%；1-9月份电网投资增速比1-8月份提高0.89个百分点；1-9月份电网建设新增220千伏及以上变电容量15001万千伏安，比去年同期增长11.92%；新增220千伏以及上线路长度21500千米，比去年同期下降了0.72%。　　分析师指出，电力行业平均动态市盈率为32.23倍，估值较高，部分个股动态市盈率不足20倍，具有一定投资价值。建议关注三季报业绩超预期增长的股票，如粤电力A、桂冠电力等；同时可关注电价改革方案对电力板块形成的整体性利好。同时，目前电力设备行业平均动态市盈率为36.02倍，估值也较高；但年底智能电网规划、节能环保产业振兴规划有望出台以及哥本哈根会议的举行都将为电力设备板块上攻提供动力，分析师建议关注智能电网和低碳经济相关股票，如平高电气、特变电工、东方电气、荣信股份等。",国际电力网,"上海证券 　　上海证券分析师牛品发布报告指出，9月份，全国全社会用电量3224.08亿千瓦时，同比增长10.24%，增幅较8月上升2个百分...,国际电力网""/> /*第一种形式 第二种形式 更换显示样式*/ function setTab(name,cursel,n){ for(i=1;i",徐效鸿,2009-10-20,"电网投资 电力板块"
65,"2017-09-18 06:03:49",http://power.in-en.com/UploadPic/2009-8/20098131652191415.jpg,947,"2017-09-18 06:03:49",美国风能市场前景喜忧参半,2009-08-13,"美国风能装机容量增长图 　　据美国风能协会（AWEA）2009年第二季度市场报告显示，该季度美国新安装的风力发电机总装机容量达到1210兆瓦。到目前为止，美国风能发电量达到4000兆瓦，虽然大大低于第一季度的2860兆瓦，但这意味着今年上半年美国新安装的风电机组总装机容量已经超过2008年全年创下的历史最高水平。美国风能市场近年来的迅猛发展体现出美国对清洁能源的关注，然而其良好的发展势头中也包含着业内人士对其的担忧。 　　与去年同比持平 　　目前看来，虽然今年美国的风能市场发展不如去年顺利，但是第二季度的风电装机容量与去年同期持平，即在经济萧条期，美国的风能市场仍保持一定的活力。在去年第二季度，美国风力发电增加了1400兆瓦，全美40多万户家庭的生活用电来自风能。2008年美国风能市场用于风力涡轮机安装的资金超过85亿美元，这为钢铁行业创造了30亿美元的市场。 　　2008年，美国的风电装机容量增长了8545兆瓦，美国利用风能量比前年增加了50%，新增风能发电能力占所有新增发电能力的42%，这使得2004年至2008年的平均年增长率增至32%，而2003年至2007年的平均年增长率为29%。目前随着涡轮机型号的增大，新的锻压机也在不断地安装以满足风力市场的需求。今年年初到现在，美国风能业为全美供电达1.5%。据美国风能协会介绍，美国风能业的快速发展为社会提供了不少就业岗位，目前有85000员工受雇于该行业，而仅2008年，美国风能行业就提供了13000个岗位。 　　美继续立足风能市场 　　美国风电行业目前已步入正轨并将有很大的发展，而从全球范围来看，风电行业的发展趋势也一片大好。美国风能协会会长波特表示：“我们现在的挑战就是要专注历史性机会，在全美建立一个全新的产业，在创造就业机会的同时减少碳排放，加强能源安全。” 　　在第二季度，美国风力发电业在10个州共完成了1210兆瓦的发电能力，这足以为35万家用户提供电力。根据二季度市场报告显示，这些新的装机设备将使美国的风能发电能力达到29440兆瓦。美国的风能发电目前每年能抵消5400万吨碳，这使得每年电力行业的碳排放量减少2%，这等同于900万辆汽车所产生的碳排放量。第二季度美国风能发电增长最快的州是密苏里州，其风能装机容量扩大了90%。 　　密苏里州州长杰·尼克松表示：“为了促进本州的经济发展并提供更多的就业岗位，我们必须运用新技术，可再生的风能技术就是一个很好的项目。在过去三个月中，密苏里州的风能增加速度达到全美第一，这很鼓舞人。密苏里州将继续运用清洁、可再生的能源技术来加大本州的能源供给。”宾夕法尼亚州和南达科他州分别排名第二和第三，它们在第二季度的增长率各自为28%以及21%。 　　此外，美国还有以下各州提高了风电力： 爱荷华州突破3000万千瓦大关，累计装机容量达到3043兆瓦，这巩固了其地位，使之仅次于德克萨斯州（ 8361兆瓦），目前爱荷华州排在加州（2787兆瓦）之前。 　　市场前景喜忧参半 　　美国的风能行业前景光明，但是目前仍存在一些不确定的因素。事实上，如果国家没有一个坚定、长期的可再生能源政策，全球型的大公司以及小企业都将暂停生产投资或海外投资。比如，在美国各州中，堪萨斯州的制造投资正在有序发展，这个州就显示了要发展可再生能源的决心并通过了一项可再生能源发电的标准。现在，这些承诺需要在全美范围内执行。 　　在第二季度里，三个风力涡轮机和涡轮机组件制造工厂在运营，四处设施得以扩大；但与此同时，由于风力涡轮机签约合同减少、设备订单数量减少、风轮以及组件的生产目前活跃程度不大等原因，许多现有的供应链公司已开始让员工休假或停止雇工；然而在去年涡轮组件生产投资是当时经济增长的一个亮点。 　　面对目前美国风能市场的状况，有业内人士认为风能市场走势将下滑。美国一清洁能源企业家皮克斯表示，因为具体操作问题，他已决定放弃在德克萨斯州建立世界最大的风电场的计划，耗资20亿美元所订购的巨型涡轮机只能另寻归属。虽然美国风能市场在2008年取得了很好的成绩，但是风能市场目前将面临下滑趋势，因为选择分期付款订购涡轮机的企业面临着不能按时付款的危机。美国风能协会（AWEA）政府与公共关系负责人格雷格·威斯顿说：“没有补助计划或者类似的帮助措施，2009年甚至2010年，风能发展都将很艰难。”",国际电力网,中国能源报,刘洋,2009-08-13,"美国 风电"
66,"2017-09-18 06:04:55",http://power.in-en.com/UploadPic/2009-8/20098109113878160.jpg,959,"2017-09-18 06:04:55",中国成为世界第一大风电市场指日可待,2009-08-10,"　　图为中国新疆达坂城的风力发电机群在迎风运转。 　　在世界各国启动5000亿美元的低碳经济发展计划后，中国在创建“绿领”就业市场方面正处于全球领先地位。 　　由于经济低迷，美国和欧洲都在环保领域刺激就业，以此对抗气候变化，增进能源安全，但中国可能在风电能源发展方面超越欧美。风能是新能源经济的关键领域之一。 　　根据安元易如国际科技发展(北京)有限公司的数据显示，2009年前半年，在新风力涡轮发电机组的安装量方面，中国超越了美国。此外，中国在主要太阳能需求地区——欧洲的市场份额也有所增加。 　　气候组织大中华区总裁吴昌华列举出中国在低碳LED照明、电动汽车以及风能、太阳能发电方面的数据，并表示：“我认为，中国无疑能在这场环保比赛中取得胜利。” 　　“低碳经济目前在中国属主流思维。”吴昌华表示。而新能源领域的需求扩大意味着就业的增加，在中国尤其如此。 　　艰难的金融市场、不断下跌的油价在全球范围内给清洁能源经济的前景布下阴霾，并导致涡轮风电机组和太阳能板出现产能过剩的情况。外界普遍预计，在新刺激项目的推动下，新能源经济在明年会有所复苏。 　　根据巴克莱投资银行的数据显示，德国凭借政府的支援措施，今年将超过西班牙，成为全球第一大太阳能发电需求市场。而新能源金融的分析师Jenny Chase称，中国制造商的市场份额还将有所增加。 　　据德国新能源行业杂志《Photo》调查显示，2008年在太阳能电池生产方面，中国占有全球市场1/3的份额，欧洲公司的市场份额下滑到约1/4。 　　安易元如的Meyer表示，风电市场的排行榜或许会有所变化，由于中国在2009年前半年新增450万千瓦风电装机容量，其超过美国成为世界第一大风电市场指日可待。据美国风能协会的数据显示，美国同期风电装机容量为400万千瓦。 　　全球风能协会秘书长索亚称，预计中国将在2009年成为世界第一大风电市场。 　　分析师称，美国很可能将超越欧洲，成为中国在风电发展领域的主要竞争市场。欧洲一些国家由于受计划延缓拖累，发展减缓。",国际电力网,国际金融报,国际金融报,2009-08-10,"中国 风电"
67,"2017-09-18 06:10:22",http://power.in-en.com/UploadPic/2009-7/20097215201394108.jpg,1016,"2017-09-18 06:10:22",广东用电量“转正”凸显企稳回暖之势,2009-07-02,"制图:杨佳 　　作为GDP数据变化的先行指标，发电量被认为是经济能否转暖的风向标，发电量走势也成为行业内外关注的焦点。 　　南方电网公司昨日最新发布的数据显示，在经历连续8个月的负增长之后，6月份广东用电量“由负转正”，广东电网统调发受电量311亿千瓦时，同比增长8.0%，实现去年十月以来严格意义上的首次单月正增长(剔除春节不同期因素)。业内人士分析，用电量“由负转正”，在一定程度上反映了广东经济企稳回暖之势。 　　值得注意的是，从用电量变化的曲线看，与广东经济发展的产业结构、区域结构的调整方向是相吻合的，反映出广东产业和劳动力“双转移”战略正在体现为“保增长”的成效。 　　从产业看：工业用电回升第三产业用电量持续正增长 　　发改委近日表示，6月份以来，随着经济企稳回暖，加之大部分地区气温持续偏高，全国用电负荷和电量均出现较明显增长。最新数据显示，进入6月份广东用电量“由负转正”。 　　南方电网有关人士介绍，之所以要剔除春节不同期因素，去年春节是在2月份而今年是在1月，这就意味着今年2月比去年2月多了7个工作日，多出的7个工作日导致今年2月电量在数字上呈现同比增长，因而不可比，此次用电量“由负转正”剔除了这种因素。 　　事实上，广东电力运行指标改善在5月份已开始出现。从分类数据来看，这一变化主要源于第二产业、第三产业用电量降幅的缩窄，尤其是约占全省用电量七成的工业用电降幅的收窄。 　　来自广东省统计局的最新数据，5月，广东完成规模以上工业增加值1277.09亿元，同比增长6.7%，环比增长9.0%，工业生产增幅加快。 　　与此对应的是，5月份的全省工业用电量为207.71亿千瓦时，同比减少8.57%，但较上月降幅减少了5.46个百分点，较一季度减少了6.09个百分点，降幅呈收窄之势。 　　“广东工业用电降幅正在逐步收窄，这一电力需求反弹的信号，从一个侧面反映珠三角实体经济的产能开始回暖释放。”从1—6月来看，珠三角地区供电量1100亿千瓦时，虽同比减少5.6%，但降幅较1—5月收窄了2.3个百分点。 　　从产业用电量分析，第二产业用电量降幅缩窄的同时，第三产业用电量一直持续正增长。6月份的广东电网的最新快报数据显示，第三产业用电量的增幅为7.68%。 　　这与今年以来广东第三产业呈加快发展之势，现代服务先进制造“双轮驱动”产业优化调整的步调相一致。今年一季度，第三产业对GDP增长贡献率达83.1%，第三产业拉动GDP增长4.9个百分点，成为GDP增长的主导产业。 　　第二产业的用电量增长中，也体现了一些新兴产业的加速发展态势。 　　专家分析，虽仍存在各种不确定因素，经过各方共同努力，广东工业生产略有回升，消费保持畅旺，投资增幅平稳上行，这也反映到了用电市场的稳步恢复上。 　　从区域看：粤东西北地区用电量增幅高于珠三角 　　从用电的区域增长情况看，粤东、粤西、粤北地区用电的增幅明显高于珠三角。 　　从6月份单月数据看，广东四大区域的供电量同比、环比均实现正增长。珠三角地区供电量231亿千瓦时，同比增长4.2%，当月环比增长10.3%。 　　其中粤东西北地区的供电量增幅均高于珠三角。粤东、粤西更是呈现两位数的增长势头，粤东地区供电量24亿千瓦时，同比增长15.4%，当月环比增长3.2%。粤西地区供电量12亿千瓦时，同比增长21.3%，当月环比增长3.5%。北部山区供电量29亿千瓦时，同比增长8.7%，当月环比增长0.3%。 　　从1—6月数据来看，珠三角供电量降幅明显缩窄，粤东、粤西地区则呈增长之势。珠三角地区供电量1100亿千瓦时，虽同比减少5.6%，但降幅较1—5月收窄了2.3个百分点。北部山区供电量152亿千瓦时，同比降幅已收窄到0.5%。粤东地区供电量125亿千瓦时，同比增长6.5%。粤西地区供电量64亿千瓦时，同比增长6.8%。 　　东西北地区用电的快速增长折射出产业和劳动力“双转移”逐步显现的成效。对于珠三角地区庞大的低端产业来说，面对金融危机的影响，其出路要么就地转型升级，放弃或转出原来的低端产业环节而转向高端环节，要么异地“转移升级”，整体或部分向外转移到生产经营成本更低的东西两翼、北部地区。32个产业转移园已成为东西北地区加速发展的载体，截至今年一季度，32个省级产业转移园已投入开发资金236.4亿元，实现工业总产值208.21亿元，利税17.27亿元，对各地经济的带动效应初步显现。 　　未来趋势：经济止跌回升态势趋于明显 　　作为经济先行指标，发电量和用电量被认为是判断经济是否转暖的重要风向标。 　　“从广东以及全国的数据来看，用电量都是处于回升通道。目前可能正面临一个零界点。”国泰君安电力行业分析师王威昨日对本报记者表示，但对于经济是否真正企稳回暖仍需进一步观察，还有待于对6月行业用电量等细化数据进行分析。 　　王威还指出，因为电量数据包含很多方面，6月用电数据出现扭负并正增长，其中气温上升导致用电增加是其中一个重要影响因素。“工业用电中也要考虑空调用电增长部分”。 　　按照往年的惯例，随着夏季高温天气的到来，7月份和8月份将迎来新一轮的用电高峰，届时用电负荷将继续冲击新高。 　　对于广东经济走势，不少经济和电力专家均持乐观态度，他们认为，随着经济回稳趋势增强、投资拉动作用显现、出口形势有望企稳等，广东经济将逐步强化其利好态势，用电也将随之回稳。根据各种因素分析，广东用电市场有可能发生趋势性转变。",国际电力网,南方日报,南方日报,2009-07-02,"广东 用电量 经济 回暖"
68,"2017-09-18 06:14:34",http://power.in-en.com/UploadPic/2009-3/2009311910778640.jpg,1060,"2017-09-18 06:14:34",江西逐步建立竞争性的电力市场,2009-03-01,"　　2003年7月，江西在当年上半年基本完成全省农网改造后，开始实行农村居民生活用电同网同价。 图为江西鹰潭月湖区供电分局当时缴纳电费的情景。 　　 　　 目前，电价改革过程中存在以下问题：一是电价机制方面。全面实行竞价上网尚不具备条件，大用户直购电也难以在短期内全面推行；受电网输、配、售一体化运营的体制条件制约，独立、合理的输配电价形成机制还未建立起来。二是电价水平方面。电价水平还没有合理反映电力生产成本、资源稀缺状况和环境损害成本，不利于引导用户合理用电，促进资源节约。三是销售电价结构。销售电价分类还不能充分反映用户用电特性，各类用户交叉补贴严重，难以有效调节电力供求关系。 　　 针对上述问题，下一步电价改革总体方向是，继续完善反映市场供求关系、资源稀缺程度和环境损害成本的电价形成机制。根据电力市场建设进程逐步推进电价竞争;建立规范的输配电价形成机制;建立有利于公平负担的销售电价制度；继续实行鼓励节能减排的电价政策。 　　 ――根据电力市场建设进程逐步推进电价改革。在具备条件的地区，逐步建立竞争性的电力市场，开展竞价上网试点工作，或开展大用户向发电企业直接购电试点，电价由双方协商确定。暂不具备竞争定价条件的地区，改进和规范政府定价行为。一是继续对发电企业实行标杆上网电价政策。并对各地现行标杆上网电价适时进行评估，根据实际情况适当予以调整。二是进一步完善并继续实施煤电价格联动。使得电价真实反映一次能源的稀缺程度。三是对尚未执行标杆电价的电厂上网电价进行归并，为发电企业公平竞争创造条件。 　　 ――建立规范的输配电价形成机制。一是在调查研究电网企业输配电资产、成本及各类经济指标基础上，以电网有效资产为基础，按成本加收益办法核定电网企业输配电价。二是加强对输配电价和输配电成本的监管。建立输配电价格成本监审制度，强化对电网企业的成本约束机制，加强对电网企业收入的监管。三是为推进大用户直供试点，在考虑各省级电网输配电费用总额保持稳定的前提下，分电压等级核定输配电价。 　　 ――建立体现公平负担的销售电价定价机制。制定《销售电价分类及结构调整指导意见》，指导各地逐步调整销售电价分类结构。一是简化销售电价分类。将现行8类销售电价逐步归并为农业生产用电、居民生活用电和工商业用电3类。二是逐步调整各类用电之间的差、比价关系，减少各类用户电价间交叉补贴。同时，调整两部制电价结构，提高基本电费比重；扩大各电压等级之间的价差。 　　 ――继续完善落实有利于节能减排和可再生能源发展的电价政策。进一步督促落实并完善差别电价政策，合理引导高耗能行业发展；指导各地加强对脱硫电价及脱硫设施运行的监管；规范企业建设自备电厂的收费管理，促进企业节能降耗；完善可再生能源发电价格政策，加强对生物质混燃发电项目的监管，研究垃圾发电价格管理办法；完善峰谷分时电价、丰枯季节电价、可中断电价和高可靠性电价等需求侧电价政策，促进用户削峰填谷，提高电力资源利用效率，研究对居民用电实行阶梯式累进递增电价，促进用户节约用电。",国际电力网,国际能源网,本站专稿,2009-03-01,"江西 电力市场"
69,"2017-09-18 06:16:03",http://www.gkong.com/Editor/UploadFiles/news02/2008114135027331.jpg,1075,"2017-09-18 06:16:03",未来十年中国将占全球电力设备35%市场,2008-11-04,"“中国是阿尔斯通电力系统部的一个全球战略核心国家，也将继续是阿尔斯通最重要的市场。”阿尔斯通全球电力系统部技术高级副总裁苏巧思近日对媒体表示。 作为世界500强之一，阿尔斯通一直是全球电力和交通运输基础设施领域的领先企业，以创新和环保的技术而闻名。在追求业绩增长的同时，阿尔斯通注重环境保护。 2007/2008财年集团投入研发经费5.54亿欧元。目前，阿尔斯通在中国拥有18家实体和业务机构，员工总数近9000人。 自从进入中国后，阿尔斯通一直贯彻本地化战略。“我们在中国的业务系统拥有全面的产品线，包括水力发电、汽轮机、发电机以及锅炉等。收购武锅后，也以此为基础在中国投资建设全球最新的、最大的锅炉系统。” 苏巧思说，中国是阿尔斯通电力系统部的一个全球战略核心国家。原因有二：“一个是中国市场规模，另外就是中国的电力产业增长率。”他表示，尽管在全球出现了金融危机，但是阿尔斯通作为一家基础设施的公司，相对而言，我们不会因为金融危机而受到过多的影响，现金流仍然充裕，各方面储备订单和投资仍将继续进行。同时，“中国在全球是一个经济发展的领先国家，中国的一些举措会成功的应对这次危机。在未来十年，中国将占据全球电力设备35%的市场份额。” 他尤其提到，中国在全球能源的利用效率仍算比较高。但经济的大规模发展，也需要在能源上选择可持续的方式，比如更多的使用可再生能源。“在可再生能源的重复利用方面，全球会有一个很大的发展，这些可再生能源包括水电、风电、太阳能，还有生物质发电。水电和风电的装机容量会有呈现较大的增长。”但是，“燃煤发电仍将是中国主要的发电形式。因为中国的煤炭储量位居全球第三，同时从成本方面来说，建设一个煤电厂的成本，在中国比全球其它国家都更具有竞争力。但出于环境保护方面的考虑，我们在实现煤发电的过程中，应该是做到让煤发电越来越清洁。” 苏巧思指出，二氧化碳的排放量将从2005年每年11G吨到2030年每年19G吨。要实现这些减排，“最容易实现的一个方式就是改变人们对于使用能源的方式，来减少能源的使用，这要落实到提高电力设备的效率，还有办公用电使用的效率。对于阿尔斯通来说，我们所做的投资是面向未来的能源技术。” 碳捕捉就是其中之一。目前在节能减排的二氧化碳捕捉方面，有三种方法，一个是燃烧后捕捉，一个是富氧燃烧捕捉，还有一个燃烧前捕捉。“阿尔斯通专注于前两种方案，因为这两种方案可以适用于现有电厂的改造。”而目前，阿尔斯通已经引领着全球无碳排放发电潮流。今年9月，全球首个采用阿尔斯通富氧燃烧技术的火电厂试验项目——德国黑泵电厂试验装置已正式投入运行，这意味着阿尔斯通与2015年实现碳捕捉技术(CCS)商业化方面已经迈出坚实一步。",国际电力网,中华工商时报,中华工商时报,2008-11-04,"中国 全球 电力设备 市场"
70,"2017-09-18 06:16:21",http://www.gkong.com/Editor/UploadFiles/news02/20081029102439659.jpg,1078,"2017-09-18 06:16:21","凝聚成熟经验与专业技术 阿尔斯通挺进中国风电市场",2008-10-29,"　　日前2008年10月29日，阿尔斯通核心风电产品Eco80和Eco100系列在2008北京国际风能大会暨展览会亮相。2008北京国际风能大会暨展览会是中国风能领域最具影响力的展会之一。阿尔斯通是全球领先的清洁电力企业，其风电产品在中国的首次亮相标志着阿尔斯通公司将挺进中国风电市场，同时也标志着阿尔斯通清洁电力全线解决方案进入中国市场。 　　2007年6月，阿尔斯通收购了西班牙Ecotècnia公司，该公司在开发清洁风力能发电领域方面拥有超过25年丰富经验。阿尔斯通计划将其在这一领域具有高品牌声誉的可靠风电技术及专业经验带入中国。根据其技术转让战略，公司计划在近期为中国合作伙伴提供先进的风电技术。此外，阿尔斯通还计划建立本地采购合作机制，与中国合作伙伴及供应商共同开发中国及全球风电市场。 　　中国是目前全球风力发电增长最快的市场，在政府多项优惠政策的扶持之下，风电市场在过去七年的平均年增长率达到了56%。根据中国政府的“十一五”规划，到2010年，中国风电总装机容量将达到10GW。截至2007年底，中国的风电容量已达到6GW，位居全球第五。据中国可再生能源协会的预测，到2015年，中国的风电总装机容量将达到50GW左右。 　　阿尔斯通中国总裁布尔布勒·克鲁德表示：“中国风电市场的快速发展以及中国政府对风电开发的大力扶持，为阿尔斯通挺进中国风电市场提供了一个良好的机遇。阿尔斯通拥有全线的产品、可靠的技术以及长期积累的专业经验。能够参与中国风电市场的发展，我们感到非常高兴和自豪。阿尔斯通将一如既往地为中国客户提供最佳解决方案，并期待与我们的中国合作伙伴和供应商建立各种多样的合作关系。” 阿尔斯通最新推出的Eco100风轮机配备了当今全球最大的转子之一，能够在特定位点捕获更大的风力：转子直径为100米，能够捕获3.0MW的风力。 　　阿尔斯通拥有广为验证的、可靠的专利技术，能够提供从1.67MW到3MW的风轮力发电机。这些产品具备有功功率和无功功率的动态控制功能，并能在电压下降的情况下确保电力供应的连续性。Eco产品系列在每具有可变叶轮转速、各叶片独立电动变桨、增大的叶轮直径等特点，从而使其发电量更高、并网性能更平稳，一个叶片上采用了转子变速技术和独立的变桨距系统，并配备了大小合适的转子，可以生产出更多的电能，同时确保实现风电平稳上网，并为客户创造更高价值。阿尔斯通为中国客户提供的首款风轮机型号将是功率为167MW的ECO 80。阿尔斯通最新推出的Eco100风力发电机配备了当今全球最大的转子之一，能够在特定场地捕获更大的风力（转子直径为100米，能够捕获3.0MW的风力）。阿尔斯通为中国客户提供的首款风力发电机型号将是功率为1.67MW的ECO 80。 　　阿尔斯通业务全面，涵盖了整个风电产业链，包括从站点场地开发、系统设计、关键部件的设计，到制造、组装、场地站点安装、运营、维护以及风电场的总承包建设。截至目前为止截至目前，阿尔斯通已经为西班牙、法国、意大利、葡萄牙、日本、印度和古巴的超过78个风电场提供了1534台风力发电机。 　　阿尔斯通是全球发电及轨道交通基础设施领域的先驱，其开发出的创新、环保技术已成为行业基准。阿尔斯通建造了世界速度最快的火车和动力最高的自动化地铁，并为利用水力、核能、燃气、燃煤和风力等各类能源的发电厂提供交钥匙整合电厂解决方案、设备和相关服务。阿尔斯通的76000名员工遍布70多个国家，2007/08年度的订单额为235亿欧元。 　　阿尔斯通参与中国建设50多年，是中国电力和轨道交通基础建设领域长期可靠的伙伴。在中国，阿尔斯通先进可靠的技术广泛应用于多数重要的工程项目上，包括三峡工程、大亚湾、岭澳一期及二期和台山核电站、石太客运专线电气化项目、北京机场快线、以及北京、上海、南京和香港的地铁网络建设。在空气质量控制系统方面，基于阿尔斯通的WFGD湿法脱硫/DFGD干法脱硫技术，我们的授权制造商已经为中国装机总容量为13GW的电厂提供烟气脱硫设备和产品。目前，阿尔斯通在中国拥有18家实体和业务机构，员工总数近9000人。",国际电力网,中华工控网,中华工控网,2008-10-29,"阿尔斯通 中国 风电 市场"
71,"2017-09-18 06:20:57",http://power.in-en.com/UploadPic/2008-4/200842320140896.jpg,1132,"2017-09-18 06:20:57",电力行业节能减排存五大难题,2008-04-23,"图：三峡工程初步设计中的26台70万千瓦机组，将于今年底全部安装完成投入运行，比原计划提前一年 国家电力监管委员会副主席王野平今天介绍2007年电力系统节能减排的最新进展时说，去年，中国电力节能减排工作取得明显成效，全国共关停小火电机组553台，总装机容量1438万千瓦，超额43%完成全年关停任务。 　　但电监会今天发布的《2007年电力监管年度报告》指出，目前中国节能减排存在的最大问题是缺乏使节能减排持续有效工作的长效机制，这主要体现在：关停小火电机组不平衡；没有很好的反映资源稀缺性和环境成本的电价机制；没有建立统一的电力节能减排指标体系；节能减排长效监督机制尚不完善；以及节能减排相关法规滞后五方面。 　　在当前的电力节能减排工作中，起主导作用的还是各种行政命令文件，下一阶段要用市场化的手段推进节能减排，更需要完善的法律法规体系的保障。 　　电力结构矛盾仍突出 　　王野平表示，2007年，电力供需基本平衡，节能减排成效明显，企业经营效益进一步提高，电力安全生产形势总体良好。该年度发电装机总量再创历史新高，新增发电装机容量10009万千瓦，全国发电装机容量达到71329万千瓦，同比增长14.36%。 　　虽然2007年发电装机总量再创历史新高，但王野平指出，目前电力结构不合理矛盾依然突出，新增发电装机中火电达到88.2%，全国平均单机容量不足7万千瓦，火电装机中近30%为10万千瓦及以下小机组。电网建设与电源建设不协调现象依然存在，随著大容量、超高压、交直流混合、长距离输电工程的投入运行，电力系统的复杂性明显增加。 　　特高压试验正在进行 　　据中新社北京二十二日报道，王野平今天谈及电力工业运行和电力监管工作时说，目前特高压试验正在进行中。 　　关于发展特高压问题，他说，目前特高压示范、试验工程正在抓紧进行。他认为实践是最好的检验标准。",国际电力网,大公网,本站专稿,2008-04-23,"电力行业 节能减排"
72,"2017-09-18 06:21:39",http://power.in-en.com/UploadPic/2008-4/200841094352964.jpg,1139,"2017-09-18 06:21:39",九龙电力一季度预警原因或有普遍性,2008-04-10,"　　受一季度业绩预警公告影响，九龙电力股票昨日跌停，报收于7.02元。去年业绩尚可的九龙电力，缘何第一季度业绩会出现大幅下滑？公司业绩下滑的原因是否对行业内火电企业具有普遍性？ 　　对于业绩下降的原因，公司表示是由于电力市场竞争激烈导致发电利用小时数下降，同时燃煤价格上涨、煤质下降导致发电成本大幅增加。 　　而从九龙电力前不久刚刚披露的年报来看，公司去年全年业绩并没有多大起伏。报告期，公司实现营业收入24.15亿元，比上年增长3.82%；净利润6041万元，比上年下滑7.27%，每股收益0.18元。虽然业绩有所下滑，但幅度并不大，基本上还算稳定。 　　“事实上，公司去年已经遭遇我国发电企业普遍面临着的发电量下降、煤运等成本上涨的双重压力。”业内分析人士告诉记者：“仔细分析九龙电力去年年报可以发现，公司发电主业早在去年就面临严峻挑战，只不过因为其环保主业稳定增长，加上公司采取了增收节支、挖潜增效、努力开拓市场等各项措施克服所面临的诸多不利因素，基本完成了全年经营目标。” 　　的确，公司在年报中曾有这样的表述，“2007年，重庆火电装机容量迅猛增长，市场空间大幅萎缩，加之出现百年不遇的特大暴雨和极端天气，系统用电负荷急剧下降，而煤炭供应持续紧张和电煤价格上涨，使公司面临了前所未有的严峻形势。”至于形势究竟严峻到何种程度，据了解，重庆地区全年统调用电量同比仅增加8.86%，但全年网内机组有效发电容量同比增长228.9万千瓦，增长54.80%，这致使重庆区域机组发电设备利用小时数同比下降。九龙发电量也因此减少16.26%。同时，燃料成本还增加了4672万元。 　　面对2008年，形势仍然不容乐观。因为2008年重庆地区网内装机容量仍将继续增长，其中水电比重迅猛增加，将极大挤占火电企业市场份额。同时，燃煤成本继续呈上升趋势，因此，公司将面临更加激烈的电力市场竞争。 　　值得一提的是，有关行业研究员据此分析指出，从整个电力行业背景来看，并非只有九龙电力一家企业面临严峻考验。中原证券研究所潘杭钧在电力行业点评报告中就表示，电力企业2008年业绩不容乐观。他说，从中电联日前发布了2008年《1-2月份全国电力工业生产简况》来看，电力行业延续了2007年以来增速逐步回落的趋势。2008年1至2月，全国发电量同比增长率仅为11.3%，远低于去年同期16.6%和去年年底14.4%的增长率。导致发电量增速回落的主要原因是春节放假和冰雪灾害，而这将直接影响到发电企业的今年第一季度业绩。从全年来看，由于电煤涨价和煤电联动计划目前仍然处于搁浅状态，这使得电力企业特别是占电力企业总数80%左右的火电企业，其成本压力无法得到缓解，因此，可以预见电力企业2008年全年的业绩也不容乐观。 　　国泰君安有关研究报告也认为，虽然近年电力工业发展随国民经济的发展进入黄金时期，但煤电产业之间价格机制一直未能很好理顺，2008年一、二季度，发电行业尤其是火电行业盈利急剧恶化，2008年1至2月工业企业利润数据显示，电力、热力生产和供应业利润总额仅82亿元，同比下降61%。 　　报告还指出，目前火电公司业绩风险释放仍显不够充分，2008年1至2月工业企业利润数据已经印证了业内对2008年一季度是本轮火电业绩低谷的判断。二季度乃至整个2008年，行业盈利能否有转机都主要取决于电价能否上调以及上调的幅度。",国际电力网,上海证券报,王璐,2008-04-10,九龙电力
73,"2017-09-18 06:25:34",http://power.in-en.com/UploadPic/2008-3/200831210402538126.jpg,1183,"2017-09-18 06:25:34","“电荒”阴影笼罩广东 3月缺口1200万千瓦",2008-03-12,"在东莞石碣的飞利服装厂，老板正准备动用已蒙尘一年的发电机来应急。 缺电、缺电！一踏入阳春3月，广东省经贸委就公开表示：广东今年将遭遇改革开放以来最严重的缺电局面。 3月6日，正在召开的全国两会上，面对记者关于广东今年供电形势的提问，广东省发展改革委员会主任李妙娟三度用了“难关”这个词。她坦承，今年这场雪灾让广东供电压力和缺口更大了，“这是最严峻的局面”。 珠三角的制造业重镇正纷纷启动电力应急错峰预案，被迫拉闸限电。记者近日从工业用电状况最为严峻的东莞了解到，当地部分地区不排除突破“开四停三”，即一周企业开工四天，停工三天的可能。3月8日，本报记者前往虎门镇了解到，2月份以来当地的最大用电缺口已经超过去年全年的最大用电缺口。 而这一切，仅仅发生在还未进入珠三角制造业生产高峰期的春节后。东莞的缺电现状，可谓是观察整个珠三角乃至广东总体“电荒”的一个窗口。目前“电荒”状况如何影响企业的生产和运转？今年的缺电状况具有偶然性还是具有必然性？将来在什么情况下还可能会出现？本报记者进行了实地调查。 过去说“经济要发展，电力要先行”；现在我们只敢说，“经济要发展，电力要支撑”。在东莞，一位在电力部门的资深工作人员说起这话，一脸的无奈。 “2008年东莞全市总体电力供应形势将会是全年性的电源性缺电、电网结构性缺电并存和电力电量双缺的局面”——在一份当地的供电形势分析报告上，记者看到了这个结论。 时刻想着柴油的服装厂老板 从2月底以来，东莞市石碣镇飞利服装厂的厂长郭新保就伸长了手臂，到处去找柴油。“听到政府的消息，很紧张，到处去买油卡，很难买啊。”他说的柴油，是为了应付自备发电机的需要。 这主要是因为东莞经贸部门放出的那个消息：3月份东莞将有更大的电力缺口，预计是300万千瓦。 3月初，通知直接发到了其服装厂所在的横泗围村大洲工业区门口的一块小黑板上。郭新保还很清晰地记得通知的内容：“从3月3日至3月30日期间实行错峰停电，每周二、四、日停电。”他表示，从2月份就开始听到要停电的消息，工业区内早就一片山雨欲来的气氛。 对于轻工业而言，每年春节过后，不会马上就繁忙起来，因为大量的订单还没来，老板们可以利用这个时间做好各方面的准备，迎接生产高峰期。 然而对于今年来说，这显然不是一个能让人喘口气的机会。郭新保的厂子不大，只占据工业区里一幢小楼的第二层，以贴牌生产出口订单为主。记者到厂已是傍晚时分，车间里密密匝匝的工人依然在埋头干活。“趁还没停电，赶紧做。” 车间楼下，拐到楼梯的后面，郭新保带着记者参观了一字排开显得有点“壮观”的机器。大概有七八台发电机，被用一格格的铁网像笼子那样隔开，每个“笼子”门上一把锁。原来这是整幢楼房的“发电基地”。大概五六家小型厂家，每家一台发电机，都是这一两年添置来“未雨绸缪”的。 郭新保的发电机在中间，上面已经蒙了一层灰。“前年买的，去年基本应付得了就没用，但是今年肯定要拿出来用了。”他说，这台功率为50千瓦的发电机，基本上能勉强负荷他的车间运转。“真停电，只能先保证生产。” 电压不稳比成本高更可怕 尽管有了发电机，但是企业老板们谁都不想轻易动用。“成本高啊”，郭新保给记者算了一笔账，平常工厂的电费每天600元左右，一个月就是5000～6000元，但是如果用发电机烧柴油，每个月的成本起码要翻一倍。 “发电设备我们早就有了”，在虎门镇虎彩集团有限公司，资讯部经理罗新萍告诉记者，公司在虎门北侧陈村的厂区配备了三个发电机组，1个1600千瓦，两个1000千瓦，其中一个机组是去年增加的。“也只能满足部分设备运转，自己发电的成本太高了，起码是外面电价的两倍，而且维护的成本也很高。” 一家鞋业厂的老板给记者算了一笔账，除去他花18万元购买的发电机不算，每周停电3天，每天发电8个小时耗费柴油190多公斤；目前企业购买柴油只能通过黑市购买，价格高达7元左右/公斤，仅耗费柴油的费用每天就要1300多元；一个月停电12天，柴油费就超过1.56万元。 “和订单的损失相比，发电的成本还不算什么。”在郭新保看来，自己发电最大的问题是电压不稳。“发电机功率不大，电压不稳，我们用来制衣的大型电脑机车很容易被‘烧’坏，这样的损失才是最大的。” 郭新保所在工业区的村长梁和发比他更苦恼。记者进入工业区办公大楼时，他正在看着一份错峰停电计划表沉思。“工业区里本来有60多家企业，现在累计已经有30多家停产了，都是因为买不起发电机。一停产，订单就废了。” 工业区主要以服装、注塑等轻工业厂家为主，面对马上要到来的订单旺季，他的眉头又拧了起来。“为此开了好几次会，每个厂家发通知，每次停电时发短信，生怕他们不自觉停产。”梁和发告诉记者，供电局会随时监督，一旦发现该地区“总线”用电量超负荷，马上就会拉闸，大家都没得用。 “下个月左右，订单就会多起来，尤其是到了5月份。”为了保证工业区的顺利生产，他开始考虑由村里统一为企业配备发电机。 “电荒”可能接着“用工荒” 作为每年为当地创造一亿元以上税收的民营企业，虎彩集团的用电空间在虎门镇属于相对“宽松”。然而他们也必须完成错峰停电计划，目前是周三休息，周六开工。在不影响订单的前提下，只能让工人灵活更改开工时间。 对于一些停电频率比较高的企业来说，为了留住工人，就必须在停电期间对一些工人进行补助。记者了解到，目前东莞伟成鞋业厂的错峰停电计划是“开四停三”，结果在90名工人中有一半需要补助，停电一天补助40元。一周停三天，一个月需要补助12天，补助金额高达2.16万元。 此外，工厂烧锅炉每月耗煤150吨左右，原来煤价650元/吨，到现在已经涨到750元/吨，每月多增加开支1.5万元。这样算下来，一个不足百人的小工厂，仅因缺电造成增加的成本就超过4万元。 让老板们更担心的是工人在停电期间，因为工作量减少带来收入减少而辞工。据悉在过去的两个月时间里，东莞的很多企业都在停电期间流失了不少熟手工人。“现在工人这么难请，一旦工人走了，就很难再招到工”。 东莞全年供电形势严峻 “虎门今年2月份以来的最大用电缺口已超过了去年全年最大的用电缺口。”广电集团东莞供电分公司虎门配电营业部经理李耘春节以来就没有休息过。“工作压力太大了。” “本来还担心‘开四停三’要变成‘开三停四’，幸好现在还基本上是‘开五停二’。”他每天不断地通过一个大用户负荷监控系统，不时重复着同一句劝告，“大哥，停一点啦。”他们希望做到“动态错峰”，灵活一点，毕竟企业也不容易。 在他看来，电荒并非是突发性的。“经济发展、生活水平提高，用电量肯定要增加。”他表示，从上个世纪90年代以来，东莞市用电的最高负荷需求除了2007年是非两位数增长，其余都是两位数增长。“最多的一年增长23%，平均都在11%～13%左右。” 他刚刚撰写好的一份2008年虎门的供电形势分析报告显示，2008年东莞的全市用电仍将维持较高需求，根据预测，最高负荷需求将达到1050千瓦，同比2007年需求增长12.9%。“加上50年一遇的雪灾，能不严峻吗？” 然而除了天灾以外，目前制约东莞电力供应的因素是东莞地方机组装机容量十分有限，85%的电力依赖省网供应。据有关报告，2008年广东电网新增发电机组容量和西电东送等工程共新增电源600万千瓦，但初步预测统调负荷的实际需求将增加1200万千瓦，达5900万千瓦。“电源增长明显滞后于负荷需求增长，全省电源缺口在600万～800万千瓦。” 同时，根据国家“上大压小”的政策，东莞今年关停的小发电机组约30万千瓦，地方电能正常满发也只能维持在150万～180万千瓦之间，因此2008年东莞的最高负荷缺口将超过200万千瓦。“另一方面，电网‘卡脖子’的问题也日益严重，沙角电厂供电片区的部分 220千伏线路、变电站等均出现不同程度的超负荷控制指标或过载现象。” 因此他认为，2008年东莞全市的总体电力供应形势将会是“全年性的电源性缺电、电网结构性缺电并存和电力电量双缺的局面。”“在电网高峰负荷时期，错峰时间将会突破‘开五停二’，若地方电厂不能正常发电，错峰时间将会突破‘开四停三’。” 最严峻的困局如何破解？ 两会上，粤电困局是最热的话题之一。“全国最缺电的就是广东和海南。”一位代表感叹。全国人大代表、省人大常委会原副主任钟启权表示，“现在确实要提醒大家要有忧患意识。西电一出现问题，我们就卡脖子，没戏了。” “广东的电厂很长时间都没有建设，这五年批了，现在才开始投产，但还有一个建设周期，核电的建设周期更长，所以本身广东的电源看来还保不准。”钟启权指出，“要依靠南方电网，依靠国家电网，弄不好还需要‘中电南送’，让四川、湖北输送电给我们。” 然而，中电联统计信息部对南方电网2008年的电力供应状况预计报告显示，南方电网全网新投产规模机组1378万千瓦，但各省供需平衡状况分布不均，特别是受一次能源供应不足等因素的影响，南方电网的电力供应形势将比2007年更加严峻。 报告指出，南方电网全网枯期电量紧张，汛期高峰电力不足，云南、贵州主要在枯水期因电煤供应不足导致电量缺口，广东、海南将出现全年电力电量紧张。广东2008年新增电源较少，燃煤、燃油、天然气供应紧张和小机组逐步关停等原因，全省电力供需形势总体呈电源性缺电局面。综合考虑南方地区雨雪冰冻灾害后电网抢修建设、西电东送能力逐步恢复以及电力需求负荷的不断增长，预计广东2月份最大电力缺口接近1000万千瓦，3月份缺口最大为1200万千瓦。 “西电东送”的源头省份贵州、湖南以及三峡输电现状如何？请关注我们接下来的“聚焦粤电之困”系列报道。",国际电力网,广州日报,广州日报,2008-03-12,广东
74,"2017-09-18 06:30:34",http://power.in-en.com/UploadPic/2008-2/2008225835553439.jpg,1234,"2017-09-18 06:30:34","52万千瓦电力缓解珠三角电荒 粤又用上贵电",2008-02-25,"倒塌的线路铁塔旁,电力工人正在搭建另一座新铁塔。 　　昨日，连州电网灾后抢险工作取得了重大突破，第一条220千伏线路——连安线顺利复电投产，足足比原计划提前了10天。连安线投产后，使得窝电一个月之久的连州电厂可以重新开机发电，省电网因此会增加52万千瓦负荷，广东省尤其是珠三角地区异常严峻的缺电局面将得到一定程度缓解。 　　比原计划提前10天复电 　　昨日中午12时许，连州电力抢险战场传来了振奋人心的消息，连州灾后第一条220千伏线路连安线顺利复电投产。连安线原来计划的复电时间是3月5日，后来计划提前到2月底，经过一段时间的赶工抢修后，又提前到2月26日，最终在昨日复电投产，比计划时间提前了10天。 　　连州的崇山峻岭，是此次电网抢修复电的最大障碍。记者在88号铁塔附近看到，连安线沿山建设，多数铁塔位于山区，多数只有一条羊肠小道到达，而且陡峭异常，不少地方几乎需要攀爬上山。“开不了车，又要将几百吨的塔材、导线短时间内运送上山，靠的都是肩膀，是一寸一寸挪上山的。”一线工作人员杨先生介绍。 　　“不惜一切代价，奋战12天，坚决打通连安线！”佛山供电局杨爱民局长一到连州，立刻发出战地总动员。灾区的一声召唤，800多名佛山供电的强将精兵迅速驰援连州，连续实现了最早到达、最早竖立第一座铁塔、最早实现整条线路复电的纪录。 　　受冰灾影响，广东电网（主要是韶关的乳源、乐昌，清远的连州、连山、连南、阳山地区）110千伏和220千伏输电线路有993座杆塔倒塌，西电东送的线路基本失去作用，其中清远地区110千伏及220千伏输电线路电塔受损288座。而佛山供电局抢险队负责抢修的连安线，无疑又是连州异常重要和修复难度巨大的一条输电线路。连安线全长32公里，在此次冰灾中，30座铁塔完全倒塌，致使连州电厂与主电网断开，52万千瓦的发电能力无法发挥任何作用。 　　连安线的恢复运行，大大提高了连州供电的可靠性，让连州、连南、连山脱离了陷入“黑城”的危险期。 　　安螺线已修复九成 　　连安线的恢复运行，为连州电厂52万千瓦机组的电力以及约20万千瓦小水电机组电力送出创造了条件，有效增加了广东电网的供电能力。 　　“连安线的修复，广东电网将多增加52万千瓦负荷，比一个三水区（最大负荷记录40万千瓦）的用电负荷还要大。”在复电仪式上，广东电网公司总会计师陈山表示，连安线修复的意义非常重大。由于连安线的恢复，连州电厂现在可以重新开机发电，支援广东电网52万千瓦的电力，缓解广东的缺电状况，特别是珠三角地区。 　　在连安线复电之后，佛山供电抢险队将集中精力，做好另一条220千伏线路——安螺线的修复工作。据悉，目前，安螺线已经完成了总工程量的90%，整个修复工程将在一两天内完成。杨爱民介绍说，安螺线同样属于一条电厂输出线，所连接的螺阳电厂具备50万千瓦的发电能力，届时，整个广东省的缺电局面将进一步得到缓解。（记者黄宽伟 通讯员伍伟强、王锐摄影报道） 　　电力·防范 　　电力部门酝酿三大新招防电网“再冻伤” 　　今年1月中下旬，南方地区出现历史上罕见的低温雨雪冰冻灾害。冰雪给电力设施造成前所未有的破坏，给电力供应造成严重的影响。南方电网累计约有6905条线路停运，834座变电站停运，波及90个县（市）、2259万人口。截至2月20日，广东电网共投入人员28755名、车辆2711台参与抗冰救灾抢险。 　　雪灾面前，广大电力职工、解放军战士以及社会各界人士共同谱写了一曲抗击雪灾修复电线的赞歌，而包括电力专家、电网部门、监管部门眼下也在组织人力研究新措施，提高电力系统应对低温雨雪冰冻等重大自然灾害的能力，记者了解到，这些措施包括采取分线融冰、建立电力应急通信网、对重要线路进行加固等。 　　南方电网电力专家接受本报记者采访时表示，电网系统正在计划全面提高电网抗灾能力，南方电网目前已经组织全国专家和科技人员专题研究电力系统提高应对低温雨雪冰冻等重大自然灾害的能力。目前计划采取三大综合应对措施。 　　首先是采取分线融冰的措施。根据设计验算，目前融冰设备功率达到60兆瓦即可满足所有导线融冰需要，设备可以自主设计制造，技术上可行，现已安排样机研制。南方电网公司正在制订融冰技术应用规程（导则），预计今年11月前完成实施，贵州电网实施这项措施预计投资2亿元。 　　第二大措施是建立电力应急通信网。目前电力通信网复合在架空地线中，而地线尚无有效的融冰手段，地线断裂将导致电力通信通道中断，危及电力控制系统的正常运行。公用通信网主要埋设在地下，南方电网可以利用公用通信网建立电力应急通信网，实现架空与地面通信通道互补，增强电力通信抗灾能力。 　　第三大措施对重要线路进行加固。从电网规划和建设方面提出对重要城市环网、重要电源送出线路、跨越重要交通枢纽（如重要铁路、重要公路等）线路和涉及国家安全的用户线路采取差异化设计的办法，对电网进行适当加固。 　　南方电网公司表示，通过采取以上综合措施，再次发生类似自然灾害时基本可以避免出现大面积电网损坏事故。 　　而本报记者还通过其他权威渠道获悉，南方电网也在酝酿适当提高电网重建标准， 有关电力专家还表示，未来电网将充分重视负荷中心、重要城市调峰和事故应急电源的配备问题。增强电网规划对电源规划的引导，从提高抗击自然灾害能力角度优化电源布局和结构。（记者徐海星、卜瑜、骆建基 通讯员田芳、蓝旺） 　　广东又用上了贵州电 　　又讯 （记者徐海星、骆建基 通讯员李燕萍、曹高亚）记者从南方电网获悉，2月22日，因冰灾停止向广东送电的贵州电网首次恢复送电广东，实现“零”的突破。22日凌晨，500千伏贵广二回直流双极解锁成功，这条南方电网西电东送大通道因灾停运备用28.5天后重新运转，为正在面临1000万千瓦用电缺口的广东送来源源不断的“及时电”。 　　坪石火车牵引站恢复供电 　　又讯 （记者徐海星、骆建基 通讯员李燕萍、曹高亚）2月22日，广东电网受灾最严重的韶关坪石地区抢修复电工作传来好消息，110千伏坪牵线于17时12分成功送电，成为广州供电局赴韶关抢险的第一回送电线路。这使京广铁路大动脉坪石火车牵引站恢复了供电，供电可靠性得到提高。",国际电力网,国际能源网,本站专稿,2008-02-25,"电力 珠三角"
75,"2017-09-18 06:35:29",http://images.zj.com/news/2008-01-26/922444_1.jpg,1299,"2017-09-18 06:35:29",中国铝业宣布因供电不足停产两家电解铝厂,2008-01-26,"中国电解铝企业正在遭受多重压力的影响 本报摄影记者/王晓东 　　中新浙江网1月26日电 　　由于供电不足，中国铝业(33.30,0.68,2.08%,吧)股份有限公司(下称“中国铝业”)昨天宣布，其在贵州的两家电解铝生产厂开始停产，供应的减少再加上成本在增加，可能给国内第一季度的铝价提供支撑。 　　中国铝业表示，受贵州省自然灾害及电煤供应不足造成电力供应紧张的影响，旗下贵州分公司和遵义铝业股份有限公司从周三开始基本停产。 　　供电不足可能导致停产扩大 　　中国铝业在贵州的这两家公司从2007年12月份开始遭遇限电生产，而2008年1月份以来，贵州省遭遇近50年来最严重冰冻灾害天气，使电力供应紧张的状况更加严重。 　　不过，公告中并没有说明这两家公司因供电不足所造成的减产规模，也没有对恢复生产的时间作出预期。 　　而知情人士透露，中国铝业在贵州的这两家电解铝生产厂事实上从去年12月份开始就已有三分之一的产能停运。中国铝业贵州分公司的年产能为40万吨，遵义公司的年产能为13万吨。在3月中旬水电供应力度加大前，这两家公司恢复生产的可能性不大。 　　高盛昨天则预计，上述两家工厂如果停产两个月，可能导致中国铝业2008年利润减少1%，约合1亿元。 　　不过，高盛在一份研究报告中表示，他们认为电力供应紧张是中国电解铝行业一个重大利好因素，因为电力短缺可能使电解铝供应增速进一步放缓，在需求持续旺盛的情况下对铝价上涨起到推动作用。 　　有业内人士指出，由于电煤库存下降迫使电力生产企业削减产量，加之暴风雪天气对电网造成破坏，中国正面临电力供应紧张的困局，可能迫使其他省市，特别是西部地区的更多电解铝冶炼厂停产。但这也意味着第一季度国内电解铝铝价将获得支撑。 　　新华社昨天报道，由于电煤供应不足，全国电力缺口达6963万千瓦，已经有13个省级电网出现不同程度的拉闸限电。而为了确保居民用电，一些省政府一直在限制对耗电大户的供电，这其中就包括铁合金和电解铝生产厂。 　　电解铝企业四面受压 　　除了受到供电不足的压力，电解铝企业目前还受到优惠电价的取消、银根的收紧，以及原料氧化铝价格上扬的成本压力影响。 　　国内一家民营氧化铝企业销售部人士告诉记者，受国际市场供应量下降和国内需求旺盛的双重影响，国内非中铝系氧化铝企业已经将现货销售价格上调至4500元/吨。而目前，占据国内氧化铝市场半壁江山的中国铝业的氧化铝价格还只有4200元/吨，很有可能在近期跟风提价。 　　同时，今年的电价预计也会上调。氧化铝约占铝生产成本的40%，电力成本约占35%。因此有业内人士估计，目前国内铝冶炼厂商的生产成本约在每吨17000～18000元。而目前，东部地区，现货铝价报于每吨18060元，广东地区报于每吨18230元。 　　在过去的一周中，电解铝的价格已经上涨了1%，这也与在春节临近之时，铁路货运能力紧张和寒冷的天气等令铝运输进度放缓有关。有分析师表示，由于电解铝企业成本和停产影响，估计第一季度电解铝价还会走高。上周，上海期货交易所的铝库存就下滑7.7%(9065吨)。 　　",国际电力网,第一财经日报,陈姗姗,2008-01-26,"中国铝业 供电不足 停产"
76,"2017-09-18 06:42:28",http://power.in-en.com/UploadPic/2008-1/2008198411719880.jpg,1393,"2017-09-18 06:42:28",电力短缺困扰巴基斯坦,2008-01-09,　　1月7日，在巴基斯坦第二大城市拉合尔的商业区，商户在停电时使用发电机解决照明问题。电力短缺一直是困扰巴基斯坦的一大问题。巴基斯坦主要依靠水力发电，但冬季水电站的蓄水量低，发电量不足，导致供电形势更加紧张。拉合尔等大城市每天频繁停电，不仅影响了居民的正常生活，也使得很多工业企业无法正常开工。,国际电力网,新华社,武巍,2008-01-09,"电力 巴基斯坦"
77,"2017-09-18 06:47:22",http://power.in-en.com/UploadPic/2007-12/2007121010133337792.jpg,1454,"2017-09-18 06:47:22","电价倘若上涨将加剧通胀压力 需保持高度警惕",2007-12-10,"中国电力企业联合会秘书长王永干称，“五大发电集团已集体上书国家发改委，恳请尽快在电煤价格涨幅大的重点区域启动煤电联动。”这已是今年以来，电力行业第三次要求政府部门上调电价，显示发电企业要求涨价的愿望非常迫切。对此，发改委价格司司长曹长庆在答记者问时表示，我们还要再观察一段时间，再来考虑这个问题。 发改委的表态可进可退，保留了充分的余地。但是，对于电价上涨可能加剧通货膨胀压力的后果，需保持高度警惕。 温和的短暂的通货膨胀对经济发展有正向作用，但是，一旦失控乃至恶化，则有可能对经济产生危害。今年，我国居民消费价格指数（CPI）持续上升。前三季度我国CPI同比涨幅分别为2.7％、3.6％和6.1％，10月份CPI同比增长6.5％，达到近11年的高点。由于国际原油价格、粮食价格依然保持坚挺态势，加之，资源和劳动力成本的上涨，企业成本压力加大，以及国内流动性过剩格局短期内难以根本转变等因素，我国的通胀压力仍在不断加大。 电力作为上游重要的能源价格，会直接影响到下游许多行业的成本，生产环节成本一旦提高，很容易产生成本推动型通货膨胀。同时由于电力需求的刚性特征，电价一旦上调极有可能引发终端消费价格的集体上涨。而消费品价格的上涨则带动工资、利率、租金等上涨，导致生产成本提高，进而引发产品价格全面上涨，加剧通货膨胀压力。 为了预防经济过热，中央经济工作会议把已经实施十年之久的“稳健的货币政策”调整为“从紧的货币政策”。随即，央行宣布从12月25日起，上调存款类金融机构人民币存款准备金率1个百分点。这是今年以来第10次上调存款准备金率。至此，存款准备金率达到了14.5%，为20多年来最高。这说明中央收紧银行流动性的力度明显增大，执行“从紧”政策的力度也在加强。 在这种情况下，对于电价的上涨需特别谨慎。中电联最近向发改委上书建议上调电价的理由是，2007年，国内主要发电集团公司和能源投资公司所属火电厂微利或亏损运行已超过一半。但是，从上市公司中的电力企业公布的财务报表来看，很多企业都在盈利。发改委官员披露的数据显示，电力企业的收益和利润在不断地增长。今年前5个月全国电力行业实现利润总额637亿元，增长57.6%。电力生产业实现利润359亿元，增长40.8%，电力供应业实现利润278亿元，增长86.3%。财政部发布的数据也显示，2007年上半年，电力行业实现利润增幅达59.4%。 事实上，煤炭价格上涨未必就一定导致电力企业成本的上升，或者说，煤炭价格上涨电力企业自身未必不能消化。原因在于用电量的持续上涨抵消了部分增加的成本。据专家估算，假设煤炭价格每吨上涨了20元，根据“煤电联动”的换算办法，在其他条件不变的情况下，每度电价应上调1分钱，但是，只要电力供应总量增加2％，电力行业增加的利润就能消化掉煤炭上涨增加的成本。 而且，电力企业还往往通过乱收费等方式转嫁成本。12月6日，中国国家电监会发布了2007年供电监管报告，报告显示近三成的供电企业存在问题，其中，供电市场行为问题比较严重，占查出问题的29.8%，突出表现在个别企业乱收费、违规供电。另外，还有供电企业利用垄断地位实行行业保护。这些乱收费同样转化成了相关企业的利润。 目前，世界上大多数国家在制订电力价格时，都充分考虑电力系统的运行特性和公用事业的规律，并且，基本上都由政府有关部门对电价进行行政管制，都对电价成本进行公开核算和监督，以避免电价剧烈波动损及民生、危害经济发展。如果电力企业以亏损为由要求提价，就应该对其亏损的真实性进行确认，通过公开而详细的成本核算来评估其理由的合理性，而不应根据电企的一面之词决定是否涨价。",国际电力网,上海证券报,珑铭,2007-12-10,电价
78,"2017-09-18 06:51:56",http://power.in-en.com/UploadPic/2007-11/20071188381113384.jpg,1504,"2017-09-18 06:51:56",电力也能打破垄断,2007-11-07,"“自然垄断”行业也能打破垄断 电力消费者成为上帝，在世界范围内，是90年代以来才出现的新鲜事 。在此之前，世界各国电力工业管理体制基本上都是垄断型的一体化 管理体制，并且一直囿于电力工业在技术上是自然垄断的这一传统观 念。 80年代末，美国和英国率先进行电力工业管理体制改革，成功地把过 去对发电、输变电和供配电环节上传统的一体化垄断型管理体制改变 为竞争体制，取得了巨大的经济效益和社会效益。目前，英国和美国 的电力工业管理体制竞争化改革的概念已风靡全球。 我国自80年代以来，从集资办电开始，电力体制多元化的格局逐渐形 成，独立电厂大量涌现，竞价发电、公平竞争的呼声日益高涨。 我国目前发电能力和年发电量均居世界第二位，但在管理体制上存在 不少问题，其中最主要的问题在两个方面。一是垄断经营带来的各种 弊端。例如没有控制成本、价格，提高竞争力，改善服务态度和服务 质量的内在动力；对其它独立发电厂难以做到公平公正等。二是在电 力供需达到一定程度的平衡，或出现电力稍有盈余的形势下，不能科 学合理公平地经营管理。例如在电厂都要求发电，但却出现发电能力 过剩的时候，没有如何经济调度的规则。在电力供应充足时，供电企 业仍限制用电，并借此收取各种价外费，严重抑制了电力市场的发展 。这些情况都说明，中国电力工业管理体制急需改革。 从一体化转为竞争化 电力工业管理体制的改革，目标是要从一体化转为竞争化，彻底打破 垄断。改革的全过程都围绕着竞争这条主线。 在发电环节，应建立电力交易市场。发电企业原则上都要成为独立电 厂，要与电网经营企业在财务、人事上完全脱钩，即“厂网分开”。 所有电厂每天数次向电网报出自己所要求的上网电价，而交易市场的 管理者，用电脑将各电厂的报价从低到高排列，并按所需电力负荷的 预测，从低价开始录取，录满为止。未被录取的电厂就不能发电。这 将促使发电厂最大限度地降低电厂造价和运行成本。而电网则取得了 反映每一时刻供求关系中市场价格最低的供电资源。 在输变电环节，应确立大电网之间市场开放、市场准入的规则，建立 透明公开的输变电过网费用计算公式。一个电网可以向其它电网报价 竞争，销售电力，同时也必须允许其它电网将价格更低的电力销售给 自己区内的企业。本地区有电不用，而从其它地区买电，这对计划体 制来说是不可思议的。而本地的电网经营企业，会由于外来电力占领 市场的威胁不得不努力降低输变电成本，降低销售价格，做好服务工 作，使经济杠杆更精确地实现资源的优化配置。 在电力的终端销售环节，要实行供电商在各供电区之间的市场准入， 通过颁发供电许可证，培养更多的电力零售商，实行竞争。英国在供 配电环节改革进程中，采取了根据用户变压器的容量，从大用户到小 用户，在数年内逐步实行终端用户选择供电商的制度。到1998年6月， 所有电压等级的电力消费者均可以自由地选择供电商。这样，供电企 业只有在价格上有竞争力，在服务上尽心尽力，才能取得用户的信任 。 值得一提的，在上述改革中，发电厂、输电线路和配电网线、变压器 等电力设施几乎没有任何改动，仅仅靠实施新法规和应用新的计算、 结算软件，就完成了打破行业垄断的全过程。",国际电力网,中国能源网,王骏,2007-11-07,电力
79,"2017-09-18 06:53:04",http://power.in-en.com/UploadPic/2007-11/20071121331049727.jpg,1515,"2017-09-18 06:53:04","华润电力购江苏煤企 煤电一体化业务控制成本",2007-11-02,"煤炭价格的高位运行给火电企业带来了持续性的压力，而发展煤电一体化业务则成为了不少公司的生存战略。继不久前宣布计划购买内蒙古煤矿后，华润电力控股有限公司（0836.HK）又出击江苏，通过兼并收购当地煤炭企业在煤电一体化的棋局上再布一子。 　　华润电力日前公布，将以总价6.14亿元，通过在徐州产权交易所进行的公开投标程序，向徐州市国资委收购从事煤炭开采及燃煤发电厂兴建与营运的江苏天能集团全部股权。徐州国资委同时承诺，在获得有关机构批准的情况下，将协助江苏天能或华润电力在徐州兴建包括两台300兆瓦热电联产机组的新发电厂。 　　公告称，江苏天能集团是1995年注册成立的全资国有企业。目前，该公司由徐州国资委全资拥有。江苏天能集团拥有江苏省境内煤矿（经济可开采储量约为3290万吨）的采矿许可证，以及贵州省境内煤矿（经济可开采储量预期约为1.47亿吨）的探矿权。截至2006年底及今年上半年，江苏天能集团在江苏省境内煤矿的总产量分别约为235万吨及130万吨。此外，江苏天能集团还控制或拥有5个发电厂权益，应占共约121兆瓦的权益装机容量。截至今年9月30日，江苏天能集团未经审核资产净值约为5.03亿元。华润电力将以公司的内部资源拨付此次收购代价6.14亿元。而有关收购仍需获得徐州国资委的批准及授权，以及徐州产权交易所发出转让证书。 　　资料显示，华润电力由华润（集团）有限公司控股，主要从事电力投资、建设、经营与管理等业务。截至今年6月底，华润电力已投入商业运营的21座发电厂的权益装机容量达到8741兆瓦。 　　华润电力一直在国内发电领域积极寻求收购的机会。不仅如此，为降低企业燃料成本，该公司已采取了多种措施控制煤炭成本，如通过签订长期煤炭供应合同、集中采购以及提高煤炭掺烧比例等。与此同时，公司还试图通过收购煤矿资源，以发展煤电一体化业务。10月初，华润电力曾宣布，以配股方式，集资约48.17亿港元，拟用作投资内蒙古的煤矿及相关基础设施。分析人士认为，下游发电企业进入上游煤矿业务，可以在煤价上涨的时候保证煤炭的长期供应。 　　对于此次收购，华润电力董事局主席宋林在公告指出，江苏省为公司目标市场之一，收购江苏天能集团将为公司位于江苏省的电厂提供稳定、可靠的燃煤供应，并且，江苏天能集团拥有一支熟练且富有经验的煤矿开采队伍，能为公司发展煤电一体化的业务带来协同效应。此外，江苏天能将建设的新电厂可以扩张公司的装机容量。 　　高盛：电企或已认同长期高煤价趋势 　　对于华润电力的此次收购，高盛发表研究报告指出，虽然与此前计划购买的内蒙古煤矿相比，华润电力新购入的江苏天能集团规模相对不大，但这反映出华润电力在提高其江苏地区产能及自供煤能力的决心。 　　高盛称，内地多家电力公司公布的第三季度业绩，已反映出煤炭价格上升对毛利增长带来的持续压力。因此，对煤矿的明智投资可能使独立电力生产商很好地应对煤炭消耗量及价格的双双增长。然而，这可能也意味着华润电力及其同行已经承认煤炭价格高企的局面将持续很长一段时间。 　　此外，华润电力中期业绩报告也显示，根据中国煤炭运销协会的预测，今年全国煤炭实际需求量在25亿吨左右，而煤炭企业可提供的资源量在25.3亿吨左右，煤炭供给略大于需求。但政策性影响仍有可能增加煤炭行业的运行成本，并可能导致煤炭价格高位运行。",国际电力网,上海证券报,杨勣,2007-11-02,"华润电力 江苏煤企 煤电"