shichangguancha.id,shichangguancha.ts,shichangguancha.title,shichangguancha.list_date,shichangguancha.content,shichangguancha.publishing,shichangguancha.source,shichangguancha.author,shichangguancha.date,shichangguancha.keywords
321,"2017-09-18 05:08:52","发展智能电网 世界能源、电力变革的必然性",2011-07-15,"　　“智能电网”——美国、欧盟等发达国家的国策。全球金融危机催生了“智能电网”，未发生金融危机时，虚拟经济的“繁荣”模糊了实体经济与能源资源和生态环境间存在的一系列尖锐矛盾，电力的变革显得既不重要，又不紧迫，也不可能。“智能电网”对发达国家经济复苏、重塑竞争力将起重要作用，但其意义绝非仅仅是应对当前全球金融危机的权宜之计。 　　国际智能电网背景 　　在世界“绿色产业革命”的大环境下，二十多年来，世界发达国家在政府主导下，提出了一系列有关电力发展的战略规划。先期重点在发电方面并取得了很多积极成果，如美国先后提出了CCT《清洁煤发展计划》、CCPI《清洁煤创新发展计划》、FUTURE GEN重大示范项目计划等等。2003年美国政府在《电网—2030》规划中首先较完整提出了智能电网的战略构思，“智能”是手段为其战略构思宗旨、目的服务，其后进行了大量的技术研究、工业示范、社会试点直至局部商业化运营，现己成为美国政府的重要国策。2005年欧盟将智能电网上升到国家战略地位开展研究。美国能源部关于智能电网定义表述为：智能电网是采用先进的传感技术、通信技术和控制技术来保证更为高效、经济和安全地发电、输电和供电的现代电网，它集成了从发电、输电和配电以及用电设备领域的大量有益于社会的创新技术和手段，以满足不断变化的未来社会需求。 　　智能电网战略宗旨、核心、技术管理措施的提出和实施标志着世界电力发展进入了一个新的历史阶段。美国的“统一智能电网”、欧盟的“超级智能电网”都是一种形象性称呼，之所以得到世界认可，并不是因为它的称呼，而是因为它的战略构思内容符合当今能源变革的宗旨、目的并已局部证实能起到实效。 　　因国情和电力发展阶段不同，各国智能电网定义、内含、重点会有所区别，但其“安全、经济、高效、清洁、低碳”的变革宗旨、核心应是相同的，采用先进传感、通信、控制技术，数字化管理、智能化决策、互动化交易等技术管理措施特点是相同的，可以认为当今智能电网战略宗旨、核心、技术管理措施的提出和实施标志着世界电力发展进入了一个新的历史阶段。“智能电网”与传统电网都必须遵循电力的基本规律，都含有不受时间限制的相同基本理念，它们的核心、基本形态、关键技术有相同、更有不同之处。 　　欧美发达国家提出的智能电网战略重点在供用电侧，包括接纳可再生能源、需求侧的智能管理、双向互动等，和更大范围的高压联网，它符合欧美发达国家实际国情、电力发展阶段以及基础现状。 　　从中国具体国情看，在中国称为“智能电力系统”战略更为确切，只有发、输、供、用全方位的变革、创新、发展才能真正达到电力变革的宗旨、目的，这四方面变革、创新、发展是互相关联、互相促进，需要协调有序的推进，任何方面过度超前或滞后，都会严重影响中国电力发展进程。从广义电网概念，以高效、低碳为核心的电力变革、创新以及国际上容易认知角度看，可以称为智能电网战略，与以往称为电力发展规划相比，也更具有时代特征。 　　中国智能电网战略研究应包括发、输、供、用四个方面变革、创新、发展。与发达国家不同的国情和电力发展阶段要考虑在其中，如中国未来二、三十年中仍要以较快电力发展满足需求增长，能源资源包括可再生能源与需求地域分布不均衡，煤电为主的电力结构长期存在等。与发达国家不同的基础现状也必须要考虑在其中，如中国一次能源消费结构优化调整，电源结构优化调整，分布式能源系统，传统能源可持续发展研究，可再生能源应用基础性研究等基础水平还有相当差距。 　　中国智能电网战略与认知程度和科学态度。 当今中国智能电网战略正确制定和今后成功实施主要取决于我们的认知程度和实事求是的科学态度，没有深刻认知就不可能把危及我们可持续发展的严峻挑战转变为我们的发展机遇，没有实事求是的科学态度我们就不可能有正确的应对战略。 　　世界能源、电力变革的必然性 　　世界能源深层次变革。 能源过去、现在和未来始终影响和改变着人类和世界的命运。由于世界上所有国家经济社会发展对能源的依赖性，世界各国经济发展和能源地域分布的不均匀性，全球化石能源资源的有限性，地球气候变化对化石能源利用的限制性，加之全球经济一体化、地缘政治条件、各国能源战略安全和竞争态势等相关的政治经济因素，形成了当今世界围绕着能源的种种错综复杂矛盾，而且日积月累越来越尖锐，对人类社会发展的可持续性提出了严重挑战，从而酝酿并实际已经展开着世界“绿色产业革命”， 其核心为低碳经济。低碳经济实质是高能源利用效率和清洁低碳能源结构，包括经济发展模式变革、能源科技创新、制度创新、人们生活方式转变以及人类生存发展观念的根本转变，这是人类历史发展的必然，低碳经济也已纳入中国发展计划的核心。去年秋天以来全球金融危机更集中引发了世界能源深层次变革。 　　全球化石能源资源有限性。 按BP2008年世界能源统计：全球化石燃料可开采煤炭133年，石油41年，天然气60年，天然铀资源按现耗用水平可供82年；中国煤炭可开采45年，石油11.3年，天然气27.2年，天然铀资源可供4000万千瓦核电50-60年。按2009年中国能源兰皮书指出：按当前能源需求水平，中国煤炭剩余储量保证程度不足百年，石油不足15年，天然气不足30年，如按2020年能源需求量估算，煤炭、石油、天然气分别降为30年、5年、10年。虽随探明率提高和耗用水平变化，上述年限将会有所变化，但全球化石能源资源的有限性是显而易见的。而可再生能源资源量大并取之不尽，仅中国陆地、海上风能的技术可开发容量达5亿千瓦以上，中国屋顶太阳能利用按50%计算即可达2-3亿千瓦，中国5%沙谟开发太阳能就可超过30亿千瓦。但由于技术、经济等各种原因，实际上很难短期取得大规模的应用，到本世纪中叶，经努力后估计全球可再生能源利用也只能达到世界一次能源耗用的30%-50%。总之，全球化石能源资源的有限性决定了世界能源变革的必然性和紧迫性。 　　地球气候变暖的严重性。人们已认识到地球气候变暖对人类生存的严重威胁，科学家认为大气二氧化碳含量达到400-450ppm时，乐观估计550ppm，即全球平均温度再上升0.6摄氏度或1.6摄氏度，地球将会发生不可逆转的灾难性后果。2008年地球大气二氧化碳含量己达386ppm，而世界工业革命前只有280ppm，全球近百年来平均温升0.74摄氏度，特别近三十年来全球气温急速上升，二十世纪后五十年北半球平均温度是近1300年中最高，中国近五十年平均温升己达1.1摄氏度，全球近十年是自有记录以来最热十年，地球己处于毁灭性气候混乱状态的边缘。2007年全球二氧化碳排放276亿吨，90%的二氧化碳排放来自能源生产和消耗，预计至2020年年均增长约2%，到2030年才有望零增长。全球气候变化应对问题己成为世界各国国家战略问题，部分国家提出了地球生态警界线为全球平均温升不可再超过2摄氏度，该问题也已成为联合国当今首要工作任务，联合国认为：在气候变化问题上国际社会己经没有太多时间去浪费，温度上升的速度比预想的要快许多。地球气候变暖的严重性更深刻指出了能源变革的必然性和紧迫性。 　　地球只能承载一个正确能源战略的中国。中国现今己成为世界第一大能源生产国，2020年中国人均GDP预计可达5000美元，一次能源需求45亿吨标煤，煤炭可以基本自给占总能源需求60%左右的格局不可能转变，中国石油对外依存度将可能超过60%，虽单位GDP的二氧化碳排放比2005年可能下降50%，但排放总量还要增加约60%。美国当前石油对外依存度不到30%，总的进口能源在35%水平，除经济上耗用1万亿美元外，带来包括国家安全等诸多问题，中国需要引以为戒。因此，中国未来的经济总量、一次能源需求和温室气体排放量决定了地球只能承载一个正确能源战略的中国。 　　世界能源变革中最应该变革、最有潜力的是电力。世界能源变革的最终目标是无碳低碳能源，没有无碳低碳能源就没有低碳经济，能源科技创新是实现低碳经济的核心。能源变革涉及方方面面，主要围绕节约化石能源和使用可再生能源二大方面，涉及到工业、建筑、交通三大领域。世界电力耗用一次能源占世界消费总量40%以上，其中化石能源近90%，但电力化石一次能源转换的终端效率仅30%水平，电力排放的温室气体占世界排放总量的 40%以上，可见，世界能源变革中最应该变革、最有潜力的是电力。中国2008年GDP占世界6%，一次能源消耗占世界18%，二氧化碳排放占世界20%，中国电力二氧化碳排放占全国排放总量40%，在世界能源、电力变革中，中国不可能置身于外。 　　中国智能电网必要性、紧迫性 　　“智能电网”——美国、欧盟等发达国家的国策。全球金融危机催生了“智能电网”，未发生金融危机时，虚拟经济的“繁荣”模糊了实体经济与能源资源和生态环境间存在的一系列尖锐矛盾，电力的变革显得既不重要，又不紧迫，也不可能。“智能电网”对发达国家经济复苏、重塑竞争力将起重要作用，但其意义绝非仅仅是应对当前全球金融危机的权宜之计。 　　中国传统电网变革的必要性、紧迫性。电网关联着人类社会的方方面面，局限于发送供用、集中统一、单向低效、高碳排放为特征的传统电网，已越来越不能适应世界经济、环境变化的要求。美、欧发达国家智能电网核心是能源利用的高效、清洁、低碳，将现今传统电网变革为“智能电网”。中国现今电网无疑同属传统电网，与发达国家当前传统电网相比，除人均占有量有很大差距外，主要也是在能源利用高效、清洁、低碳差距上。 　　世界温室气体排放对地球气候影响的严重性比原预计更为严峻，应对气候变暖成为世界各国的共同责任，纵观历史和现在，发达国家是当今全球气候变暖的主要责任国，中国是全球气候变暖的最大受害国，当今中国年人均二氧化碳排放为5.1吨，世界为4.2吨，发达国家为11吨，美国为20吨，在应对全球气候变暖问题上各国各有自己应有的责任。 　　中国1981-2005年GDP年均增长9.63%，一次能源生产年均增长5.28%，二氧化碳排放增加一倍多，2005年二氧化碳排放总量占世界18%。中国多年来采取了一系列提高能效、节能减排、植树造林等措施。从1994年到2006年单位GDP 二氧化碳强度下降28.7%，同期世界平均水平下降13.6%，美国下降22.3%。2008年中国单位GDP能耗又比2005年下降10.8%，但仍比世界平均高2.4倍，美国2.5倍，欧盟4.9倍，日本8.7倍，印度0.43倍，中国二氧化碳排放总量已成为世界之最。 　　中国能源资源和消费结构不利于二氧化碳减排。世界上和中国二氧化碳排放的70%来自燃煤，2007年中国GDP24.6万亿元人民币，一次能源消费26.6亿吨标煤，其中化石燃料占92.6%，煤炭占70%，石油19.75%，石油对外依存度已达50%，二氧化碳年排放量按分析已超过60亿吨。世界能源消费结构曾经历以煤为主向石油、天然气为主的转变，2006年世界一次能源消费中化石燃料占87.9%，其中石油35.8%，煤炭28.4%，天然气23.7%。中国由于自身能源资源结构等各种原因，没有发生这样的转变。 　　中国又正处于工业化和城市化进程中，人均能耗和二氧化碳排放必然需继续增加，2007年中国人均能耗1.87吨标煤，仅为世界人均62%，2020年中国预计人均能耗达3吨标煤，二氧化碳排放可能需要到2030年甚至更远时期才能稳定、开始下降。中国如不采取积极措施，二、三十年后人均排放量都将处于世界前列。 　　2009年7月召开的八国峰会上，八国集团承诺，愿与其他国家一起，到2050年使全球温室气体排放量至少减半，发达国家排放总量届时应减少80%。但联合国认为：发达国家在气候变化问题上有更多历史责任，理应展开行动，以实现中期减排目标，在2020年应将温室气体排放量在1990年基础上总体减少40%。在应对气候变化问题上，中国如何呈现一个负责任的、发展中大国的国际形象，是一个很重要的问题。 　　中国在应对气候变暖问题上的基本立场是：坚持履行各自责任是核心，实现互利共赢是目标，促进共同发展是基础，确保资金技术是关键的原则。中国从本国国情出发，承担与中国发展阶段、所负责任和实际能力相称的国际义务，中国是发展中国家中第一个制定了“应对气候变化国家方案”。中国将在加强节能，大力发展可再生能源和核能，大力增强森林碳汇，大力发展绿色经济等采取有力措施。 　　世界各国如不实施深层次能源变革，不实施电力变革，应对全球气候变暖将力不从心，“绿色产业革命”的进程将会推迟、受挫，低碳经济无法实现，中国同样如此。全球金融危机为中国同样创造了历史机遇，中国必须抓住机遇实施总体的、深层次能源变革，传统电网变革是其重要的组成部分。不然，形势将越来越严峻，除影响国际形象和面临巨大政治压力外，中国经济综合竞争力将受重挫，中国可持续发展将受到严重挑战。 　　中国智能电网建设的可能性 　　中国电力的良好基础。中国电力在总量上已并将可以满足本国经济社会发展的需求，中国煤电、水电、输变电及电力系统信息化水平都已相当或超过世界发达国家，中国资源优化配置、“西电东送”战略已取得明显成效，特高压远距离输电试点成功，超超临界火电机组成功投入商业运营，可再生能源应用开始起步，“大代小”、大容量循环硫化床和各种脱硫技术广泛应用等节能、环保举措取得重大成效，中国超导技术的研究和成果也属世界领先地位。 　　中国电力系统安全稳定运行水平已相当或高于发达国家，中国已经有了正确的安全稳定理念和科学的稳定导则管理，已形成了六大分区、直流联网的“分层分区结构”和“三道防线”较为坚强的一次网架结构和系统二次合理的配置，二、三十年来中国电力系统稳定运行状况有力地证明了其有效性。 　　中国近十几年通过推动“配电自动化系统”工作，部分地区供用电侧的信息数字化、“智能”管理水平、双向互动已有了一定基础，对提高供电可靠性、降低供电网线损、接纳用户侧电力已有了一定成效，但各地区很不均衡。 　　中国电力变革的方向。中国与发达国家国情不同，现今经济和电力发展阶段不同，总体上落后于发达国家，但电力变革的方向——安全、经济、高效、清洁、低碳是一致的。 　　中国电力变革后发优势。中国电力发展相对于世界发达国家属后发，但有后发的优势，其中包括发达国家先走的弯路中国可以取直或跨越，今后大量增量资产就不用二次改造，当今科技进步可以共享，发达国家己先行且又有实效的电力变革、创新，提出的智能电网概念、标准、经验、教训可以借鉴等等。 　　总之，中国电力已有良好基础，只要能从实际国情出发，坚持科学发展观，制定正确电力变革方向、目标的智能电网战略，在政府良好的政策环境和有效组织下，集国家 之力量，在实施中能将有限资源包括资金、人力、技术发挥最大的社会效益，在市场化电力管理体制建立条件下，中国电力变革实效在未来二、三十年中达到甚至超越发达国家是完全可能的。 　　中国智能电网国家战略、国家行为 　　国与国的较量。现代社会，电力是国家重要的基础设施，电能供应如同粮食和水，一旦发生问题，将引发社会的混乱甚至动荡，还要考虑在战争环境、防恐形势下电力构架对国家经济社会安全不构成过于薄弱的环节，加之气候变暖等上述重要因素，美、欧发达国家的智能电网战略成为重要国家战略，是在政府统一主导和支持下，集国家之相关力量来制定和推动的，发达国家智能电网也是为抢占未来低碳经济制高点的重要战略措施之一。中国智能电网也必须是国家战略、国家行为，从国家角度审视电网的未来，要符合国家利益、全民利益最大化，在政府主导下集国家相关之力量来制定和推动。实际上，这是一次国与国战略、策略制定，综合实力和抢占未来低碳经济制高点的较量，也是推动中国经济可持续发展，确保未来能源安全的重大措施。 　　中国智能电网战略制定原则。中国智能电网战略研究表面看似乎是与美国等发达国家同步，实质不然，应有十余年之差，以往中国电力战略研究重点除保证电力系统安全稳定外，主要还是解决供需矛盾，当然，当今中国智能电网战略架构提出可能只需一、二年，这就是后发优势。中国当前对其宗旨和基本含义还存在不少争议，要承认这种滞后状况，提高认识、实事求是、积极慎重、科学论证是必要原则。 　　智能电网战略制定要坚持国家安全、国家利益、国家责任、国家可持续发展、社会责任和社会效益第一的原则。 　　智能电网战略制定要有足够前瞻性和客观现实性，要符合基本国情、符合中国电力发展的现阶段，同时体现未来发展方向和超越世界发达国家的目标。 　　智能电网战略制定要坚持全面协调可持续的科学发展；遵循电力的基本规律，保证电力供需平衡和电网安全稳定；要坚持科技创新和充分应用当代世界科技进步的成果，取得战略主动权。 　　智能电网战略制定要注重系统性的总体充分论证和多方案优选，以避免低水平重复建设，避免超现有条件许可的盲目超前，使有限资源发挥最大社会效益。 　　智能电网战略要进行动态管理，在实施过程中不断总结、补充、深化、完善。 　　中国智能电网核心和实施原则 　　中国智能电网以安全、经济、高效、清洁、低碳为核心。中国智能电网基本形态：发送供用储、信息和电力流双向互动系统，集中统一与分散分布相结合的电源结构，统一协调调度。“智能电网”的核心和基本形态是在传统电网基础上的扩展和变革，但不论如何变革，统一协调调度是不变的，只是智能电网的调度更重要，难度更大，技术支撑要更完善，理念、体制、管理更新更迫切。 　　中国智能电网建立要应用或研发的关键技术：电力储能、电力电子、智能电表、高温超导、特和超高压交直流输变电、灵活交流输电和潮流控制、低碳排放清洁电源、可再生能源发电和分布式能源系统等先进电力技术；现代传感测量、通信、集成、控制等先进数字电子技术。关键技术是手段，非核心与宗旨。 　　中国智能电网实施原则。从智能电网所具有的深远战略意义，所涉及到社会的方方面面，所需要二、三十年这样一个较长时期的渐进过程和数万亿元的资金投入以及当前中国电力发展现阶段主要任务、各方面对智能电网战略认识上分歧现实等来看，中国智能电网实施原则至少应有以下几点： 　　智能电网实施的基本原则是积极慎重。 　　智能电网实施的目标管理原则是在统一战略框架下，系统论证基础上，按先急后缓、先创条件后实施、先基础后应用、先试点后推行，分阶段目标实施。 　　智能电网实施的经济原则是充分发挥存量资产作用，坚持国家有限资源投入发挥最大的社会效益。 　　智能电网实施的技术和管理相互关系原则是互为条件又互相促进。如可再生能源应用、分布式能源系统、电力储能系统相关的技术和管理要相互协调推进，任何方面过度的超前或滞后都将造成巨大资金资产的闲置，巨大社会效益的流失。又如关键技术研发、实施和全社会相关知识普及教育相互协调推进，实现真正意义上互动的相互关系。 　　中国智能电网2020年前实施重点。全面推进科学合理分区基础上的全国联网，安全稳定的区域交流主干网建设，安全可靠特高压、超高压交直流远距离大功率输电，高效、清洁电源包括水电、核电、超超临界火电等。全面推进是在必要性和可能性已都具备的基础上，中国己具备起动这一过程的条件。 　　局部试点、推进可再生能源和分布式能源系统，包括风能、太阳能、生物质能发电，热电冷联产，电力储能系统，数字化信息集成系统，智能化互动供用电系统和管理，适应智能电网的调度管理系统，特别是地调信息化、控制技术升级。 　　充分应用当今科技成果和积极研发相关的关键技术，科学论证确定相关技术路线。集中国家相关资源实现电力系统各环节信息数字化和集成化；使中国电力电子和高温超导技术在原有研发基础上更快地应用于中国智能电网建设，突破高温超导供电、超导储能器和超导限流器工程应用障碍；加快各种电力储能技术的研发，以配合电网吸纳大规模风能、太阳能等可再生能源电力；注重风能、太阳能发电系统中具有自主知识产权的核心技术研发包括安全接入电网的性能技术和质量保证；积极研究洁净煤燃烧和二氧化碳捕捉、储存技术，力争示范工程试点成功；加快消化吸收先进核能技术，在示范工程取得成功基础上，全面应用于核电工程中。",国际电力网,上海仪器仪表行业协会,上海仪器仪表行业协会,2011-07-15,"智能电网 能源 电力"
322,"2017-09-18 05:09:01",局部地区电力紧缺对经济影响有限,2011-07-13,"　　随着炎夏到来，今年年初时就曾显现的电荒出现再度抬头之势。记者注意到，最近不少省份频频传出用电负荷创新高的消息。近日浙、赣、湘、川、渝5省市已拉闸限电，另有华东、华中12个省区市用电负荷达到或超过历史峰值，未来一段时间可能采取拉闸限电措施。 　　据中国电力企业联合会预计，迎峰度夏（6-8月份）期间，全社会用电量将达到1.25万亿-1.3万亿千瓦时，同比增长12%；最高用电负荷增长14%左右。华东电力将面临1500万千瓦的供应缺口，华北、华中、南方部分地区缺口均在500万千瓦左右。 　　中国社科院有关专家对记者说，此轮电荒会在一定程度上推高生产资料价格指数（PPI），但对经济的影响不会很大。“2004年出现的电荒对经济增速的影响超过0.6个百分点，但今年局部地区面临的电荒对经济的影响不会超过0.3个百分点。” 　　实际上，今年的电荒并不像以往那样是进入夏季才出现的。从今年一季度开始，局部地区的电力紧缺情况就开始出现了，比往年来得时间更早、范围更广、缺口更大。 　　从电力需求方面来看，今年以来用电负荷增长较快。一季度电力消费同比增长12.72%，较去年四季度加快7.3个百分点。从供应方面来看，部分水电大省来水偏枯影响了水力发电的正常运转。一季度水力发电同比增长26%，剔除上年西南干旱造成的低基数影响后，实际仅增长8.2%。 　　电荒来临无疑会对经济增长造成一定不利影响。一位券商分析人士指出，近两个月的采购经理人指数（PMI）持续回落，已经在一定程度上印证了电荒的影响。PMI持续回落的重要原因是电荒带来的冲击。从数据来看，中部地区PMI回落幅度较大，已经连续两个月回落到50%以内，成为带动PMI下行的主要原因。但是东、西部地区PMI不但没有回落，反而有所上升。专家认为，中部地区受电荒影响较大，这是造成其PMI下行较快的主要原因。从分行业数据来看，部分高耗能行业如造纸、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼及压延加工业，PMI生产指数下滑也比较明显，这也反映了电荒的影响。 　　分析人士指出，如果气候、电煤供应等不确定因素造成叠加，用电高峰期间电力缺口可能进一步扩大，就全国范围来看，最大电力缺口占最高用电负荷的比重平均在5%左右，而2004年这一比重超过10%。 　　中国社科院有关专家表示，“电力短缺有很强的季节性，用电高峰时可能比较严重。总的来看，2004年电荒对经济的影响超过0.6个百分点，预计2011年电荒对经济的影响不会超过0.3个百分点。” 　　虽然对整体经济的影响可能不大，但由于电力短缺波及面较广，特别是对企业生产有直接影响，所以季节性电荒可能对水泥、冶金、化工等高耗能产业造成一定影响。市场人士认为，如果电荒持续一段时间，可能推动冶金、化工等相关产品涨价，进而导致工业生产者出厂价格（PPI）走高。",国际电力网,上海证券报,秦菲菲,2011-07-13,"电力 用电负荷 电荒"
323,"2017-09-18 05:09:04","LED照明市场巨大 韩企激烈绞杀",2011-07-12,"　　据韩国《亚洲经济》报道，为了争夺发光二极管(LED)照明市场，韩国大企业、外国企业、中小企业之间展开了激烈竞争。 　　飞利浦、GE、欧司朗等外国企业和三星电子、LG电子等韩国企业为了争抢LED照明市场占有率，就技术侵害问题展开了诉讼战。 　　另外，韩国中小企业主张LED照明是自己固有的经营领域，为了防止大企业进入这一市场，已经向当局申请要求将LED照明产业列入“中小企业合适业种”中。 　　外国企业先占 韩国企业挑战 　　12日根据业界的消息，家用LED照明上市不过才1年3个月，但世界排名第一的灯具制作商飞利浦已经陆续推出了3种照明产品，价位在2.5~1.8500万韩元之间。世界首家开发LED公司GE Lighting今年年初也推出了9种LED照明产品，欧司朗也扩大了其在安山的照明产品展示馆，计划全面杀入LED照明市场。 　　韩国大企业也紧随外企向这一市场发起了挑战。 　　三星LED从去年8月开始已经推出了4种价位在2~3万韩元的LED照明产品，今年5月初还推出了60瓦的白炽灯，价位在1.8900万韩元。销售网点也从易买得、Digital Plaza扩展到了Home Plus、乐天超市、Electro Land。LG电子5月末也推出了4种新产品，销售网点也从“LG Best Shop”扩大到了易买得等折扣店。LG推出的40瓦白炽灯价格为1.3900万韩元，是韩国市场的最低价。 　　外国企业和韩国企业为了压制对方，双方之间的战争愈演愈烈。 　　西门子公司持有欧司朗的专利，6月初西门子以三星、LG侵害专利为由提出了诉讼，而三星LED也提出诉讼，要求其停止侵害专利，赔偿损失。同时，LG电子和LG Innotek要求韩国贸易委员会禁止进口欧司朗产品。 　　中小企业“不要进入我们的领域” 　　相关中小企业为了防止大企业进入LED照明市场，要求将这一领域列入“中小企业合适业种”，和大企业唱起了对台戏。 　　根据韩国知识经济部提供的资料，当前韩国从事LED照明产业的大企业有7家，中小企业有800多家，但大企业所占市场比例达到了60%，中小企业只有40%。和家用LED等比起来，韩国中小企业偏重于路灯、建筑物用灯等公共设施市场，这些企业坚决反对大企业进入这一领域。 　　但大企业认为中小企业没办法积累专用芯片等技术，只是从事零部件组装而已，产业非常零散。如果大企业撤出这一领域的话，外国企业将很可能全面接手。一位大企业有关人士表示，像制造路灯这种情况，中小企业一般都是从国外进口芯片，然后进行组装而已，这和大企业的产业领域完全不同。 　　环保型LED照明 　　未来照明市场将流行环保型LED照明。环保型LED照明没有水银、汞等有害物质，消耗电量比白炽灯低90%左右，寿命长达5万个小时。业界预测环保型LED照明将快速增长。今年全球市场将达到60亿美元，2013、2015年将分别达到138亿美元、260亿美元，但其缺点是价格较贵。 　　韩国政府计划到2020年，将全国LED照明普及率提升到60%，公共机关则提升到100%。据悉，去年韩国LED照明的普及率才只有2.5%而已，因此这对企业来说是一个良好机会。 　　三星、LG等企业已经将LED照明产业作为能够拉动公司经济发展的新动力，因此大企业和外国企业、中小企业间激烈的竞争将是不可避免的。",国际电力网,香港文汇报,香港文汇报,2011-07-12,"LED 照明市场 韩企"
324,"2017-09-18 05:09:08",海上风电市场广阔，设备商心忧恶性竞价,2011-07-12,"　　风电企业摩拳擦掌，开始备战海上风电的第二批招标。 　　“跟第一批特许权项目相比，这次招标不仅规模翻番，而且覆盖范围更广，将从江苏延伸至河北、山东、浙江甚至广东等地区。”中国水电工程顾问集团新能源处一位负责人告诉记者，他们正在组织各地进行项目申报，按照目前进度可能下半年发标，明年初开标。 　　从陆地风电大基地的疯狂扩张、到海上风电的群雄逐鹿，风电企业的选择自有道理：与陆地风电基地相比，海上风电未来将可以就近供应沿海城市，并网难题和长距离输送的技术问题或将更容易解决。 　　一个扎根于海上的新市场，能否成为风电企业的命运转折？ 　　设备商逐鹿“6.0”机组 　　第一批特许权项目招标仅是拉开了国内海上风电市场的序幕，在第二批海上风电特许权项目招标的推动下，国内海上风电争夺即将全面启动。 　　6月22日，在江苏南通召开的全国海上风电工作座谈会上，国家能源局副局长刘琦表示，国家能源局将于今年下半年启动第二批海上风电特许权项目的招标准备工作，总建设规模将在150万~200万千瓦之间。 　　在去年第一批海上风电特许权项目招标中，作为整机供应商，新疆金风科技股份有限公司以下简称“金风科技”获得江苏大丰20万千瓦项目。第二批招标启动在即，企业面对的，将是在单机容量、风场规模等方面的更高挑战。 　　“至少要比第一次中标多。”金风科技总工程师崔新维发出 “战前”宣言。 　　据了解，不同于去年第一批海上风电特许权项目单个20万～30万千瓦的开发规模，第二批单个项目规模或将达50万千瓦甚至更高，拉开国内海上风电规模化发展的序幕。 　　然而，与陆地风电基地相比，海上风电面临的首要难题是高额的成本。 　　“海上风电资源丰富、发电利用小时高等特性，决定了规模化发展才更具经济性。”江苏龙源海上风力发电项目筹建处副主任高宏飙告诉记者。 　　崔新维则对记者表示，跟陆上相比，在海上风电场建设总成本中，电网连接、安装和支撑结构等基础投资占比过高，因此海上机组大型化能够适当减少此类成本的投入，从而提高海上风电场的经济效益。据悉，风电机组约占海上风电场建设成本的45%。“风电机组大型化势在必行，6兆瓦机组将是未来海上风电的主流机型。”崔新维说。 　　据了解，目前包括维斯塔斯、西门子、GE等国外各大整机商都在进行6兆瓦机产品的布局，而根据相关研究显示，到2020年6兆瓦级产品的应用将占海上风机市场的50%。 　　“按照金风科技目前的开发计划，6兆瓦直驱永磁式风机的样机将于2012年上半年并网发电，2014年开始批量化生产。”崔新维说，金风科技已经做好了迎接50万甚至百万千瓦海上风电场挑战的准备。 　　挑战还不仅如此。 　　据了解，今年5月底，华锐风电已经率先推出可应用于海上、潮间带等不同风资源条件风场的6兆瓦风机，国电联合动力、上海电气、华仪电气等主要设备厂商也纷纷瞄准6兆瓦大功率风电机组研发。 　　国内风机“6.0兆瓦”时代正加速开启，而热情高涨的整机商要想在特许权项目招标中再下一城，要面对的是更加激烈的竞争形势。 　　“除了去年中标的华锐风电、金风科技和上海电气，国电联合动力、明阳风电等企业均推出了较为成熟的样机，开发商的选择也更多了，对设备企业而言，预计此次招标的竞争会更加激烈。”一位风电开发企业负责人如是对记者表示。 　　担心过低上网电价挤压盈利空间 　　激烈的竞争背后，是海上风电广阔的市场。 　　我国大陆海岸线长18000公里，可利用海域面积300多万平方公里，海上风能资源十分丰富。经初步评价，近海浅水海域风能资源可开发量约2亿千瓦。 　　正在制定的“十二五”能源规划和可再生能源规划，也明确了我国海上风电的发展目标。 “根据规划，到2020年建成海上风电3000万千瓦，几乎是未来几年风电市场的15%。”在崔新维看来，海上风电是风电技术的制高点，是企业必须要攻下的高地，而随着海上风电资源的进一步开发和技术的不断提升，海上风电或成为因并网受限而陷入低谷的风电行业转折点。 　　“海上风电不会像陆上风电一样因间歇性发电而扰乱当地电网，同时，海上风电开发集中在东部沿海经济发达的区域，可通过海底电缆直接到达这些用电中心区域，而电网承载能力强，也不会遭遇陆上风电正在经受的并网瓶颈。”在Frost &Sullivan 咨询公司能源与电力系统分析师曹寅看来，海上风电风速高、风资源持续稳定、发电量大等特点，正是其受到追捧的原因。 　　然而，即使面对着广阔的市场前景，海上风电的上网电价，仍让风电企业心存疑虑。 　　提起第一次海上风电特许权项目招标，多数参与企业仍心有余悸。2010年第一批海上风电特许权项目招标最低中标价为0.6235元/千瓦时，直逼陆上风电价格，而此前业内普遍认为，海上风电的合理价格应在0.9元/千瓦时以上 。 　　“2010年各企业的报价偏低，运营商若想要盈利十分困难。”一位参与第一次特许权项目竞标企业负责人对记者表示，与跟2010年相比，目前油价上涨导致施工成本增加，加息也导致企业财务成本大幅增加。“去年中标电价已经触底，针对这种市场情况，第二批项目竞标应该回归理性。” 　　业内人士呼吁，风电企业不应该通过恶性竞争来压低价格，从而吞噬整个行业的利润率。 　　“如果电价压得很低，上下游产业每个环节都会受到挤压，也就意味着大容量海上风机产业在刚刚起步、还需要大量投入的时候就要面临造价上的压力，很有可能会直接影响产品的可靠性。”金风科技战略与规划总监周彤如是表示。",国际电力网,中国经营报,中国经营报,2011-07-12,"海上风电 市场 设备商 竞价"
325,"2017-09-18 05:09:19","前5月全国电力需求增12% 高耗能行业拉动5.1个百分点",2011-07-08,"　　7月8日，据报道，国家能源局今天（8日）发布数据显示，今年前5个月，全社会用电量累计18545亿千瓦时，同比增长12%。 　　电力、钢铁、建材、有色、化工和石化等六大行业合计用电量8873亿千瓦时，约占全社会用电量的48%；同比增长10.5%，低于全社会用电增速1.5个百分点，分别低于三产、城乡居民生活用电增速4.5个、1.8个百分点，但对全社会用电增长的贡献率高达42.7%。即全国用电需求增长的12个百分点中，有5.1个百分点是六大高耗能行业拉动，分别为：1.3、1.5、1.2、0.5、0.5和0.1个百分点。三产和城乡居民生活合计拉动用电增长3个百分点（各自拉动1.5个百分点）。六大高耗能行业仍然是全社会用电增长的主要拉动力量。",国际电力网,中国广播网,冯雅,2011-07-08,"全国 电力需求 高耗能行业"
326,"2017-09-18 05:09:25",全国用电负荷创新高：气温因素大于经济因素,2011-07-08,"当前，各地的电力负荷正在创下纪录，但用电高峰尚未到来，随着气温逐步升高，各地电网用电负荷正在逐步创出新高。 据报道，河北秦皇岛港，装卸煤炭的码头一片忙碌。截至7月7日，该港口的煤炭库存达到750万吨。这比正常库存500万吨的标准高出太多。而这个数字，一度曾在2008年第三季度出现过，当时经济正深受金融危机影响而趋于减速。不过，眼前的库存数字并不意味着，中国燃烧的电厂对煤的渴求度正在降低。 “前一周港口出现了大雾，煤炭运不出去，耽误了时间，现在正加快抢运。”秦皇岛港口一位调度部门的人士说，“并不是电煤需求降低。” 据悉，近期秦皇岛煤炭日下水量突破80万吨，比正常量超出了20多万吨。 当前，各地的电力负荷正在创下纪录。7月4日，全国发电量达到142.96亿千瓦时，国家电网最大发电出力50099万千瓦，均创历史新高。 中央气象台于7月7日发布预警，江西、浙江、福建等地部分气温将达到37-38℃，提醒有关部门应注意防范因用电量过高，电线、变压器等电力设备负载大而引发事故。 国家统计局、国家能源局将分别在7月13日、15日左右，公布6月份发电和全社会用电数字。届时，经济和工业增加值增速是否加快导致用电增加，将可一见分晓。 用电负荷渐创新高 随着气温逐步升高，各地电网用电负荷正在逐步创出新高。 以江苏为例，7月7日白天的电网用电负荷超过6000万千瓦，这已经逼近去年的最高值。2010年7月1日，该省用电负荷达到5230万千瓦，已创下当时的历史纪录。 江苏省经济和信息化委员会电力处处长李瑾伟告诉记者，全省用电负荷最高峰还没有到来，目前只是对一些企业实行错峰用电，暂时还没有限电。今年全省火电装机尽管有多增加，但是即使全部开足马力也不够用电需要，“希望周边省市能伸手援助，让江苏能外购更多的电力。”他说。 据了解，目前江苏空调负荷用电达到2500万千瓦左右，占6000万千瓦用电负荷的1/3。此前江苏省电力公司预测，今年夏天最大统调缺口在1100万千瓦以上，缺口近16%。该公司总经理冯军表示，夏季温度超过35摄氏度以后，每上升1摄氏度，全省用电负荷将上升近300万千瓦。 照此预测，2011年江苏空调负荷将达到3000万千瓦，夏季全社会最高用电负荷将达7300万千瓦，增长14%；其中统调最高用电负荷为6900万千瓦，增长11%。在全国电力逐步开始进入迎峰度夏之时，江苏的情况是一个缩影。 7月4日，全国发电量达到142.96亿千瓦时，国家电网发电量110.63亿千瓦时，均创历史新高。 当日，华东电网统调用电负荷突破1.68亿千瓦，创历史新高；全天用电量超过34.6亿千瓦时。上海、江苏、浙江、安徽均采取了错避峰用电手段。 华中电网也慢慢进入用电高峰期。7月5日20时55分，华中电网所辖的湖北、湖南、重庆、河南、四川和江西六省市迎来今年首轮用电高峰，全网用电负荷达到11181.4万千瓦，创历史新高。 但用电最高峰仍未到来。赣西输电公司是江西输电、用电最大的公司。该公司人士欧阳玲告诉记者，目前赣西仍未实施限电措施，仅仅是让一些工业企业在晚上用电低峰时期用电。 目前的用电负荷增加，到底是经济加快引发，还是气温升高导致？ 记者了解到，当前各地的电煤需求仍很大。以江苏为例，目前煤炭库存在17天以上。但是江苏经济和信息化委员会电力处处长李瑾伟表示，江苏电力需求主要依赖火电，电煤需求仍很大。目前的火电也处于开足马力的生产状态。 实际全国目前的经济并未见到加快。5月份，全社会用电量3865亿千瓦时，同比增长10.8%。1-5月，全社会用电量累计18545亿千瓦时，同比增长12.0%。其中第二产业13907亿千瓦时，增长11.7%。 而5月份工业增加值增速为13.3%，比上个月回落了0.1个百分点，连续两个月回落。 国家统计局新闻发言人盛来运说，从去年6月份以来，中国规模以上工业增加值的增速基本上是在13%-14.8%的区间内运行。从实物量来看，5月份外钢材、铝材、水泥等产品生产产量都处在高位。“所以总的判断，工业实体经济仍然保持着比较好的平稳增长状态。” 湖南电网电力交易中心高级工程师欧阳永熙说，7月7日湖南气温有所降低，用电负荷眼看着就下降了100万千瓦，“所以夏季负荷增加，主要是气温高导致的空调负荷增加。”他说。",国际电力网,世华财讯,世华财讯,2011-07-08,"用电负荷 用电量 煤炭"
327,"2017-09-18 05:09:27",许继电气或将受益农村智能电网大改造,2011-07-07,"　　近日，国家电网对实施新一轮农村电网改造升级工作进行全面动员部署，农村电网升级改造在即。许继作为相关设备供应商，或将受益。 　　许继电气是我国电力设备行业的领袖企业:许继电气在电力装备方面技术积累深厚,业务全面,盖电网一二次设备、电力电子业务、轨道交通、新能源等多个领域,实际控制人为国家电网公司。 　　许继集团确定性资产注入,成就公司国内直流输电龙头地位:许继集团的直流输电业务包括换流阀、水冷装置、换流场、直流控制保护等产品,是国内唯一一家覆盖直流输电一二次设备的企业,未来集团公司的直流输电资产确定性注入上市公司,必将成就许继电气的直流输电龙头地位。 　　智能电网领域技术积累深厚,未来几年必将分享智能电网建设盛宴:上市公司智能电网业务包括数字化变电站、智能电表、配电自动化等多项产品,此外集团公司中的电动汽车充换电站、充电桩、充电机、风电变流器、光伏逆变器等业务在国内同行业中也名列前茅。""十二五""是智能电网的全面建设期,作为智能电网的领袖企业,许继电气必将分享智能电网建设的盛宴。 　　集团公司确定性资产注入,有力提升公司行业竞争力:2009年许继集团曾筹划过资产注入,但由于2010年实际控制人变为国家电网,需要重新统筹规划资产注入事项,以解决同业竞争和关联交易问题。我们认为许继集团资产注入上市公司是确定性事件,相关资产的注入,必将提升公司在智能电网以及其他领域的行业竞争力。 　　盈利预测及投资建议:保守估计,我们预测上市公司2011年、2012年的EPS分别为0.51元、0.72元;如果考虑原方案中的资产注入,公司2011、2012年的EPS分别为0.91元、1.23元。按照上市公司2011年50倍、2012年40倍的PE,我们认为公司的价值底限在25.5~28.8元之间。",国际电力网,中华工控网,中华工控网,2011-07-07,"许继电气 智能电网 农村电网"
328,"2017-09-18 05:09:34",我国LED产业存在产能过剩风险,2011-07-07,"　　我国目前有3000多家半导体照明（LED）企业，大多数都处于产业链下游；另一方面，全国的半导体照明产业化基地已多达13个，产业结构同质化、核心技术空心化等问题逐渐显现……在2011中国（上海）国际LED产业技术展暨论坛上，不少专家认为，和其他新能源产业相类似，我国LED产业在大干快上、高速发展的同时，一定程度上存在着产能过剩的风险。 　　上海半导体照明工程技术研究中心在会上发布的产业报告显示，2010年我国半导体照明产业规模达到1200亿元。根据高工LED产业研究所的统计数据，2010年中国LED产业签约计划投资额合计为2178.85亿元人民币，截至2010年底，新增项目已实际完成投资金额343.2亿元。 　　快速增长的投资数字固然喜人，但我国半导体照明行业存在的诸多弊端也令人担忧。全国3000多家LED企业，大部分处于封装和下游环节，在产业最关键的衬底材料技术、外延片生产核心设备方面，技术专利长期被国外企业垄断，导致技术上总比国外慢一拍。“技不如人”，只能在设备和技术上依赖进口，进而导致价格上没有明显优势。 　　更严重的是，面对国外企业咄咄逼人的态势，国内企业都是单打独斗。除了各种“产业基地”层出不穷，一些地方政府为促进当地企业转型，出台了不少针对LED企业的优惠政策，如设备补贴、税收优惠、本地示范工程优先考虑本地企业等。这些政策给国内其他区域企业跨地区整合兼并、开拓市场增加了阻力，使真正的强者无法做强。而对于一个成熟健康的产业来说，跨上下游、跨地区的产业整合必不可少，一个个散落在各地，“独霸一方”的畸形企业，对国内LED照明产业的发展有百害而无一利。",国际电力网,解放日报,章迪思,2011-07-07,"LED 半导体照明"
329,"2017-09-18 05:09:41","成本提升或推动重心上移 沪铝下半年走势看电力",2011-07-07,"　　从近来的CPI数据看，中国已进入通胀时代，后期通胀率仍将高企，年内加息在所难免。货币政策紧缩是今年铝价面临的不利因素。在此背景下，电解铝复产造成的产能过剩打压铝价，不过二季度以来铝材出口量的增加减缓了供需矛盾；而成本提升成为铝价上涨的主要动力。6月份工业用电价格上调使得成本上涨的预期部分兑现，但电力成本增加并未终结。今夏存在约3000 万千瓦的电力缺口，电力紧张对电解铝行业的影响会持续存在。在冶炼企业的限电形势明朗之前，铝价可能维持区间走势；若电力影响导致电解铝企业关停产，铝价则会有大的涨幅。 　　铝材出口量增加减缓供需矛盾 　　国内前5个月的电解铝产量分别是128.4万吨、130.4万吨、141.5万吨、146万吨、153.6万吨，国内产量再创新高说明前期的电力供应紧张局势还未影响到电解铝生产。二季度以来，国内铝材出口量猛增，这在一定程度上减缓了供需矛盾。第二季度，中国未锻造铝及铝材的出口量总计高达105万吨。就铝材出口量来看，2010年，我国的铝材月均出口量为18.11万吨；2011年3月份，铝材出口量达26万吨；2011年5月份，铝材出口更是达到了34万吨的高水平。而且，结合国内电解铝的产量来看，电解铝月度产量的增值基本能够被铝材出口量所抵消，这在一定程度上缓解了国内供需过剩的矛盾。 　　下游需求增速放缓 　　房地产和汽车行业是电解铝下游的两大行业，今年上半年它们都受政策影响，表现不佳。房地产行业遭受政策打压，表现为增速低位徘徊，下半年行业发展需要保障房建设的支撑。5月份房地产数据超市场预期，由于保障房给力，房市量价齐升。不过，从竣工面积与销售面积的比值来看，目前的房市供应仍满足不了需求。3月份竣销比为0.73，4月份为0.69， 5月为0.56，都处于历史相对低位。竣销比走低并维持在1以下，说明商品房供应速度慢于需求增长，不过，这一数据略好于2010年，后期供需矛盾的解决取决于保障性住房的建设。 　　2011年1—5月份的汽车销量为792.46 万辆，同比增长4.06%；其中乘用车销售602.8 万辆，同比增长6.14%；商用车销售188.82 万辆，同比增长-2.05%。今年销量、产量纷纷大幅下降主要是受前期优惠政策退出、油价上涨、部分城市治堵限购、日本地震等因素影响。而且从季节性因素看，历年的3月和6月都是汽车销售的低点，目前汽车销售淡季仍未过去。 　　电解铝成本上移 　　2011年上半年，国内煤炭价格持续走高，推高了电解铝成本。由于电荒等因素的影响，二季度国内动力煤价格涨幅远远高于国际动力煤价格，曾出现连涨14周的局面。5月份，国内多个地方电力供应紧张，一些省份不得不拉闸限电。近期，南方地区出现强降雨，水力发电有所增加，电力供需矛盾有所缓解。但是，今夏约3000万千瓦电力缺口的压力仍然不小，再考虑到日本核电事故后的电力空缺无疑要通过传统方式”煤电“来填补，预计今年下半年煤炭价格将在高位运行。目前看，国内煤炭价格的走高并没有影响到电解铝冶炼企业的正常生产，因此对铝价来说支撑作用远大于推动作用。 　　库存呈现下降态势 　　上期所铝库存自今年2月份以来持续下降，从42万吨左右的水平，下降到最近的27万吨。上期所库存的持续减少，反映出国内铝锭消费的旺盛，这点从社会库存的减少上也可以得到验证。通常来说，华东和华南地区是我国主要的铝消费地，其社会库存数量具有较好的参考意义。与交易所的去库存时间基本一致，两地社会库存的减少从2月下旬开始，社会库存量自90万吨减至50万吨以下。国内库存量的减少在一定程度上支撑了国内的现货价格。 　　上半年伦铝库存经历了先增后减过程，最近一个月库存才明显减少。5月份库存出现爆发性增长，最高达到471万吨，6月份后库存开始迅速滑落。但是，伦铝库存与沪铝价格的相对关系较为复杂，金融危机以来，伦铝库存与价格出现正向相关，库存的增加伴随着铝价的上涨，这主要与机构投资者的融资仓单有关，库存中有大半是融资仓单，真正能够对现货价格产生影响的库存量有限。当机构看好后市的铝价时会在伦铝库存建立融资仓单，表现为库存量的增加，因此库存量增加不会影响铝价上涨。反之，当库存量下降，也就是融资仓单投放市场的时候，铝价料会受到打压。 　　结论 　　下半年，沪铝走势主要参考其成本价格，成本提升有望推动沪铝重心逐步上移，但涨幅需考虑电力紧张对电解铝冶炼的实际影响。7、8月份，若电力紧张影响电解铝的冶炼，铝价可能会突破17500元，出现大幅上涨；若减停产没有出现，那么铝价可能在16800—17500元区间盘整，考虑到16700 —16800元是电价上调后的成本区间，长线多头可在此附近入场。",国际电力网,期货日报,期货日报,2011-07-07,"电力 铝价"
330,"2017-09-18 05:09:43",风电企业抢食“低风速”盛宴,2011-07-07,"日前，国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山、发展改革委能源研究所副所长李俊峰等风电权威人士公开表示，为突破并网瓶颈，在风电发展方面，国家在“十二五”期间将改“建设大基地、融入大电网”的模式为“集中＋分散”的方式，发展低风速风场，并鼓励分散接入电网。 据业内人士统计，目前全国范围内可利用的低风速资源面积约占全国风能资源区的６８％，且均接近电网负荷较大的地区。在“十二五”规划提出的１亿千瓦风电装机目标中，将有２０００万千瓦的份额属于低风速风电开发。 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，低风速风场开发目前尚处于萌芽状态，但随着陆上优质风资源圈占完毕，海上风资源竞争愈加激烈，未来各大电力集团必然会将目光投向低风速风场，这将是产业发展的趋势。 目前，一些运营商已经开始把目光聚焦在低风速发展上。国电龙源电力在安徽省滁州市建设的国内首个低风速风电项目——来安风电场，已于今年５月全部竣工。整个项目总投资额３０亿元，分四期建设，共装１．５兆瓦风电机组１３２台，总规模１９８兆瓦，年发电量预计达４亿千瓦时。 今年年初，国电集团在福建省云霄县青径风电场工程项目可行性研究报告获立项核准和风力开发权，也将建设低风速示范项目。项目总装机规模达４９．５兆瓦。 除国电系外，华电在湖南郴州地区也开始投资低风速风场。 紧随风电场开发步伐，风机制造企业开始采取行动。零部件方面，目前中材科技、中复联众、时代新材等机组叶片制造企业已研制出成品。金风科技、国电联合动力等整机制造企业均称，已有相应产品下线。而作为行业龙头，华锐风电在低风速技术研发和产能布局方面开始准备的更早。 “中国有很多三类四类风速的地区。”华锐风电高级副总裁陶刚在接受记者采访时表示，“华锐风电在和华能合作时，就根据当地的风资源情况，推出了叶片直径８２米的１．５兆瓦风机，而当时的１．５兆瓦机型的叶片一般是６７－７０米。技术改造的目的就是为了适应低风速风电开发的需要。” 今年３月，华锐风电与位于低风速地区的贵州毕节签订了风能开发协议。将在毕节投资建设集高原型风电机组研发、生产、销售、培训等为一体的现代化产业园——华锐风电贵州产业园。一个月后，华锐风电又与同处低风速区的山西临汾签订框架协议。协议签订后华锐风电将投资建设山西产业基地，并将会同地方政府一起对风能资源进行有效探测。 “合理而有效的开发低风速风能，将平衡现有风电发展格局，有助于行业更为健康、理性的发展。”陶刚表示，“对于风机制造企业来说，更重要的是技术领先、自主创新以及优质服务的竞争。华锐风电目前已具备开发研制符合国内各风况风电机组的技术储备，这将对低风速的发展提供有力支撑。”",国际电力网,新华网,罗宇凡,2011-07-07,"风电 低风速"
331,"2017-09-18 05:09:49","环渤海动力煤指数停涨 珠三角仍陷电力紧张",2011-07-06,"在持续上涨了3个月后，有国内动力煤价格标杆之称的环渤海动力煤价格日前终于停止上涨。然而，因缺煤而导致的缺电形势却并未因此缓解，工业重镇珠三角的用电紧张情况反而逐渐加剧；主管部门预计，广东省下季度电量缺口将达18亿千瓦时。 海运煤炭网上周末的数据显示，环渤海动力煤价格指数综合平均价为843元/吨，终于结束了此前长达14周的连续上涨态势。此前14周，该指数价格整体上涨76元/吨、涨幅9.91%。 环渤海动力煤指数综合了包括秦皇岛在内的环渤海区域的几大煤炭港口的价格。由发改委指定海运煤炭市场网发布。 海运煤炭网分析师告诉媒体，国内沿海动力煤价格三个多月来的首次持稳，体现出国内煤炭市场供需两侧均发出持稳的信号。 但与此同时，华南主要负荷中心珠三角地区的用电形势却难言“持稳”。据了解，该地区的电力紧张形势仍在蔓延加剧。 广东省经济和信息化委副主任李向明预计，今年7~9月迎峰度夏期间，广东统调负荷需求在7300万~7800万千瓦之间，电量需求约1305亿千瓦时，同比增长10.9%。受持续高温、电煤供应紧张、机组检修等因素影响，电力供应紧张局面将延续，预计最大电力缺口在600万千瓦左右，电量缺口约18亿千瓦时。 南方电监局一位人士告诉记者，目前广东已经开始有计划的拉闸限电，但随着用电的紧张，部分地区停电的次数正在增加。“现在一般一周要停电3天，有些地方甚至停4天，工厂的老板都说这样下去没法开工生产了。”该人士说。 另据报道，由于西电东送主通道长时间压极限运行，因此今年南方电网公司迎峰度夏期间，极端恶劣天气容易引发多重故障，严重威胁电网安全。为此，南方电网还组织了迎峰度夏保供电联合反事故演习。 南方电网公司一位内部人士表示，从贵州西电东送的电力一直是广东稳定电力供给之一，这部分电力目前约有1880万千瓦，已占到广东用电负荷的27.9%，基本达到三分之一。但由于今年贵州电煤严重短缺，造成该省输送到广东的电量大幅减少，从而直接影响到后者的电力供应保障。 他表示，由于广州港的国内煤炭大多在北方的秦皇岛港等北煤南运主要枢纽港转运，而目前正值夏季台风频发期，台风破坏力极强，造成运煤船舶纷纷选择在沿线各港避风，影响了南北航线的正常运输，使主要发煤港面临着大量压船、压煤现象，进而造成北煤南运大通道暂时堵塞，使下游电厂库存补充不及时，存煤减少，从而产生“煤荒”。",国际电力网,第一财经日报,李毅,2011-07-06,"电力 动力煤 煤价"
332,"2017-09-18 05:09:55","电煤三月来首次下跌 环渤海库存周环比增一成",2011-07-06,"　　华东沿江电厂煤价近三个月来首次下跌。记者5日从煤炭资源网获悉，6月下旬以来，华东沿江主要电厂煤炭价格出现整体性回落，最高跌幅达20元/吨。与此同时，截至7月4日的一周，环渤海湾四港(秦皇岛港、曹妃甸港、京唐港、天津港)煤炭库存量连续第四周上涨，已经增加至1595.6万吨，周环比增幅达10.53%。对此，业内人士指出，短期内电煤价格确有波动，但受旺季支撑，电煤价格不会大跌。 　　据悉，华东沿江电厂的上海石洞口二厂、南通华能、太仓华能三个电厂煤炭价格出现普遍回落。发热量5000大卡、5800大卡的大同煤接收价分别为800元/吨及930元/吨，每吨较下期均下跌10元；5500大卡发热量的接收价则环比下跌15元/吨至895元/吨，跌幅1.65%。 　　此外，江阴夏港电厂、扬州二电厂发热量5000、5500大卡蒙煤的接收价均下跌10元/吨，维持在805元/吨及905元/吨的价格水平。上海石洞口一厂、天生港电厂煤炭价格下跌幅度较大，其接收的5000、5500大卡贫瘦煤分别报收770元/吨及820元/吨，均较上期下跌20元/吨。 　　“华东沿江地区主要电厂接收煤价出现了自3月下旬以来的首次下跌，而全国主要电厂煤炭库存的走高以及华东地区电厂库存的攀升，对于当地煤炭市场供需保持稳定起着积极作用。同时，大范围的降雨增加了水力出电，使得煤炭需求明显减弱，煤炭价格相应下滑。”业内人士说。 　　据统计，截至6月27日，华东沿江电厂存煤为210万吨，较上周出现7万吨的小幅回落，但仍处于该地区200万吨以上的库存高位水平，电厂并不缺煤。 　　数据显示，6月中旬全国主要发电企业的煤炭库存继续增加到6460多万吨，库存可用天数也达到了接近18天的较高水平，导致电力企业对市场动力煤的采购意愿持续降低。 　　记者了解到，环渤海湾四港煤炭库存量已连续四周上涨。截至7月4日，环渤煤炭库存量由上周的1443.5万吨，增加至1595.6万吨，与上周相比增加152.1万吨，增幅达10.53%。 　　但业内人士指出，受旺季支撑，电煤价格不会大跌，短期内电煤价格维持高位波动的可能性较大。",国际电力网,上海证券报,于祥明,2011-07-06,"电煤 电厂 煤价"
333,"2017-09-18 05:09:57","农村电网改造升级 电力设备制造厂商将分约1300亿元蛋糕",2011-07-06,"　　国务院总理温家宝5日主持召开国务院常务会议，决定实施新一轮农村电网改造升级工程。 　　会议提出，必须按照统一规划、分步实施，因地制宜、突出重点，经济合理、先进适用，深化改革、加强管理的原则，实施新一轮农村电网改造升级工程。在""十二五""期间，使全国农村电网普遍得到改造，农村居民生活用电得到较好保障，农业生产用电问题基本解决，基本建成安全可靠、节能环保、技术先进、管理规范的新型农村电网。 　　为此，一要按照新的建设标准和要求对未改造地区的农村电网进行全面改造。二要对已进行改造但仍存在供电能力不足、供电可靠性较低问题的农村电网，实施升级改造。三要因地制宜地对粮食主产区农田灌溉、农村经济作物和农副产品加工、畜禽水产养殖等供电设施进行改造，满足农业生产用电需要。四要按照统筹城乡发展要求，在实现城乡居民用电同网同价基础上，实现城乡各类用电同网同价，进一步减轻农村用电负担。五要深化农村电力体制改革，全面取消县级电网企业""代管体制""，建立有利于促进农村电力健康发展的体制机制。六要加大资金支持力度。中西部地区农村电网改造升级工程项目资本金主要由中央安排。继续执行每千瓦时电量加收2分钱的政策，专项用于农村电网建设与改造升级工程贷款的还本付息。 　　实施农网改造无疑将给电力设备行业带来喜讯。在去年7月召开的全国农网改造升级工作会议上，国家能源局局长张国宝曾透露，为期3年的新一轮农网升级改造预计投资规模不少于2000亿元。国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山表示，这2000亿元的投资约有2/3(1300亿左右)会用于购买输变电设备，包括变压器、电线、电缆、铁塔、电杆等。",国际电力网,价值中国网,李敏,2011-07-06,"农网改造 电力设备"
334,"2017-09-18 05:10:03",光伏发电要避免未盛而衰的命运,2011-07-06,"　　中国年内新增光伏发电装机容量将超过100万千瓦——中国可再生能源学会副理事长孟宪淦日前表态，预示着中国光伏市场终获启动。 　　但同时，尽管目前中国光伏发电市场已经启动，未来将有很大发展；但毕竟光伏发电市场尚处于“幼年”，在装机规模和应用市场上远不及同属新能源的核电与风电，因此未来发展壮大后，难免与今天的风电一样遭遇并网难、电价高以及核心技术受掣肘等一系列困扰。 　　核心部件仍需进口 　　“原材料依赖外国进口、产品依赖外国市场”，这一“两头在外”的困境令中国光伏发电行业承受了多年的煎熬。尽管有出口顺畅的得意，但也有市场冷淡的困窘，依赖国外终究不是长久之策。 　　然而，经过近几年的发展，中国光伏产业“两头在外”的状况已得到根本改观。阿特斯太阳能光电有限公司(CSIQ. NASDAQ，下称“阿特斯阳光电力”)CEO瞿晓铧认为，光伏产业的原材料多晶硅已转移至国内，预计有超过国内需求一半的原材料将由国内生产，而且大量产能会陆续释放。 　　在瞿晓铧看来，中国的光伏产业链已非常完备，从多晶硅原料到光伏系统安装，以及玻璃板、封膜等配件，中国都已占据世界优势。因此，中国无疑将成为多晶硅的主要供应地。 　　同时，随着国内光伏市场的启动，中国对外国市场的依赖也将逐步减弱。 　　然而，中投顾问能源行业首席研究员姜谦则告诉《第一财经日报》记者，由于科技水平制约，中国至今尚无法自主生产太阳能光伏产业的核心器件——高纯度多晶硅，只能依靠进口，使产业链的上游这一头也在外。面对国外传统七大厂商为首的晶体硅材料供应商，中国议价能力很低。这种现状又导致了我国光伏产业成本居高不下。 　　因此，即使解决了原料与市场的问题，核心技术的缺失仍使中国无法摆脱对国外的依赖。而且，随着未来国内市场规模的日益扩大，这一问题将更加凸显。 　　并网、电价问题或将凸显 　　随着国内光伏市场的启动与规模的逐渐扩大，与风电相同的并网难问题也同样会显露。 　　尽管政策规定，电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内，可再生能源并网发电项目的上网电量。而事实上，光伏发电也存在并网难问题。 　　国家电网公司能源研究院副总经济师白建华向本报表示，目前宁夏等地的光伏发电装机规模增长迅速，国家电网采取与风电相同的并网方法，即与当地火电打捆输送。但令白建华头疼的是，光伏发电的电流比风电更加不稳定，“云彩时隐时现，阳光也是时有时无，非常不稳定，存在很大的并网难度。”白建华告诉记者。 　　江西电力公司高级工程师彭莉萍也表示，太阳能光伏发电属于调节能力差的能源，昼夜变化、气象条件变化以及季节的变化均会对发电产生影响，由于光伏并网发电系统不具备调峰和调频能力，它的接入对电网接纳能力提出了更高要求。 　　另一方面，光伏电站的建设也与电网建设规划脱节。白建华告诉本报，前些年风电快速发展时，各地在上风电项目时只考虑当地的资源情况，而没有关注消纳市场，使得风电建设缺乏与电网建设的协调。有些地方即使接进了电网，也出现了有电送不出去的尴尬局面。 　　然而，今天的光伏发电很不幸地上演了“昨日重现”。白建华表示，光伏产业发展太快，而与电网的互动和协调又很不够，使得新增负荷很不清晰，导致电网的规划和建设处于非常被动的局面。 　　光伏发电将面临的另一大问题是上网电价的问题。同样与风电惊人相似的是，光伏发电也是在众多央企争相压价、跑马圈地的喧嚣中发展起来的，每次竞标胜出者的开价之低总令同行们倒抽口凉气。 　　孟宪淦表示，如果上网电价能反映出合理成本加合理利润，则投资者必然踊跃；但如果利润很低，愿意以赔本的代价换来入场券的央企们也无法做到持久。 　　“价格太低，国有企业拥有特殊的资源可以做，但民营企业不行。”尚德电力董事长兼CEO施正荣称，虽然低价竞标280MW的光伏项目可能是表面亏，深层次获利，但“民营企业没有这样的获利能力”。 　　据了解，目前随着欧洲光伏发电市场的复苏，中国光伏发电业界除机会外也感到巨大压力。意大利政府目前已经通过法案，从2017年开始将不再对光伏发电予以财政补贴，届时光伏发电将完全能够按照市场机制来平价上网，与火力发电等企业竞争。同样，德国2010年的光伏发电装机即新增1800万千瓦，而去年全球新增的光伏发电装机也仅有4000万千瓦。 　　“意大利的做法也给中国提出了很紧迫的任务，因为只剩下6年了，”孟宪淦说，“作为一个光伏制造大国来说，只做不用的状况不能再延续下去了。” 　　难逃“风电第二”的命运？ 　　尽管光伏发电进入发展快车道，但导致当年风电盛极而衰的一系列问题，在今天光伏发电的起步之初，就已经开始显露出了苗头。光伏发电是否会像风力发电一样，在经历一段高速发展滞后就掉头直下，迅速转衰？ 　　孟宪淦表示，风电去年并网的装机容量是3108万千瓦，而光伏发电并网才20多万千瓦，规模相差太远，很多问题要在上规模后才能显露出来，市场启动后这些问题都会碰到，因此要未雨绸缪。 　　中国电监会统计数字显示，2010年，水电发电量为4013亿度，占总发电量的19.5%；核电发电量为768亿度，占总量的1.8%；风电发了481亿度电，占总量的0.99%；而太阳能发电量则只有7216万度，占总发电量的六万分之一。 　　而去年水电的平均上网电价为0.247元/度，核电为0.43元/度，风电为0.46元/度，而光伏发电平均上网电价则为1.17元/度。对比之下，光伏发电价格高、规模小的劣势显而易见。 　　因此，他指出，尽管目前光伏发电正在复制风电当年的种种失误，但目前国内光伏发电市场虽然启动，大规模应用毕竟尚未展开，因此急需提前布局，为光伏发电实现并网铺路。",国际电力网,第一财经日报,李毅,2011-07-06,"光伏发电 上网电价"
335,"2017-09-18 05:10:08","缓解电煤紧张 多地筹建煤炭储备基地",2011-07-06,"今年初的淡季“电荒”，将煤电矛盾推向了一个高峰。合同电煤的低履约，伴随着市场煤价的飞涨，电煤成了炙手可热的紧俏资源。 尽管在国家有关部门的协调之下，电煤供应逐渐跟上，煤电矛盾暂时得以缓解，但在结构性“电荒”不断加剧的背景下，为了满足本地的电煤需求，各地开始谋划自建煤炭储备基地。 不过，针对这一波地方储煤热，分析人士指出，地方大规模上马电煤储备项目，存在相关企业借机圈地的可能，而鉴于电煤储备是动态的，有限的地方储备量不可能对电煤整体价格造成影响。 地方电煤储备遍地开花 重庆市政府和能源集团6月30日前储备电煤100万吨的任务提前完成。 截至6月29日，重庆市电煤储运集团有限公司（原长江电煤公司，以下简称煤储集团）顺利实现电煤储备101.72万吨。 据了解，受重庆市内煤矿整合减产、周边省市煤炭封关等因素影响，今年重庆电煤缺口高达1000万吨，预计到2015年将达3300万吨。为此，重庆市市长黄奇帆指出，以能源集团下属的长江电煤公司为基础，组建一个大型的电煤储运公司，实施“引煤入渝”，于6月30日前储备电煤100万吨。 记者从煤储集团了解到，通过多次市场调研，重庆港务集团猫儿沱港、奉节梅溪河码头和涪陵乌江码头，被确定为三大市级电煤储运基地，通过从市内各区县、周边的川黔滇、西北的陕甘宁和秦皇岛集散地等收储电煤入渝。 煤储集团正常运转后，将实现每年组织500万吨电煤入渝的任务。 中投顾问能源行业研究员宋智晨表示，近年来我国对于建设煤炭应急储备体系的重视程度在不断提高，特别是在经历了2008年年初的大雪灾之后，其重要性就更加突出。 2011年以来，我国的煤炭储备基地建设正在启动之中，北京、山西、山东、湖北、江苏、安徽、辽宁等地纷纷提出了建设煤炭战略储备基地的规划，部分煤炭储备基地项目已开工建设和已建成投入运营。 据悉，山东省规划到2015年建成6~8个省级煤炭应急储备基地，煤炭应急储备规模在600万吨以上。2008年以来，山东规划建设了龙口等4个煤炭应急储备基地，对提高省内煤炭供应保障能力发挥了积极作用。 而去年底，中电投河南分公司已与三门峡市政府签订合作框架协议，计划投资50亿元，在三门峡建设千万吨级煤炭储备基地。 业内人士表示，并非所有地区都适合、都有必要建设煤炭储备基地。煤炭储备基地建设应在全国范围内统筹安排，综合考虑区位、资源、运输、市场、进口等相关因素，合理布局。 厦门大学能源研究中心主任林伯强在接受记者采访时表示，地方电煤储备大规模上马，存在承建企业套取地方优惠政策、圈地等可能性，单一煤炭储备不可能解决当前电煤供应紧张的局面。 难以左右电煤价格走势 根据国家发改委今年4月出台的《关于下达2011年第一批国家煤炭应急储备计划的通知》，国家第一批应急煤炭储备点共确定10家大型煤炭、电力企业和8个港口企业。 国家发改委产业发展研究所研究员李金峰认为，建设国家级煤炭储备，对于应急调价下的市场供应和价格稳定都具有积极作用，不但可以提高我国的能源安全保障水平，而且还能够稳定市场、化解区域突发性供需矛盾。 针对电煤供需矛盾和煤价飞涨的局面，日前法国电力集团提出，将在厦门建立电煤交易期货中心，计划年交易期货煤6000万吨。 “参与期货市场的动力很欠缺，估计期货市场的运行很困难。对整体缓解供需矛盾的目的估计也起不到作用。”西南证券煤炭行业分析人士向记者表示。 上述分析人士同时指出，不管是地方储备还是电煤期货，电煤的储备不可能是长期的，因为它有自己的标准库存周期。所以，储备电煤还要考虑其经济性和效用能否达到。 同时，综合考察各地区已发布的煤炭储备基地建设规划，储备基地规模动辄1000万吨、2000万吨，甚至5000万吨，令人振奋，也令人担心。储备规模似乎成为一项评价储备基地优劣的重要指标。 林伯强对目前这种应急储备体系并不看好。他表示，“首先，作为国家储备，想要达到应急目的不太可能，因为电煤的储备是动态的，当前最应该解决的是电煤能否运入的问题。其次，从遏制电煤价格层面上讲，地方储备量占电煤需求总量的比例很小，对整体价格几乎没有影响。”",国际电力网,每日经济新闻,"彭斐 杨芮",2011-07-06,"电煤 煤炭"
336,"2017-09-18 05:10:18","电企渗透产业上游 内蒙煤改或致煤电同台竞逐",2011-07-05,"　　内蒙古自治区日前下发《内蒙古自治区煤炭企业兼并重组工作方案》（下称《方案》），提出到2013年底，通过兼并重组，全自治区煤炭企业将从现有的353家减少到80至100家。但在重组主体的确定上，则规定生产规模在120万吨以上的煤炭生产企业即可入围重组。因此有业界专家认为，随着电力企业在内蒙的加速布局与快速崛起，将呈现出与煤企同台竞逐之势。 　　据了解，目前多家央企国企已经提前在内蒙古部署多个能源项目，及早抢占先机。6月30日，中国华电集团公司内蒙古蒙泰不连沟煤矿刚刚在鄂尔多斯市竣工投产，这是我国电力企业自主开发建设的第一座千万吨级特大型煤矿。4月9日，中国大唐集团公司也与内蒙古自治区人民政府签订战略合作框架协议。 　　而今年1月，国家能源局还批准了《内蒙古上海庙能源化工基地开发总体规划》，国电双维内蒙古上海庙能源有限公司将重点开发内蒙古上海庙煤电一体化一期工程（2×1000MW机组）项目。而该公司是国电电力发展股份有限公司与中国双维投资公司的合资子公司。 　　另据了解，早在2009年，不少电力企业为摆脱掣肘，已开始自行收购煤矿从而进入上游市场布局。目前五大发电集团都已经在内蒙古开发了大量的煤矿，势头丝毫不弱于中国神华、中煤能源等央企。 　　中国国电集团公司控股的内蒙古平庄能源股份有限公司一位人士表示，平庄能源主要业务为开发内蒙古的煤矿资源，而目前开发的煤炭量远不能满足集团的需求，还应加大开发力度。 　　而国电集团总经理朱永芃在一届三次职工代表大会上也提出，到2015年，公司相关产业营业收入将达到1500亿元；煤炭战略布局基本完成，控参股煤炭产量达1亿吨/年，商业储煤达到较高水平。 　　中央财经大学中国煤炭经济研究中心教授邢雷在接受采访时表示，由于内蒙古自治区直属的煤炭企业较少、较小，因此内蒙古煤炭在开发之初的政策就是资金充沛者即可入围，从而使实力雄厚的五大电力得以较早进入内蒙古采煤。而上述平庄煤业人士也告诉本报，除新疆外，在蒙陕甘宁“能源金三角”中，五大发电集团在内蒙古的布局属于又早又多。 　　据了解，五大发电集团大都采取直接开发与参股投资并举的方式控制上游煤炭资源。以国电集团为例，该集团仅在内蒙古即设有直接进行煤炭开发的平庄能源以及从事煤炭投资的内蒙古国电能源投资有限公司，甚至还包括从事下游煤化工的国电内蒙古能源有限公司。 　　但早已进入内蒙古圈地开发的煤炭央企对五大发电集团参与煤炭重组却并不看好。某大型煤炭央企高管向记者表示，电力企业并不适宜直接参与煤矿的开采，而更适合依靠资本纽带的方式参股煤矿。“开采是煤炭企业的老本行，我们已经有了很多年的成熟经验，电力企业毕竟是外行，现在五大发电集团都在内到处招聘矿长和技术人员，因为自身没有这样的人才和经验储备，招到的这些人往往都是从煤炭企业挖来的。”该高管告诉本报。 　　他同时表示，目前内蒙的煤企与电企基本没有合作；且电力企业目前开采的煤矿虽多，毕竟产量有限，尚无法满足自身需求，因此对煤企的影响并不大。 　　中国煤炭运销协会资深专家李朝林在接受采访时也表示，尽管目前五大发电集团均致力于打造一体化公司、向产业链上游进军的发展战略，但鉴于政府允许其他行业进入煤炭产业，长远来说发电集团在此领域可能后来居上，但目前无论从规模还是质量上都还有一定距离。据了解，五大发电集团目前在上游煤炭产业所拥有的产量仅能满足其全部需求的10%左右，且中、低质煤居多，好煤有限。 　　邢雷也表示，煤企和电企双方在竞逐煤炭资源过程中，完全可以采取煤炭企业出钱出技术，电力企业出资金的方式合作，也可以在股本上采取各占50%的方法，形成利益共同体。",国际电力网,第一财经日报,李毅,2011-07-05,"煤炭 电企 煤电"
337,"2017-09-18 05:10:24","智能电网蓄势待发 欲进驻拉美市场",2011-07-05,"智能电网在为进驻拉美地区而蓄势待发，其目的不仅是要通过有效的需求管理来实现能源效率的最大化，还要实现对可再生能源的大规模应用。根据相关数据统计，南方共同市场的GDP每增加1美元，都需要价值1美分的电力成本，而这1美分的成本大部分并非是由于发电或输配电过程的维护工作而产生的。因此，对于电网智能管理的需求就显得十分重要了。 在需求管理方面，南美洲地区呈现出很大的商机。采用电力公司提供的智能电网新技术进行网络升级，将会为许多客户带来积极的影响和效益。Tel-Co咨询公司认为，在南方共同市场应用智能电网升级网络将首先需要配备智能电表和通讯网络，此设施的投资金额约为250美元/住宅用户。目前，思科、IBM、ITRON、埃哲森、甲骨文以及西门子等跨国公司均纷纷瞄准拉美市场上的商机：一个价值约300亿美元且几乎尚未开发的智能电网潜力市场，在这个市场上他们可以销售设备、软件以及核心技术(knowhow)。 据巴西电力分销商协会透露，最大力度的投资将会落在巴西的电力配送部门，而部署智能电网的投资就将超过200亿美元。与此同时，主要的服务企业也在研究智能电网的解决方案，职能部门正在就新的调控框架进行商讨。基于智能电网的优势，预计由于远距离传输而在电网上造成的损失(当前巴西的远距离传输电能损失在18%左右)将降低一半。另一方面，Electrobras集团则希望通过“帕林廷斯(Parintins)计划”，研究出能够将位于帕林廷斯岛上的电网转化成为100%智能系统的简化手段。 此外，意大利国家电力公司(Enel)通过其附属公司——西班牙电力公司(Endesa)在巴西为安装远程通信智能电表推出了一项试验项目，以此迈出了进驻拉美智能电网领域的步伐。意大利国家电力公司是全球第一家引进对电力需求实施远程管理技术的电力公司。目前，该公司在意大利已经安装了约3000万部智能电表，通过智能电表帮助用户管理各自的电能消费，特别是在用电高峰期，能够起到稳定电力系统的作用。 国内智能电表企业的技术能力虽与国外的有差距，然而瞄准市场需求，生产最符合市场需求的产品才是最关键的，最先进的或许并非最适合的。国内智能电表企业想要分食此“大蛋糕”就要努力了。",国际电力网,机电商情网,机电商情网,2011-07-05,智能电网
338,"2017-09-18 05:10:26",风电产业将采取"集中式+分布式"并重的发展战略,2011-07-05,"　　国家发改委能源研究所副所长李俊峰日前公开表示，""十二五""期间可再生能源产业发展策略将有所调整，风电产业以往""建设大基地，融入大电网""的战略，将被""集中式+分布式""并重的发展战略所取代。未来中国将在沿海等电力负荷较大的地区建立一批分布式风电基地。 　　 　　对国家主管部门及行业协会的调查中了解到，风电行业强调在负荷中心分布式发展，主因并非分担当地用电负荷，而是绕开电网桎梏。因此，并网方便、上网电价高的东南沿海成为企业首选。 　　 　　""类似的政策其实早已提出了。""李俊峰在接受记者采访时说，""在浙江、湖南、广东、安徽、湖南等省份，风电企业早已开发很多项目了，它们的市场嗅觉要比主管部门敏锐得多。"" 　　 　　目前上海、江苏和浙江等地的海上风电规划已在推进。上海市已规划了8个风电基地，2015年有望实现三个项目。 　　 　　另外，国家于2010年正式推出了4个位于江苏、总计100万千瓦的特许权招标项目，多家风电运营商中标，且上述项目可行性研究报告目前已通过审查。 　　 　　国家能源局权威人士在接受采访时称，由于现在风电基地在消纳和外送方面都比较困难，因此国家支持安徽、河南等没有风电基地的地区加快发展。随着低风速风机等一系列新技术的发展，上述不具备发展条件的地区现在也可开发风电场。 　　 　　他同时指出，包括海上风电场在内的上述风电场仅处于起步阶段，没有20~30年的时间，不会对分担当地用电负荷起到任何作用。因此，风电企业目前主要出于市场驱动在负荷中心附近布局。 　　 　　""因为大基地融于大电网并不顺利，当地的电网要5~10年才能跟上风电的发展速度，当前的内蒙古等大基地当然还可增加装机，但不可能保持原来的快速增长了。""该人士说，""风电企业在东南沿海那些无需新建电网的地方发展，上网电价较高，企业有盈利空间。"" 　　 　　据了解，国家发改委在2009年发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》。《通知》公布了按风力资源从优到劣划分的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类风力资源区的具体地域。根据这一划分，拥有优质风力资源的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类地区主要位于西北、华北和东北地区，但上网电价仅为0.51元/度到0.58元/度。而Ⅳ类资源区为除Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区以外的其他地区，上网电价为0.61元/度。 　　 　　因此，某国内风电开发龙头企业的高层直截了当地对记者说：""企业要绕开电网发展，我们需要安全、稳定的电网，需要不受电网的制约。""但国家电网公司能源研究院副总工程师周原冰却认为风电政策前后改变并不大，此次仅限于""微调""。他表示，八大千万千瓦级风电基地的发展仍然十分重要，因此电网公司也无需为此做出调整。 　　 　　中国可再生能源学会风能专业委员会副理事长施鹏飞告诉记者，根据国家电监会发布的2010年上半年弃风数据，由于电网问题及消纳问题而不能收购的电量有27亿度，占上半年用电量的十分之一。因此，尽管Ⅳ类资源区不属优质资源，但由于风机成本普遍下降，且低风速机组已成功开发，企业要做的就是去实地测风速并开发项目。",国际电力网,百方网,百方网,2011-07-05,风电
339,"2017-09-18 05:10:29",美媒：电动汽车在中国推广难,2011-07-05,"　　美国《纽约时报》7月3日文章，原题：电动汽车在中国的销售仍然很难　从大多数报道来看，深圳推行的电动出租车试点项目也许会取得成功。而该项目可能会在中国其他城市被效仿，凸显出中国到2015年会使至少50万辆电动汽车和混合动力汽车上路的雄心壮志。 　　中国是世界上最大的温室气体排放国。而作为世界上最大的和增长速度最快的汽车市场，中国的“碳足迹”只会进一步增加。为增强中国的能源安全，北京已经宣布把电动汽车作为一项优先任务。今后10年每年给该产业的专项拨款有15亿美元，期望这样能使该国转变为清洁汽车首屈一指的生产国。 　　然而，即使得到政府的扶持和提起电动汽车消费者的兴趣，如果电动汽车想获得更大程度的接受和广泛的使用，挑战仍然存在。中国政府在2009年选择深圳等12座城市作为试点，引导社会向绿色车辆转变。深圳和杭州是试图成立电动出租车公司的仅有的两座城市。但是对于电动出租车公司来说，这项试点项目的障碍显而易见。充电站数量极少，相距非常远，汽车续航能力不足，相应的维修店很难找到，而且汽车售价高。即使获得政府的大力资助，深圳一辆电动出租车的成本还是比通常在深圳街道上跑的桑塔纳汽车高出80%。在杭州，类似的绿色试点项目也蹒跚不前。在一辆电动出租车着火后，杭州全部30辆电动出租车在4月全部中止运营，直到6月才恢复。 　　尽管北京去年开始在一些城市提供购车补贴，但是普通消费者仍然没有大量购买绿色汽车。举个例子来说，在整个上海——人口超过2000万的大都市，只有10辆注册登记的电动汽车。这一数字在杭州也只刚刚超过25辆。 　　“消费者不太关心政府的利益，”协同共进公司总裁罗威说，“他们更关心售价和拥有一辆电动汽车真正实用性的一面。他们可不会为了拯救地球而购买电动汽车，只有当电动汽车能为他们省钱时，他们才会购买。”",国际电力网,环球时报,"陈一 译",2011-07-05,电动汽车
340,"2017-09-18 05:10:31",逐步提高电价是缓解“电荒”的重要手段,2011-07-05,"　　今年以来，“电荒”时间提前，波及面广，对企业生产和居民生活均产生了一定影响。如不及时提高电价，随着夏季用电高峰的来临，电力供应短缺的局面将进一步恶化。 　　电价扭曲是当前“电荒”的根本原因 　　近期湖南、湖北、江西、浙江等十余省市出现了程度不同的电力短缺和拉闸限电。在用电淡季出现“电荒”的原因是多方面的。从电力需求看，今年以来用电负荷增长较快。一季度电力消费同比增长12.72%，较去年四季度加快7.3个百分点。从电力供应看，部分水电大省来水偏枯影响了水力发电的正常运转。一季度水力发电同比增长26%，剔除上年西南干旱造成的低基数影响后，实际仅增长8.2%。但是，在众多因素中电价扭曲是当前“电荒”的根本原因。 　　首先，低电价导致发电企业亏损面扩大，设备利用率降低。在电价严格管制并总体保持稳定的情况下，年初以来煤炭和原油价格大幅上涨，发电企业亏损面扩大。今年3月份，电力行业亏损企业2775家，亏损面由去年11月份的25.7%提高到40.3%。其中，568家火力发电企业出现亏损，亏损面由2009年12月份的33.8%提升至48.5%。总体看，电力行业盈利状况处于近五年来的最低点。多数电力企业面临“发电越多亏损越多”的困境，生产积极性下降，设备利用率处于较低水平。今年一季度，发电设备平均利用1135小时，比电力需求旺盛的2006年同期低116小时。其中火力发电利用1292小时，也显著低于 2006年的水平。 　　其次，低电价助长高耗能行业快速扩张。在一季度用电负荷增长中，工业用电贡献了8.79个百分点，占全部用电增长的70%以上。其中，钢铁、建材、化工、机械、有色等重化工行业对全社会用电量增长贡献了7.3个百分点，占全部用电增长的57%。重化工业用电快速扩张，除了“十二五”初期大量投资项目开工建设外，长期低电价实际上形成了对高耗能行业的补贴，助长了这些行业的过度扩张和电力需求的快速增长。以化学原料及化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼及压延加工业和有色金属冶炼及压延加工业为例，四个行业用电总量占全社会用电量的比例，从2001年的27.3%攀升至2009年的31.4%。 　　第三，低电价导致电力投资不足。低电价对电力行业盈利能力的损害，直接影响到投资积极性和发电能力的合理增长。2008年以来，发电能力的增速已连续三年维持在10%左右的较低水平，其中火力发电能力增速仅8%左右。2010年电力行业完成投资11869亿元，同比增长7.1%，其中火力装机容量同比增长8.5%，增幅低于高峰年份2006年15个百分点。剔除金融危机的影响后，近五年来电力消费平均增速达到13%以上。电源建设投资不足，难以适应电力需求的快速增长，供求缺口不断加大。考虑到电源建设周期较长，目前已出现的“电荒”局面将延续较长时期。 　　逐步提高电价是缓解 “电荒”的重要手段 　　随着三季度工业、服务业和居民用电高峰的来到，全社会电力消费将比目前增长15%-20%，超过1.3万亿千瓦时。在电力价格持续扭曲、发电企业亏损状况不能及时改善、水力发电的来水状况不佳的情况下，电力供求矛盾将进一步突出，并对国民经济正常运行产生不利影响。为有效缓解电力供应紧张局面，逐步提高电价，增强发电企业积极性，已成为当务之急。 　　据2007年投入产出表测算，在电力行业的能源成本中，煤炭占2/3，成品油占约1/3；在全部外购成本中，两者分别占30%和15%。利用投入产出价格影响模型测算，在煤炭和成品油价格分别上涨10%的情况下，考虑直接影响和间接影响两个方面，电价需分别提高1.8%和1%，才能完全转嫁能源成本上涨的压力。2007年以来，煤炭和成品油价格分别累计上涨65%和34%，电力价格需要提高接近15%。仅考虑煤炭和成品油价格上涨对电力行业的直接影响，电价上调幅度需要超过8%。但2007年以来电价上涨幅度仅为2%，与前述两种情况的合理上涨幅度之间分别形成12%和6%的电价缺口。 　　能源价格上涨直接传导形成的6%的电价缺口，将导致电力企业毛利率出现负值，是影响当前发电企业积极性最为突出的问题。因此，设定6%为近期电力价格调整的合理水平，具有现实的紧迫性。在此基础上，能源价格上涨的间接影响所叠加的另外6%的涨幅，则对电力企业中长期电源建设积极性产生影响，应成为中长期电力价格调整目标的参考水平。考虑到当前通胀压力较大等现实约束和居民、企业的承受能力，建议将年内电价调升的目标定为5%，并将今后两年电价调升目标设定为10%。在煤炭和成品油价格大幅提升的背景下，上述目标还应酌情适当上调。 　　为赢得更多时间应对夏季用电高峰的到来，建议尽快开展调价工作。在对“电荒”的担忧不断扩散和用电高峰即将到来之时调价，可以较好地被电力用户接受，也向社会传达明确的电价上调信号，鼓励各方面提前作出节约用电准备。7月份开始，可以根据电力短缺程度的变化，适当加大调价幅度和频率，争取在三季度完成主要的调价目标。 　　从顺利推进调价措施的现实需要看，居民电价以目前已被多数地区广为采用的阶梯电价为主。在居民基本用电价格总体不变的基础上，进一步细分用电量级别，适度提高超量用电的电价水平，从而在保障低收入群体基本用电消费的同时，增加高用电居民户的电力消费成本，促进节约用电。工业电价上调应在已经形成的差别电价格局基础上，以基准电价的系统调升为主要方式，不宜叠加新的差别电价政策，避免对不同行业电力成本的人为干扰，加大调价政策实施难度。 　　不宜高估电价调升对当前通胀的影响 　　按照10%的电价上调幅度测算，CPI将因此上涨0.8个百分点。其中，直接影响0.25个百分点，间接影响0.52个百分点。与食品和居住价格变化的影响相比，电价调升的影响并不显著，应在居民可接受范围内。下半年，CPI涨幅因翘尾因素回落而逐步降低，也为电价上调创造了较好环境。另外，从居民应对成品油价格上涨的经验看，居民对油价调整开始形成稳定预期，承受能力因此有所提高，同时高油价对节约用油和乘用车出行强度的积极影响也开始显现。比较而言，目前城镇居民家庭平均月电费支出100元左右，而成品油的平均支出已超过400元。以每年5%的幅度提高居民电价，其实际影响明显小于过去两年成品油价格上涨的影响。 　　工业生产和生产资料价格指数（PPI）受此次电价调升的影响更加突出。如果电价上涨10%，PPI将因此提高1.8个百分点。其中，直接影响0.8个百分点，间接影响1个百分点。分行业看，电价上涨冲击较大的领域集中在采掘、石化、建材、钢铁和有色等高耗能行业。需要指出的是，长期扭曲的低电价助长了高耗电行业的过度消费，不仅加大了节能减排目标实现的难度，也成为产业结构调整升级的重要障碍。电价上涨尽管短期内对工业生产和PPI上涨会形成冲击，但比拉闸限电更符合市场规律，也有助于将应对短期“电荒”和中长期结构调整升级有效结合起来。 　　在短期内合理上调电价的同时，要积极推进中长期电价形成机制改革，加快推进“煤电联动”政策创新，探索建立电力企业盈亏调节基金。由于煤炭的市场化程度较高，加之金融资本参与，价格波动幅大，实施完全的煤电联动政策并不现实。建议在当前电荒形势日益严峻、电价调整难以快速到位的背景下，由政府和电网共同出资设立电力企业盈亏调节基金，短期内通过补贴鼓励发电企业多发电，然后逐步规范和完善长期性制度建设，在煤炭价格波动和电力稳定生产之间构建一道高效的风险防控屏障。此外，电力供求的区域性失衡和重要输电通道建设滞后，对当前电力短缺的影响突出。建议加快蒙西、陇东等主要电源地电力外送通道的建设，合理布局电网投资，加快智能电网的建设步伐，增强电力跨地区的配送能力，在更大范围内有效配置利用电力资源。 　　作者分别为国务院发展研究中心产业部副部长、宏观部部长",国际电力网,中国发展观察,"杨建龙 余斌",2011-07-05,"电力 电价 电荒"
341,"2017-09-18 05:10:39","南方水利发电量增加 煤炭需求现回落",2011-07-04,"　　近日，国家发改委发布公告称，受华东、华中区域持续大范围降雨影响，6月份以来全国水电发电量迅速增加。 　　如今，大范围降雨使得水电增发，也减缓了空调用电需求，浙江、湖南、安徽、重庆等省市电力供需紧张形势得到明显缓解。 　　虽是如此，全国5月份水电发电量为511亿千瓦时，同比下降2.9％，为近12个月以来首次负增长，主要原因为全国主要流域来水较常年平均总体偏枯。 　　今年以来，湖北、江西等长江地区遭遇严重旱涝灾害，灾情引起两方面关注与反应。一是政府将持续重视水利建设投资，促进水利建设落到实处，这对水利建设公司的未来业绩有正面刺激。二是根据历史研究，发现相关水利建设公司的股价会在短期内有所反应。如2010年6月洪灾，7月到12月底，葛洲坝（涨69％，安徽水利涨64％、粤水电涨59％、国统股份涨55％。 　　一份数据显示，今年1—5月，全国水电发电量2077亿千瓦时，同比增长16.8％。其中，国家电网经营区域统调水电发电量1307亿千瓦时，同比下降3.6％。在迎峰度夏的煤炭旺季下，动力煤价格仍在惯性上涨。海运煤炭网数据显示，上周环渤海动力煤价格指数综合平均价为843元/吨，较前一周上涨2元/吨，为连续第14周保持上涨。 　　受南方水利发电增加的影响，目前西北地区经过前期的大幅上调煤价后，煤炭需求回落。内蒙古、陕西、山西、甘肃等地煤炭市场需求较为平稳，同时，近期各大主流煤企暂无上调煤价的迹象。 　　国家发改委公告同时表示，南方电网区域降雨偏少，气温偏高，加之电煤供应偏紧影响，电力供需形势还是持续偏紧。广东、广西、贵州、云南、海南五省区均采取了有序用电措施。6月10日南方电网最大限电负荷838万千瓦，其中广东限电597万千瓦，已达到今夏预计最大电力缺口。6月21日，南方电网统调负荷最高达到1.086亿千瓦，是今年第5次创新高，比去年最高负荷增加515万千瓦。 　　不过，国泰君安仍认为，十分看好将明确受益于“十二五”政策支持的水利水电行业。他们认为，水利未来十年投资总额将达4万亿，即年均达4000亿元。相比2010年的全国水利建设总投资2000亿元将高出一倍。“十二五”期间水利建设投资规模为2.1万亿，中央将投资1.1万亿。 　　6月29日水利建设股盘初普涨，板块内个股全线上涨，粤水电涨逾6％，安徽水利、国统股份涨幅居前。水利建设的未来投资规模是成长的，也就意味着水利建设概念股拥有相对确定的成长空间。在此背景下，机构资金对水利建设板块十分青睐。",国际电力网,世界能源金融网,世界能源金融网,2011-07-04,"水电 发电量 煤炭 水利"
342,"2017-09-18 05:10:49",我国国产超高压变压器领先国际市场,2011-07-04,"　 保定天威保变电气股份有限公司(以下简称天威保变)一举击败ABB、韩国晓星、法国阿海法等众多国际知名公司，成功中标印度国家电网公司输变电工程项目。据悉，此次中标项目包含多台750kV级变压器，合同金额约合3.5亿元。这是我国自主研制的750kV级超高压变压器首次跨出国门，创造了国内企业出口变压器产品电压等级最高、一次签单总容量最多的新纪录。该合同的签订，也标志着天威保变成功拓展海外新市场，进一步确立了该公司在超高压、大容量变压器国际市场上的领先地位。 　　另辟蹊径：国际市场出口升级调整产品结构与出口结构，促进增长方式的转变，已成为天威保变的一大选择。 　　前几年，为满足电力装备市场激增的需求，国内变压器企业曾一度磨刀霍霍、纷纷增加产能，可是从目前情况来看，国内变压器行业的产能远远大于需求，为了赢得市场份额，价格战在所难免，各大企业纷纷叫苦。业内人士预计，如此激烈的竞争格局今年仍不会改变，并将趋于白热化，于是积极拓宽国际市场成为当下变压器企业的共同选择。 　　在此背景下，天威保变加大科研投入力度，技术优势不断稳固，国际市场影响力、国际市场声誉不断提高，变压器、电抗器等产品品种、电压等级、容量稳居国际同行业领先地位。信息来去年12月6日，天威保变与山东省电建三公司成功签订出口沙特阿拉伯拉比格2×660MW亚临界燃油发电工程变压器分包合同，按照合同要求，天威保变将向沙特阿拉伯提供2台SFPZ-850MVA/400kV主变压器和4台SFF-63MVA/22kV厂用变压器。 　　2007年5月，印度尼西亚举行首台600MW机组配套主变国际招标项目，天威保变在同ABB、西门子等国际知名变压器公司的激烈竞争中脱颖而出，一举中标，天威保变也成为当时国内首家直接出口600MW机组主变(SFP-685MVA/525kV)的厂商。 　　与此同时，天威保变源源不断地将先进技术输向国外，实现出口升级。信息来2008年6月，天威保变与埃及EnergyaIndustries公司签署了《技术转让及新工厂建设技术支持协议》，向其转让66kV、245kV电力变压器和11kV、22kV油浸和干式配电变压器生产制造技术，以及向其提供合同范围内埃及变压器新工厂建设技术支持。仅这一项技术转让协议总金额便高达146.0874万欧元。 　　回顾企业近几年的出口历程，天威保变总经理利玉海对记者感慨地说：“从过去的230kV变压器，到今天可以出口750kV变压器，企业在出口结构中取得了长足的进步。此次产品中标是继获得印度尼西亚SFP-730MVA/500kV变压器、沙特阿拉伯拉比格电厂SFPZ-850MVA/400kV变压器、加拿大BCTC公司TX-650MVA/230kV移相变压器产品制造合同之后，企业在国际市场上取得的又一次重大突破。” 　　稳抓稳打：变压器仍为支柱此次签订的3.5亿元的出口合同显示，天威保变将在20～27个月内完成中标产品的制造、运输、现场基础建设和设备安装工作，因此并不会对公司今年的业绩产生重大影响。 　　不过，毋庸置疑在国内变压器行业产能过剩的情况下，走出国门参与市场竞争，不但可以为公司提供新的市场机遇和营销渠道，提高公司市场竞争能力，而且更可提升公司的整体水平和国际影响力，天威保变已成为国内变压器出口的一大典范。 　　在谈及天威保变将如何运作国际市场时，利玉海向记者透露，今年将从三方面加大对国际市场的挖掘:一要继续加大国际市场的运作力度，力争得到更多的国际订单，以弥足国内市场的不足;二要进一步加强对国际项目的管理，特别是生产周期控制、履约和商务管理，加强资金使用和汇率等风险管控;三要灵活吸纳国际经营人才，着力打造国际经营管理团队，加快国际化经营步伐。 　　至于今年的工作重心，利玉海坦言，天威保变将着重放在变压器产业、新能源产业，以及公司精益管理上。 　　利玉海表示，变压器产业依旧是天威保变的支柱产业，公司今年将进一步巩固保定、秦皇岛、合肥三大变压器制造工厂的生产能力，不断完善三厂统一的生产管理模式和重大项目管理模式，打造敏捷制造、快速反应的精益生产管理机制;同时，必须采取各种有效措施降低变压器产品成本;继续加大技术创新力度，加强质量管理，凭借优质的产品、快捷的服务以及合理的价格抢占国内市场，开拓国际市场。新能源产业则重点围绕建设“国内第一，世界一流”的目标，充分利用完整产业链资源和企业声誉，打造天威新能源品牌，将其转变为市场竞争能力，提升新能源产品的市场占有率。此外，今年天威保变要以精益生产和精益管理为中心，围绕生产过程，以针对各部门年内重点工作计划、管控、考核为手段，重点推进部门职责、流程、工作标准的精益化改造和提升工作，打造适应当前市场形势的先进制造模式和管理模式。",国际电力网,中国传动网,中国传动网,2011-07-04,"超高压 变压器"
343,"2017-09-18 05:10:57","重庆瞄准装备配套市场 将打造风电百亿级产业链",2011-07-04,"　　当火电站、水电站对环保生态带来的负面影响造成其发展步伐逐渐放缓，核电、太阳能因为技术攻关进度差强人意时，风力发电成为当前国家重点支持的新兴能源产业。作为国家老工业基地之一，零部件配套供应齐全的重庆，早在2008年就开始培育风电装备产业集群，并提出打造百亿级产业链的目标。 　　目前，在重庆市风电装备配套领域，已形成从风电机组，到齿轮箱、电缆、叶片等产业链配套产品完整的供应体系，为此，重庆市政府发布的《关于加快发展战略性新兴产业的意见》中提出，在“十二五”期间“建设中国重要的风电装备产业基地，产值超过200亿元”的目标。 　　“重庆造”风电机组开启国内国际市场 　　2007年，中船重工在重庆成立海装风电公司，拉开了重庆市发展风电装备配套产业的序幕。2008年，海装风电生产的5万千瓦风电机组研发面市，并成功卖到内蒙古市场。当年是海装风电实现量产的第一年，却遭遇到国际金融危机。幸运的是这个风电产业的“新兵”早有准备———2006年，该公司从德国引进850千瓦风机技术，合作开发了2兆瓦风机技术；2007年经自主创新完成了设计定型和样机制造安装，实现并网发电，国产化率近90%；尤其是海装风电公司自主研发的2兆瓦风机成功运行，成为国内首台并网单机功率最大、具有全部自主知识产权的产品。 　　当全球金融危机越发肆虐，不少企业收缩投资时，海装风电选择了逆势扩张，投资2亿元用于研发国内首款5兆瓦海上风力发电机组，蓄势“进军”海上风电市场。 　　“此前海装风电的‘势力范围’仅局限在陆地市场。”海装风电公司总经理余绍清介绍，海上可利用的风能资源约是陆地上的3倍，因此利用海洋风能发电已成为当前全球热点之一，与之相应的风电设备开发也被业界视为新的经济增长点。 　　因此，为加快抢占海上市场，海装风电公司近年来已斥资50亿元，新建海上风机总装基地和齿轮箱、叶片生产基地，建造海上风机安装船，准备进军非洲、美洲风电市场。 　　零部件配套齐全奠定发展基础 　　海装风电的“狂飙突进”，正是重庆风电装备产业集群迅速发展的缩影。如今，除了海装风电外，重庆齿轮箱公司、鸽牌电线电缆公司、重庆通用工业公司等相关风电装备企业提供的齿轮箱、电缆、叶片等配套产品，同样在国内风电市场占据了一席之地。 　　就在前不久，重庆通用工业公司成功收购了吉林大安市一家风电设备公司，并在内蒙古锡林浩特市完成80亩征地，在两地各建一座风电叶片产业化生产基地，让“重庆造”风电叶片产业化项目成功落户到吉林和内蒙。 　　重庆通用工业公司总经理刘永刚称，将风电叶片生产基地从重庆本地拓展到吉林和内蒙古后，该公司的叶片产品将覆盖蒙东、蒙西和东北地区3000至4000平方公里的风场，并进入华北、东北等国内风电产品主体市场。 　　重庆的风电产业，为何发展如此之快？市经信委装备机械处负责人认为，虽然风电装备在重庆市起步晚，但起点却很高，除了具有海装风电这样掌握自主知识产权的企业外，关键是重庆市依托老工业基地的优势，在装备制造业零部件配套能力方面“得天独厚”，这自然为整个产业发展奠定了基础。 　　培育风电场刺激本地采购 　　提速风电装备产业形成百亿级产业链，不仅本地风电装备企业要“走出去”，还要利用本地风力资源，“引进来”更多国内风力发电企业布局风电场，让它们就近采购重庆本地造的风电配套产品。 　　据介绍，在早前出炉的重庆风能资源评价报告表明，重庆风能总储量为2250万千瓦，巫山、秀山、黔江、巫溪等9个区县（自治县）的风能都很丰富。建立起本地风电场，刺激对风电配套产品的市场需求，这将成为重庆风电装备企业未来重要的经济增长点。 　　继大唐、国电、华润等央企进军重庆风电市场后，国内最大的民营风电企业———广东明阳风电产业集团，近日已与城口县签约，将投资20亿元布局风力发电场，建成后年发电量约为4亿千瓦时。 　　记者了解到，目前准备积极上马风电项目的区县就包括武隆、黔江、奉节、丰都、石柱、巫溪、万盛、酉阳、巫山等。重庆市发改委能源处负责人表示，未来5年内，重庆市将积极提高风电等再生能源发电量的比重，2015年力争达13%以上，到“十二五”末，全市风电场装机容量有望达到50万千瓦，这对重庆市风电配套企业而言，无疑是一块“近在眼前”的市场蛋糕。",国际电力网,重庆日报,夏元,2011-07-04,风电
344,"2017-09-18 05:11:02","锂电池原料涨价 电动车推广难度加大",2011-07-04,"7月1日起，美国FMC、德国Chemetal对碳酸锂联手提价，碳酸锂的价格涨幅达20%，包括氢氧化锂、氯化锂、锂盐、锂电池材料在内的下游产品也提价15%～25%，预计此次提价将带动锂电池价格的上涨，这对准备加大推广锂电池自行车的企业来说，形势愈加严峻。 据了解，智利SQM、美国FMC、德国Chemetal三巨头主导着全球70%以上的碳酸锂产能。此次涨价预示着在全球大力发展新能源汽车的背景下，碳酸锂价格即将摆脱多年来的疲软态势而步入景气周期。 由于前阶段大规模铅酸蓄电池行业整顿，铅酸蓄电池供给不足，价格上涨。“铅蓄电池涨价拉近了与锂电池价格的差距，为进一步推广锂电池提供了契机。”中国自行车协会理事长马中超表示，“不过一旦锂电池价格涨价，对于推广锂电池电动车而言形势将变得严峻。” 马中超表示，由于电动自行车行业利润很薄，锂电池价格上涨让生产厂商很难化解成本压力，希望国家能够增加对自行车企业的补贴，来扩大锂电池电动车的份额。“争取能够在三年内锂电池电动自行车比例扩大到15%。” 据了解，我国目前有3000万辆电动自行车，97.5%采用铅酸蓄电池，采用锂电池的仅有2.5%。按照国家节能环保要求，推广锂电池电动车已经成为趋势。马中超表示，最主要的推广难度还是在价格上。",国际电力网,第一财经日报,何天骄,2011-07-04,"锂电池 电动车"
345,"2017-09-18 05:11:11","国家能源局强势控“风” 风电运营商面临整合",2011-06-30,"　　“不同企业在风电预测精确度上存在差别，这意味着预测精度高的风电厂上网机会将增加，预测精度低的风电厂上网机会将减少。”沈宏文告诉记者，这将会进一步加剧风电运营商的整合与行业的优胜劣汰。 　　近日，国家能源局发布的《风电厂功率预测预报管理暂行办法》(下称《办法》)明确规定，到2012年1月1日，我国所有已并网运行的风电厂必须建立起风电预测预报体系和发电计划申报工作机制，而未按要求报送风电预测预报结果的风电厂不得运行并网。 　　运营成本增加 　　“建立风电功率预测预报系统，对开发商来说，意味着增加了投资成本。”大唐新能源浙江分公司的张方玉告诉中国经济时报记者。 　　一位业内人士透露，每个风电功率预测预报系统的投入成本约50万-60万元。不过，对大型风电开发商来说，这一成本投入会随着风电场盈利能力的增强而在一两年之内基本收回。 　　据金风科技公共事务部总监姚雨介绍，在几年前，金凤科技旗下的风电厂就已经安装了风电功率预测预报系统，虽然有所投入，但对风电厂的建设成本并无多大影响。 　　他告诉本报记者，“国家能源局的硬性规定，意味着风电场的运营将从注重规模增长向追求经济效益提升的方向转变。” 　　中投顾问新能源行业研究员沈宏文向中国经济时报记者表示，“对于大型风电运营商来说，风电功率预测预报系统带来的成本增加并不明显，而对中小运营商来说，其成本压力则相对大一些。” 　　他认为：国家能源局颁布的《办法》，将有利于提高风电的接入量和利用时间。另外，强制预测对电网也会更安全。 　　事实上，风电上网难的问题一直困扰着风电开发商。但是，在目前中国风电装机容量已跃居世界第一的情况下，大幅提高风电入网率势在必行。显然，风电功率预测预报管理是将风电发电侧的上网需求与并网侧的电力接入能力有效衔接在一起的关键。 　　“《办法》的实施，对风电厂和电网都有规范作用。风电功率预测将会增加电网对风电的容纳比例，减少电网弃风现象，从而提高风电企业的营业收入。”沈宏文表示。 　　风电运营商面临整合 　　“不同企业在风电预测精确度上存在差别，这意味着预测精度高的风电厂上网机会将增加，预测精度低的风电厂上网机会将减少。”沈宏文告诉本报记者，这将会进一步加剧风电运营商的整合与行业的优胜劣汰。 　　据《办法》规定，“对风电厂预测预报进行考核”，“长期预测准确度差的风电厂企业应按有关要求进行整改”。“这意味着电网调度单位将会更多地把上网机会安排给预测准确率高的风电厂。”一位业内人士表示。 　　沈宏文向记者表示，国家能源局规定不能进行风电功率预测的风电厂不能并网发电，这将迫使所有的风电运营商积极预测风电功率。“对于大型风电运营商来说，预测风电功率的难度并不大。但对于中小型风电企业来说，准确预测风电功率存在一定的难度。”“中小型风电厂可能不得不增加投入以预测风电功率，一些不达标的企业将面临无法上网的风险。” 　　“不同风电开发商的预测准确率不同，与各自管理水平的不同有关。”上述业内人士表示。 　　据本报记者了解，风电功率预测的技术门槛并不太高，目前国内有超过100家提供风电功率预报系统的供应商，预测精度平均达到85%以上。 　　“风电厂管理能力差的风电开发商，其预测的准确率也比较低。”上述业内人士表示我国风电厂的运行管理水平需要进一步提高。 　　不过，沈宏文认为，对整个风电产业来说，国家能源局的这一举措是利大于弊的将有利于风电产业的发展。“强制风电厂预测功率体现出政府正在加强对风电行业的管理。从长远来看，这一举措虽然不能从根本上解决电网弃风现象，但是对于提高电网对风电的容纳以及保障电网的安全是有一定作用的，对风电产业的发展所起到的作用也是正面的。”",国际电力网,中国经济时报,李晓红,2011-06-30,风电
346,"2017-09-18 05:11:18",煤电一体化或解“电荒”,2011-06-29,"运行近7年的煤电联动机制未能解决的煤电困局，煤电一体化是否能够彻底根治？ 在结构性“电荒”不断加剧的背景下，发改委分别在4月10日和6月1日上调了一些省份的上网电价和终端销售电价。 然而，上调电价似乎并未起到立竿见影的效果，中电联最新发布的统计数据显示，4月份上调了上网电价后，五大集团(华能、大唐、华电、国电、中电投)仅火电业务一项在5月份的亏损就达16.9亿元。 “由于上调电价后，煤价也涨势不减，煤价的上涨吞噬了电力的利润。”厦门大学中国能源研究中心主任林伯强说。 虽然目前长江流域普降大雨，局部性“电荒”有所缓解，但是随着夏季用电高峰的到来，电力供应紧张的局面仍无法得到解决。 多位业内专家称，在电价市场化机制尚未形成的背景之下，行政化的电价调整或将再次陷入“煤价推高电价，上调电价又助推煤价走高”的怪圈。 煤价跟着电价涨 中电联6月20日发布的数据显示，2011年1月到5月，五大发电集团火电业务亏损121.6亿元，同比增亏78.6亿元。 4月份上网电价的上调并未使电企轻松起来。平均每度1.67分的上调幅度带给火电的收益，在不断上涨的煤价面前，犹如滴水入沙漠，瞬间没了踪影。 对此，中电联表示，电价上调并未能完全反映此前累积的电煤涨幅，而且在此次调价的同时，电煤价格也随之上涨。上调电价似乎是给煤炭供应商提高煤炭市场价格提供了借口。 中国煤炭运输协会的统计数据显示，截至6月22日，一向被视为全国煤炭市场风向标的环渤海地区港口平仓的发热量5500大卡市场动力煤的综合平均价格已由1月初的779元/吨上涨至843元/吨，而且已经是连续第十四周上涨。 这表明，即使上调了部分省份的上网电价，但上调电价所带来的收益被紧随其后上涨的煤价所吞噬，火电企业的亏损局面仍未得到好转。 中国煤炭运销协会负责人对记者介绍说：“最近几年煤炭价格的走高同煤炭生产本身的安全、环境、人工成本的增加直接相关。而且由于50%的煤炭用于火电厂发电，火电厂对煤炭的需求也直接影响到煤炭价格的走势。” 6月份之前，由于南方一直处于干旱，华中地区的水电机组难以出力，导致火电企业负担加剧，因此较往年对煤炭的需求更大。再加上在“十二五”开局之年，一些高耗能产业重现抬头的态势，更助推了用电需求，于是煤炭价格也随行就市、水涨船高。 不过该负责人补充说，随着南方由旱转涝，长江干线逐渐进入主汛期，水电出力增加，煤炭需求将呈下降趋势。另外，随着国际煤炭价格的回落，我国煤炭进口量也在逐步增加。 “随着进口煤炭数量的增加，国内煤炭市场的供求矛盾将得到进一步缓解，国内煤炭价格虽然维持高位，但是增幅已经疲软，并有逐步回落的趋势。”上述煤炭运销协会负责人说。 电煤价格的企稳或将意味着备受煤价上涨困扰的火电企业将迎来喘息的机会。 不过，虽然因为水电发力，华中、华东地区的电力缺口暂时收窄，但是随着迎峰度夏的到来，局部性“电荒”的危机并未全部解除。 控煤价成难题 当前体制下，煤炭价格放开，电价则由于关系到国计民生，由发改委定价。每当煤炭涨价时，火电企业就不得不承受发电成本增加和利润被侵蚀的痛苦。 为了缓解“市场煤”、“计划电”之间的矛盾，发改委曾于2004年出台了煤电联动机制，即以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，在电力企业消化30%煤价上涨因素的基础上，可相应调整电价。 不过，不断高企的电煤价格和严峻的通货膨胀形势，使得煤电联动机制陷入了停滞状态。华北电力大学经济管理学院教授曾鸣将此种尴尬境地形象地称为“市场经济不能搞、计划经济回不去”。 利润的诱惑是巨大的，在高价市场煤和低价合同煤的现状下，发改委的敦促也好、约谈也罢，都很难刺激煤企全面履行电煤合同的意愿。 林伯强认为，如果政府不想或者难以用行政方式管制煤价，就需要抑制煤价上涨的动力。“随着煤炭企业重组，定价权将更集中在少数大企业手中，而煤炭资源与石油资源同样属于国家资源，完全可以效仿石油行业的特别收益金，通过税收将煤价上涨带来的收益直接收归中央政府。如此一来，就为煤炭企业提供了卖多而不是卖高的动力。” 不过林伯强的建议在上述煤炭工业协会负责人看来，缺乏现实操作性。该人士介绍说：“目前全国煤炭企业10000多家，基本处于充分竞争的状态，而且各家煤炭企业之间的成本差异非常大，单就核算成本而言，就是一个非常复杂的工作。” 中央财经大学煤炭经济研究院副教授邢雷则认为，目前煤炭价格高企还在于“流通环节的成本过高”。 邢雷分析说，目前我国电力供需紧张的局面主要集中的华中地区。一吨煤炭由内蒙古鄂尔多斯运往秦皇岛港口的运价为120元，再由秦皇岛海运至上海、宁波等港口城市，运价约为50元，再由港口城市运输到江西、湖南等省市，仅运费价格就超过200元。 为此，2009年“两会”期间有4位政协代表提出议案，建议新建一条北起内蒙古鄂尔多斯市准格尔东胜煤田，南至湖北省荆州市长江口岸的准荆铁路运煤专线，以期通过降低运输成本、“一劳永逸”地解决中部煤荒和电荒。 然而，时至今日，这条运煤专线仍未获批，中部省份火电企业仍将巨额资金投向购煤和购煤的运输成本上。 煤电一体化成趋势 事实上，为了不在煤炭价格持续上涨的困境下坐以待毙，五大集团已经在开发上游煤炭资源方面有所动作。如中电投下属有内蒙古霍林河等多家煤矿，华能集团旗下现在也拥有甘肃正宁南煤田等多处煤矿资源，为自己的火电企业提供稳定的电煤来源。 煤电联动机制久未奏效，火电企业转而求助于“煤电一体化”。 “火电企业要想不受制于人，至少要把煤炭供应量的30%掌握在手中。”邢雷说，而实现这一目标的现实选择便是推进煤电一体化。 邢雷介绍说，煤电一体化在国外是电力企业广泛采取的运营机制。美国在上世纪70年代能源危机后也经历过类似于我国的“煤电之争”，随后，美国一些大的电力集团开始推行“煤电一体化”战略，通过与煤炭企业实行“煤电联合”或者成为战略同盟，实现企业效益最大化，也确保了美国电力和煤炭市场的稳定。 此外，一些煤炭企业也在进入发电领域。 前述煤炭工业协会负责人介绍说，1998年东南亚金融危机期间，由于煤炭需求下降，国内最大的煤炭企业神华集团开始着手布局电力市场。经过多年的运营，在五大集团一片报亏声中，神华集团旗下的国华电力却交出了盈利的成绩单。 “煤电一体化有助于将煤电之间的外部矛盾转为在内部进行消化，如果煤炭和电力企业重组为一个企业，就相当于利润在这两个部门之间进行平衡。”邢雷说。 曾鸣也认为通过煤电一体化，能够有效化解煤炭上涨的压力。不过他认为，这种做法可能会带来新的垄断，但在当下不失为化解煤电矛盾的一个有效方法。",国际电力网,法治周末,法治周末,2011-06-29,"煤电 电荒 电价"
347,"2017-09-18 05:11:22","进口煤推高电厂库存 或将拉高国际煤价",2011-06-29,"国内动力煤价格持续上涨的同时，国际动力煤价格却呈下行趋势，内外价差促使更多煤炭从澳大利亚和东南亚进口到中国沿海，从而推高电厂库存，暂时减缓了电厂压力。然而，专家指出，国内巨大的刚性需求使得内外价差难以持久，或将拉高国际煤价。 在迎峰度夏的煤炭旺季下，动力煤仍在惯性上涨。海运煤炭网数据显示，上周环渤海动力煤价格指数综合平均价为843元/吨，较前一周上涨2元/吨，为连续第14周保持上涨。 受煤炭和铁矿石贸易的提振，波罗的海贸易海运交易所干散货运价指数（BDI）自上周三起连续5日上涨1.26%，达1442点。BDI指数衡量铁矿石、水泥、谷物、煤炭和化肥等资源的运输费用。而由于之前国际贸易冷淡，该指数到上周三已累计下滑逾20%。 一位国际贸易经纪商表示：“中国国内动力煤价格上涨，但国际价格下滑，引发市场套利窗口打开，提振船运需求。” “从澳大利亚运来的5000大卡热值的动力煤目前是92美元/吨，印尼运来的是97美元/吨，”他说，“中国的煤炭主要从上述两地进口，而且现在澳大利亚来华的煤炭运费降到了20美元/吨左右，印尼的也只有10美元/吨左右，的确有价格优势。” 与此同时，广州港等南方主要接卸港口的煤炭价格近日再次上扬，广州港内贸煤炭价格4月份整体涨幅在5%以上，5月份至今、近两个月时间整体涨幅最高的为4.14%，广州港5000大卡发热量大混煤炭从845元/吨涨至880元/吨，5500大卡优混煤炭整体增加25元/吨，涨幅为2.61%。 南方电监局一位专家告诉记者，广州港面向整个华南地区供煤，贸易煤价上涨说明华南地区用电需求旺盛。而广州港进口煤炭库存的回升，或将使近期国内沿海地区煤炭价格的涨势有所降温，从而推升沿海电厂库存。 该专家告诉记者，广东省燃煤电厂的库存在一个月间增加了100万吨，增量几乎全部来自进口煤。其中5月份广东进口煤炭412万吨，创下历史最高水平。“由于进口煤的进入，再加上前段时间上调的上网电价，目前华南包括华中的电厂发电已基本可以做到保本，个别搞得好的电厂也许还能有点微利。” 来自海运煤炭网的数据显示，广州港的煤炭库存水平已经从4月份的不足200万吨，回升到了近期的280万吨左右，消费地区的煤炭资源环境得到改善。 上述专家称，广东电力需求持续增长，迎峰度夏期间将对动力煤保持刚性需求。据了解，6月21日，广东电网统调负荷创下历史新高，达到7074万千瓦，同比增长10.05%，这一数值已经超过去年的最高统调负荷6956万千瓦。 上述经纪商也表示，既然广州港、宁波港等主要接卸港口与主要电力终端用户极其接近,理应直接利用港口来进口动力煤,而不是等着铁路与卡车来运输国内动力煤。 然而，如此价差套利机会尽管难得，但恐怕难以持久。 秦皇岛港煤炭交易市场总经理李学刚告诉记者，目前的国内外煤炭价差效应导致煤炭进口激增，但时间不会长久，因为高涨的国内煤价以及国内的旺盛需求也早晚会推高国际煤价。 资深煤炭贸易专家黄腾称，目前中国进口煤炭的价格是3、4月份就签订好的，但4月份以来国内对动力煤的需求直线上升，煤价也在连续飞涨，造成蔓延全国大片地区的“电荒”和“电煤荒”；因此之前签订的煤价在今天看来的确比国内煤价有价格优势。但中国如此巨大的需求，总是能拉高国际煤价，造成近期签订的进口协议不再成交或者价格上涨。“国际煤炭贸易中经常会有这种反复的情况。”黄腾说。",国际电力网,第一财经日报,李毅,2011-06-29,"电厂 煤价 煤炭"
348,"2017-09-18 05:11:29",智能电网给力电缆业,2011-06-27,"中国各地区差异太大,不但环境不同,生活习俗不同,用电和缺电不平衡,完全实现智能电网目标,还存在漫长的路程,所以中国的智能电网发展必须走循序前进的道路,有地区试点逐步走向全国,先解决用电和缺电的平衡,再解决更加高深的全面智能化技术。智能电网的一个大型工程,就是加大城市配电网、农村配电网建设和改造力度,特别是加大中低压配电网投资比例,解决供电和卡脖子等突出问题。由此可见,中低压交联聚乙烯绝缘电力电缆将分得较大的市场份额。10kV和35kV移动型乙丙橡胶绝缘软电力电缆的需求也会上升。110kV和220kV交联电力电缆年需求量也将逐年增加,500kV交联电力电缆,若干年后,也会逐步走向国产化。另外,海上大型风力发电建设和并网,需要35kV浅海电力电缆的支持,数量也很可观。中国超导电缆技术基本成熟,但是传输参数和经济效应,目前尚未达到大量推向商业化的程度,因此超导电缆能真正地在智能电网种应用,还存在较长的时期。 1.超导电缆联网 美国打算在智能电网中推广应用超导电缆,而并非超高压输电技术,目标是超越四个时区将全国主要电网连接起来,以提高电网的安全性和电力调配能力。由于超导输电电压相对较低,与超高压线路相比,可减少输电损耗、电磁污染、占用走廊宽度降至最低,代表了世界先进的技术方向。美国纽约长岛电力局(LIPA)与美国超导公司更联合建设的世界上第一条高温超导(HTS)电缆已于2008年4月22日投入商业运行。这一超导输电系统在满负荷运转时能够满足30万户家庭的用电需求,仅由三根138千伏的电缆组成。相比同样粗细的铜导线,他们的输电能力高达150倍。尽管这一工程造价昂贵,但是新型超导电缆的造价将降低五分之四,输电缆沟的宽度仅为一米左右。它的另一个优点是这种电缆能够防止由电网短路造成的故障电流。超导体有一种天生的电流限制能力,一旦电流增强到一定程度,它们就会失去超导性而变得像普通导体一样有电阻,使电流衰减。因此,该技术也得到美国国土安全部的支持。 2.热核聚变应用 超导托卡马克实验装置(所谓""人造太阳""),也就是国际热核聚变实验堆计划(ITER)建设工程。作为当今世界迄今为止最大的热核聚变实验项目,改项目所需要的高温环境必须由超导磁体提供的巨大磁性容器所提供,因此,超导电缆属于核心部件,""人造太阳""需要大量的超导电缆,这项应用优可能超前于电网连接超导的应用。 3.近期应用领域 比较近期的高温超导电缆应用,可能包括以下领域:城市密集居住区、摩天大厦等;金属冶炼设备等大电流、短距离、小空间的应用中;电站和变电站内大电流传输母线等。国内曾有人提出,超导电缆有望取代八成城市地下电缆的观点。 4.经济和商业反应 智能电网正成为拉动世界经济的下一个引擎,对中国而言,智能电网对投资的拉动作用非常大。世界银行也曾预测,2020年,高温超导电缆将取代80%的城市传统地下电缆,世界市场超导电缆销售额将达300亿美元。 中国超导电缆已经研究了一段时期,实际上国内有多个领域的研究项目,其中上海电缆研究所、上海交通大学,上海工业大学和上海电缆厂协作的超导项目研究正在进展之中。综合光缆在铁路领域中早已广泛应用,对于智能电网也有可能需求。综合光缆的结构,除含有光纤单元外,还包含小规格电力线、控制线、信号线、仪表线、数据线和电话线等。目前没有定型,今后将按照智能电网规范或标准要求制造。",国际电力网,国际能源网,本站整理,2011-06-27,"智能电网 电缆"
349,"2017-09-18 05:11:39",泰利特年内发力国内智能交通与电网市场,2011-06-27,"日前，已成功完成对摩托罗拉M2M模块业务部门收购的全球M2M技术提供商泰利特无线通信解决方案公司（Telit），召开“2011泰利特（Telit）中国战略发布”活动，宣布将全面进军中国市场，并将着重对智能交通、智能电网等物联网应用领域进行布局。 2015年中国物联网市场规模7500亿 2011年，随着国内各智慧城市规划的出台和部分试点城市的示范作用，智能交通、智能电网等领域的需求将大幅上升。“作为全球M2M厂商，泰利特将在2011年持续拓展中国服务领域的各项业务，在实现12%市场占有率目标的同时，成为中国市场最大的国际M2M无线模块供应商。”泰利特无线通信亚太区销售总监HosangKim表示。 调查数据显示，2010年中国物联网产业市场规模约为2000亿元（人民币，下同），预计至2015年，中国物联网整体市场规模将达到7500亿元，五年内年均复合增长率将超过30%。作为物联网数据传输系统的关键技术，无线通信模块已经广泛应用于车载、医疗、电力等行业，并在3G的推动下迎来快速增长。 泰利特是较早进入中国市场的国际M2M无线通信厂商，2011年对泰利特中国来说较为关键。一方面，由于看好物联网前景及巨大的市场潜力，越来越多的国际及国内M2M厂商进入到无线通信模块市场；另一方面，虽然中国市场对无线通信模块的需求在持续走高，但是不同行业和区域需求呈现很大的不同。 致力于与国内运营商达成合作 基于此，泰利特中国将通过保持技术优势以确保在高端行业应用的领先地位，通过全新的HE系列产品不断挖掘3G市场的应用潜力，同时，在行业开拓上，泰利特将深入拓展包扩智能交通、智能电网等在内的服务领域。 “中国市场对保持泰利特在全球M2M应用中领先地位具有战略意义，并预计在3G的推动下将迎来快速增长。尤其是在自动化读表、自动车辆定位安全、定位及追踪、远程数据读取等领域。泰利特已经在中国市场取得了一定的业绩，我们有信心继续拓展中国市场。”HosangKim表示。 此外，中国市场中，三大运营商为智能交通、智能电网等物联网应用的核心推动者，对此，HosangKim也表示，泰利特有着与中国运营商合作的强烈愿望，目前正在通过促进中国运营商与国际运营商的合作等方式，期望与中国运营商实现进一步的接洽与达成合作。",国际电力网,通信世界周刊,通信世界周刊,2011-06-27,"智能电网 智能交通"
350,"2017-09-18 05:11:48",电荒提前警示转变经济发展方式成燃眉之急,2011-06-27,"　　传统的用电淡季如今呈现用电紧张，多个省市出现缺煤停机或错峰用电，多地“电荒”的提前到来提醒人们，立足长远转变经济发展方式已是燃眉之急。 　　与往年相比，今年“电荒”提前到来固然是社会需求旺盛、电力跨区输送能力有限、煤电价格机制不顺等原因造成的，但从长远来看，则是“高耗能、高污染”产业屡禁不止，粗放型增长方式对资源、能源索取加剧的一次集中体现。数据显示，今年1至4月，化工、建材、钢铁冶炼、有色金属四大重点行业用电量就占到全社会用电量增长的三成以上，其他一些耗能行为的用电量也呈现较快增长。 　　对能源资源的需求限制已成为影响我国经济发展的重要因素，今年是“十二五”开局之年，是落实以科学发展为主题、以转变经济发展方式为主线的重要年份，正视“电荒”提前降临的警示，加快产业转型升级，减少对能源资源的过度依赖，推动经济结构调整和经济发展方式转变，不能是一句空话。 　　要转变经济发展方式，尽力减少“电荒”消极影响，须从短期与长远做好统筹兼顾。当前，要通过优化电力供应和用电结构，提高电力资源的使用效率，优先保证居民生活用电和医院等重要机构用电。同时，积极推动理顺煤电价格关系这一老问题，在保持煤炭、电力价格基本稳定的前提下，有效提高电力供应能力。 　　加强转变发展方式的监督检查，将节能减排和环境保护政策稳步分解落到实处，遏制“两高”行业过快增长，才能防止“电荒”持续蔓延，避免年终为完成指标“拉闸限电”的闹剧重演。",国际电力网,中国建设报,中国建设报,2011-06-27,"电荒 电力"
351,"2017-09-18 05:11:51",电网主辅分离还需根除新辅业滋生的土壤,2011-06-27,"　　根据2002年的《电力系统体例更始方案》，“厂网分开、主辅分离、输配分隔、竞价上网”是电力行业改革的四大使命。《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发[2002]5号）指出了辅助性业务部门的改革方向，即“与电网企业脱钩、进行公司化改造，进入市场”。而近日下发的《电网企业主辅分离改革及电力设计、施工企业一体化重组方案》（国资发改革[2011]41号）进一步明晰了电网主辅分离的具体方案。继厂网分开实现之后，历经长达8年之多的改革停滞期，电网主辅分离再度重启，电力行业改革的第二步即将面临巨大突破。 　　 电网主辅分离有利于市场结构的优化，根据电力行业不同环节的特性尽可能地引入市场竞争力量。电网公司的主要职责是经营管理电网，保证供电安全；负责电力交易与调度，协调区域生产；参与投资、建设和经营输变电和电网工程。由于电网具有成本投入规模巨大、边际使用成本微小、产品关乎经济稳定与社会福利等特征，这使电网环节具有自然的垄断属性。相比而言，勘测设计、施工修造等辅助性企业部门并不具备公共属性，市场竞争能够使其更好地服务于电网主业。因此，将辅业从电网公司中分离有利于竞争机制的有效发挥，使电力系统更好地参与国内外市场竞争。 　　 其次，电网主辅分离有利于厘清电网运营成本，为政府监管提供决策依据。电力作为二次能源，虽然属于基础性、半公共商品，但是也具有普通商品的共同属性。电价充分反映市场供求，有利于引导生产要素在不同产业的合理流动，促进国家转变经济发展方式战略的实施。而主辅分离能够厘清电网运营成本，有利于政府对电价的监管和对经济的调控。具体而言，主辅分离后，电网公司内部关联交易减少，工程造价和运营成本会相应降低，从而有利于电网公司制定相对独立的输配电价，从而使电力系统形成多买多卖的市场格局。 　　 此外，电网主辅分离有利于国有资本的合理流动和生产要素的优化配置，提高价格机制主导市场供求的能力。主辅分离后，电网公司能够集中资源经营电网主业，提高电网运营效率；而电网辅业单位能够“变辅为主”，降低对电网公司的过度依赖。电建企业的组建与重组能够进一步调整电源结构，使火电建设、水电建设和其他新能源建设任务相互统筹，降低发电系统建设的无序性。而且，电建企业的重组会促使区域市场的融合和地方保护主义的降低，打破原有设计、施工、修造企业分属各网省公司的分业经营局面，使其能够跨区域构建综合性工程，增强抗风险能力。因此，电网主辅分离能够为电网公司、电建企业参与国内外竞争力开辟更为广阔的空间。 　　 然而，本次电网企业主辅分离改革方案所能起到的效果存在诸多不确定性。 　　 第一，方案执行力的不确定性。根据“电改5号文”对主辅业的界定，电网辅业包括勘测设计、火（水）电施工、电网建设、运检维护、机械设备等。设备制造业属于电网公司的辅业范畴，而本次改革方案对此却并未提及。综合来看，本次剥离的辅业多处于垄断竞争市场，行业集中度不高，经济效益较低；而且多为电网企业附属单位，与电网公司缺乏直接的财务管理和资产关联。因此，在电网公司与政府的博弈过程中，这些辅业易于从主业分离出去。而对于送变电企业和装备制造业，其与电网公司关联较为紧密，有利于电网公司在输电线路建设、电器装备制造领域的扩张和经营收益的提高。2009年国家电网收购电气设备行业龙头制造业（平高和许继）可看作电网公司这一目标的实施。因此，可以说，本次主辅分离的改革方案并未撼动电网垄断的原有格局，因此送变电企业和装备制造业的剥离是体例改革的未来方向。 　　 还有，根据国资委重组方案要求，“电网企业主辅分离后，不得再从事已分离的电力勘测设计、火电施工、水电施工及修造业务，或再投资、控股从事上述已分离业务的企业。”但是，电网企业具体执行中缺乏相应约束机制。例如，电网公司在各地电力局设有设计部门，在辅业分离后，其可能将继任发挥辅业部门的功能，进而会促使新的辅业板块的产生。 　　 第二，市场结构的不确定性。本次改革方案将国家电网、南方电网的辅业资产分离和四家电力设计施工央企（中国电力工程顾问集团、中国水电工程顾问集团、中国水利水电建设集团、中国葛洲坝集团）重组统筹考虑。重组后，中国电力建设集团有限公司（筹）资产总额为1587．4亿元，中国能源建设集团有限公司（筹）资产总额为1111．6亿元。两大电建巨头将在行业中占据主导型地位，通过参与大型火电、水电、核电、风电、太阳能发电、生物质能发电、水利、交通等大型基础设施的投资开发，使相关生产要素投入更为集中。这一过程可能会带来新的垄断产生。主辅分离的目的是增强辅业部门的行业竞争度，而两家电建巨头的诞生反而可能会削弱这些行业的竞争。因此，重组后，政府需要重点考虑相关行业的市场监管问题，促使电网辅业部门的充分竞争。 第三，重组效果的不确定性。电网主辅分离重组后，产业链相对完整、专业领域各有侧重、区域布局基本合理是本次改革的期望目标。然而，辅业单位历史遗留问题的存在将使新公司内部的部门融合、业务融合存在诸多困难，这也会对本次电网主辅分离所能起到的效果增添了不确定性。 　　 电网主辅分离是电力系统体例改革的又一攻坚战，但电力行业改革使命的完成任重而道远。这是因为，对电网企业而言，电网主辅分离重组更多的表现为企业拆分合并和企业成本的改变，企业仍缺乏动力进行自身经营效率的改进。因此，政府需要在电价更始、煤电联动、放宽电力市场准入等制度上发力，有效引入市场竞争机制，才能真正解决现有电力系统体例中存在的根本问题。",国际电力网,中国经济导报,薛白,2011-06-27,电网主辅分离
352,"2017-09-18 05:11:53","重点电煤履约情况面临大考 电煤去了哪里？",2011-06-22,"　　为贯彻落实2011年全国电力迎峰度夏电视电话会议精神，进一步做好电煤供应保障工作，6月14日，国家发展改革委经济运行调节局、价格司、价格监督检查司会同铁道部运输局、煤炭运销协会、国家电网公司在京召开全国电煤合同履行检查工作会议。 　　会议要求，各地区、各有关方面应进一步加强电煤合同履行的检查和考核，督促产运需各方增强诚信意识和法制观念，按照约定的数量、质量、价格和交货期限等全面履行电煤合同。对前期尚未兑现的重点电煤检查合同，有关煤炭企业要按照前欠后补的原则，尽快将亏欠的数量补齐，在今后的发运中尽量做到均衡供应，全部兑现。 　　重点电煤合同兑现率总体偏低 　　据了解，2010年重点电煤合同价格为每吨520元，按照发改委的要求，2011年电煤合同价仍将维持此价位。海运煤炭网6月16日发布价格监测数据显示，6月8日至6月14日，环渤海地区港口平仓的发热量5500大卡市场动力煤的综合平均价格报收841元/吨，比前一报告周期上涨了2元/吨，连续第十三周上涨。这与目前的重点合同煤价相比，每吨价差已经超过321元。 　　在合同煤与市场煤价差日益拉大的情况下，重点电煤合同兑现率究竟如何？ 　　中电联统计部主任薛静对记者表示，目前并没有关于今年重点电煤合同兑现率方面的数据，“我们一般是通过调研后发布一些数据情况，但那也只是局部情况，不代表整体。” 　　记者从山东某家电厂了解到，该厂重点合同煤兑现率约为70%，煤价在500元上下浮动，“虽然有一定的兑现率，但煤的品质不能得到保证，这些都是煤企说了算。”该电厂的相关负责人对本报记者表示。 　　广西某电厂负责人告诉本报记者，该电厂的重点合同煤兑现率极低。“我们现在都顾不上合同煤还是市场煤了，只要有煤我们就签，煤价一般在700左右。” 这位负责人说，“我感觉煤价现在根本不受控制，电厂都是求着煤企给煤。” 　　而据此前相关媒体的报道，山西、湖南等地区的多家电厂兑现率都在40%-50%左右。为抹平电煤缺口，有业内人士透露，五大电力集团每年购进市场煤的比例至少在60%以上。 　　一位不愿透露姓名的业内专家对本报记者表示：“总体来看，重点电煤合同兑现率也就是40%。”该人士说，“当然，各地区兑现率不尽相同，这与地区煤炭资源和运输情况有关。一般而言，中南部与西南部电煤合同兑现率偏低。”该人士还表示，即使履行了合同，最后运至电厂的煤炭数量和质量也都会存在问题。 　　电煤去了哪里？ 　　按照国家发改委通知，2011年中国煤炭合同汇总量为9.32亿吨，其中重点电煤总量为7.69亿吨，约占八成。今年4月份，发改委又下发《关于切实保障电煤供应稳定电煤价格的紧急通知》，要求各地采取包括专项检查在内的有力措施，保障电煤供应。在国家如此重视的情况之下，为什么还会出现电厂喊着拿不到煤，而煤企又声明“每年的电煤合同价格执行力度都不打折扣”的情况呢？ 　　“煤炭企业统计的重点合同煤兑现率是按照签约、发出的数量统计的，而发电企业则按照自己收到的煤炭数量来统计。”中国煤炭运销协会市场观察员李朝林表示。 　　中商流通生产力促进中心分析师宋亮告诉本报记者，电煤合同兑现率低首先与煤企有直接关系，从履约情况而言，大的国有煤矿企业如神华、中煤等执行力度比较到位，但稍小一点的煤矿企业履约情况都十分不理想；其次，电煤运输的中间环节存在很严重的问题。 　　“从历来情况来看，并不是煤炭企业发给电厂多少煤电厂就能收到多少，重点合同煤每年签约的数量是大于实际交易量的，就目前而言，至少有30%的重点合同煤在运输的环节中流入了市场。”宋亮说。 　　据宋亮介绍，这些重点合同煤流入市场之后，会进入中间商手中，中间商往往会在重点合同电煤和市场煤两者价格之间再确定一个价格，从而保证几方都能得利。“一般来说，中间商卖给电厂的价格就比市场价低几十块钱，但电厂都会接收。”宋亮说，“在这背后，煤企、地方政府、权力部门、中间商形成了一整条利益链，要保证重点合同煤兑现率，就要打破这条利益链，特别要打击中间商贩卖合同煤的行为。” 　　救“电”良方何在？ 　　一家电力企业曾做过这样的统计：2003年至现在，中国煤价涨了120% ，而电价只涨了不到50%。煤电问题已是老生常谈的问题，多位受访专家对本报记者表示，现在的情况就是“煤老虎”强势，“电老虎”弱势，要解决煤电的问题，就要靠市场化。 　　然而，市场化也并非朝夕之事，在向市场化迈进的过程中，如何最大程度的缓解煤电矛盾？ 　　中国煤炭经济研究会秘书长赵家廉表示，“一要构建完整的煤电产业链；二要理顺产业链市场运作机制，这里包括了铁路体制改革、市场交易体系的建立等；三要转变管制者角色，运用税收、补贴、信息公开等市场化的手段，‘疏导’价格传导机制。” 　　宋亮则是建议，目前可以尝试有限度的煤电联动，“比如煤价涨5%，上网电价就涨3%，销售电价涨2%，这样可以平衡上下游企业之间的利益。”宋亮说，“而且从长远来看，火电电价上涨之后，有利于新能源市场的发展。现在火电电价4毛，风电8毛，光伏电价1块多，要是火电电价上涨了，新能源的优势就会凸显出来。”此外，宋亮还建议在南方建立几个大型煤炭储备基地，以应对突发事件，平抑煤价的上涨。 　　华北电力大学电力市场研究所所长张粒子告诉本报记者，从管理层面来看，国家应该加强对煤炭市场的监管。“目前电力有监管委员会，煤炭却没有，煤炭市场目前乱象较多，应该将其纳入国家监管体系。”张粒子说，“监管之后，国家的惩罚措施也应该加倍，比如查出没有履行合同的煤企后，对其给予严厉的经济惩罚措施。” 　　另据了解，国家发改委目前正在研究降低煤炭进口增值税和港口相关费用的具体细则，以鼓励增加煤炭进口。煤炭进口增长后，对于缓和东南沿海煤炭需求和平抑国内煤价将起到积极作用。",国际电力网,中国能源报,肖蔷,2011-06-22,电煤
353,"2017-09-18 05:11:58",分布式风电基地瞄准高电价沿海地区,2011-06-20,"　　有媒体报道，国家发改委能源研究所副所长李俊峰日前公开表示，“十二五”期间可再生能源产业发展策略将有所调整，风电产业以往“建设大基地，融入大电网”的战略，将被“集中式+分布式”并重的发展战略所取代。未来中国将在沿海等电力负荷较大的地区建立一批分布式风电基地。 　　在对国家主管部门及行业协会的调查中了解到，风电行业强调在负荷中心分布式发展，主因并非分担当地用电负荷，而是绕开电网桎梏。因此，并网方便、上网电价高的东南沿海成为企业首选。 　　“类似的政策其实早已提出了。”李俊峰在接受记者采访时说，“在浙江、湖南、广东、安徽、湖南等省份，风电企业早已开发很多项目了，它们的市场嗅觉要比主管部门敏锐得多。” 　　目前上海、江苏和浙江等地的海上风电规划已在推进。上海市已规划了8个风电基地，2015年有望实现三个项目。 　　另外，国家于2010年正式推出了4个位于江苏、总计100万千瓦的特许权招标项目，多家风电运营商中标，且上述项目可行性研究报告目前已通过审查。 　　国家能源局权威人士在接受本报采访时称，由于现在风电基地在消纳和外送方面都比较困难，因此国家支持安徽、河南等没有风电基地的地区加快发展。随着低风速风机等一系列新技术的发展，上述不具备发展条件的地区现在也可开发风电场。 　　他同时指出，包括海上风电场在内的上述风电场仅处于起步阶段，没有20~30年的时间，不会对分担当地用电负荷起到任何作用。因此，风电企业目前主要出于市场驱动在负荷中心附近布局。 　　“因为大基地融于大电网并不顺利，当地的电网要5~10年才能跟上风电的发展速度，当前的内蒙古等大基地当然还可增加装机，但不可能保持原来的快速增长了。”该人士说，“风电企业在东南沿海那些无需新建电网的地方发展，上网电价较高，企业有盈利空间。” 　　据了解，国家发改委在2009年发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》。《通知》公布了按风力资源从优到劣划分的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类风力资源区的具体地域。根据这一划分，拥有优质风力资源的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类地区主要位于西北、华北和东北地区，但上网电价仅为0.51元/度到0.58元/度。而Ⅳ类资源区为除Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区以外的其他地区，上网电价为0.61元/度。 　　因此，某国内风电开发龙头企业的高层直截了当地对记者说：“企业要绕开电网发展，我们需要安全、稳定的电网，需要不受电网的制约。” 　　但国家电网公司能源研究院副总工程师周原冰却认为风电政策前后改变并不大，此次仅限于“微调”。他表示，八大千万千瓦级风电基地的发展仍然十分重要，因此电网公司也无需为此做出调整。 　　中国可再生能源学会风能专业委员会副理事长施鹏飞告诉记者，根据国家电监会发布的2010年上半年弃风数据，由于电网问题及消纳问题而不能收购的电量有27亿度，占上半年用电量的十分之一。因此，尽管Ⅳ类资源区不属优质资源，但由于风机成本普遍下降，且低风速机组已成功开发，企业要做的就是去实地测风速并开发项目。",国际电力网,第一财经日报,第一财经日报,2011-06-20,"风电 电价"
354,"2017-09-18 05:12:05","部分海上风电项目获盈利 预期成本及实施成难题",2011-06-20,"国内最大的风电场运营商——龙源电力(00916.HK)总经理谢长军近日表示，目前该公司的一个海上风电项目预计会获得投资回报,这或许标志着我国海上风电项目并不像人们想象的那样将普遍面临亏损。 不过，不少风电专家也指出，海上风电行业仍然需要解决零部件供应不够充足、国家相关标准和规划有待改进等难题。 通常情况下，风电运营商会对某个项目做投资测算、争取一个合理的上网电价，再根据该电价确定自己的实际投资是否会有足够的回报。 2010年5月，4个海上风电特许权项目（江苏滨海30万千瓦、射阳30万千瓦、大丰20万千瓦、东台20万千瓦）正式展开，激烈角逐后，龙源电力、山东鲁能、中电投联合体、大唐新能源(01798.HK)等分别中标，投标价在0.6235~0.737元/千瓦时，这已逼近了陆上风电的电价。据记者了解，当时维斯塔斯等公司也间接参与了招标，但因报价过高未能中标。这一度让不少人质疑，这么低的电价是否会让企业实现盈利。 大唐新能源副总经理孟令宾就表示，海上风电投资基本上是陆上风电的两倍，大唐新能源中标的项目（滨海30万千瓦）价格是0.737元/千瓦时，“如何保证项目盈利是最主要的挑战。” 要看上面几个项目是否能盈利，可以先参考一下龙源电力在江苏如东当地的另一个示范项目。谢长军说，该风电场有来自不同整机企业提供的16台风电机组，核算下来每千瓦造价是1.5万元，比预计的2万元投资略低一些。若按特许权的招标电价0.639元/千瓦时、发电量2600~2700小时测算的话，可获得12%的股本金回报率。 上述数据看，4个海上风电特许权项目很可能不会亏损。但谢长军称，想取得暴利的公司不要投入到该产业了，“因为肯定做海上风电赚不了什么钱。” 目前而言，对于海上风电企业来说，成本的挑战主要受限于零部件价格的偏高以及其他不可预期的投资。 湘电风能风机系统总设计师宋晓萍在接受记者采访时表示，由于海上投资很大，一旦有轴承、叶片、发动机等出现问题的话，吊装、运输等都极为不方便，风电场运营商会得不偿失，所以从风机整机制造商的角度来看，也期望能在前几批的海上风机组装上，为业主提供更可靠的设备。因为零部件选择的余地小，因此海外零部件供应商的开价也不低。 西门子风电海上风电副总裁Michael Hannibal也表示，海上风机的运输和维修要考虑到风浪、风速等等，要做长短结合的规划，需要采取轮班制和一体化的管理，以避免停机或者无发电产出，操作起来也相比陆上风机更复杂。 除了海上风电的投资额暂时不可能大幅下挫外，目前国内海上风电项目还遇到了政府规划不够完整、且变化极多等问题。 上海一位风电行业专家表示，中国目前适合建海上风电场的地区可以直接填平，政府既能做风电项目，也能挪作其他用处。他也指出，一个海域所牵涉的部门相当多，如渔业、海洋、规划、港口管理等等，若某个部门的规划还没有完善，而风电场运营方就启动项目的话，肯定后面会遇到一些问题。 也有媒体报道称，因为4个特许权项目的海域使用、海缆路由、地震安全评价、通航安全评估和风电场土地预审等8项支持性文件中除了地震安全评价外，都尚未形成送审稿，因而4个项目的开工和完成时间都还不能有准确的预期。目前，这四个总投资在180亿元左右的项目，按照计划各自的工期计划，应该在34个月到54个月之间，今后是否会按期推进还要拭目以待。",国际电力网,第一财经日报,王佑,2011-06-20,海上风电
355,"2017-09-18 05:12:13","风电“下海” 企业缘何喊“晕船”？",2011-06-17,"　　风电的超高速发展是“十一五”我国可再生能源发展中的一大亮点。随着陆上风电资源的日益紧俏和长距离输电的困扰，海上风电开发逐渐成为业界关注的焦点。 　　然而，在风电“下海”的过程中，一些在内陆“风驰电掣”的领军企业，却表示有“晕船”的感觉。海上风电究竟前景几何？大规模开发又遇到哪些障碍？ 　　2015年装机目标500万千瓦 　　2010年底，我国风电累计装机容量达到4473万千瓦，超过美国跃居世界第一。其中新增装机容量1893万千瓦，保持了全球第一的排名。 　　虽然陆上风电超高速发展，但我国的海上风电才刚刚起步。2010年随着上海东海大桥近海风电和江苏如东潮间带风电等一批示范项目投产，我国的海上风电装机容量达到14.25万千瓦，占风电装机总容量的比例不到1%。 　　在水电水利规划设计总院副总工程师易跃春看来，我国的海上风电发展前景十分可观。这包括国家的重视：在2010年出台《海上风电开发建设管理暂行办法》的基础上，相关部门近期还将公布更具指导性的实施细则。 　　此外，我国的海上风电资源也比较丰富：根据中国气象局的详查初步成果，在我国5到25米水深的海域内、50米高度风电可装机容量约2亿千瓦，5到50米水深、70米高度风电可装机容量约5亿千瓦。 　　并且，相比陆上风电，海上风电靠近传统电力负荷中心，便于电网消纳，免去了长距离输电的烦恼。在当前三北(西北、东北和华北)地区遭遇“窝电”尴尬的时候，这点特别具有诱惑力。 　　海上风电经济性的增强也是一大刺激因素。2010年我国首批100万千瓦海上风电特许权招标的中标电价在每度0.6235元到0.7370元之间，较东海大桥项目0.978元每度的上网电价明显降低，已接近陆上风电的报价水平。 　　在诸多有利条件下，易跃春指出，2015年我国的海上风电装机规模预计可达到500万千瓦，2020年有望达到3000万千瓦。 　　多重矛盾成制约风电“下海” 　　虽然前景一片大好，但现实却要艰难得多。国内最大的风电开发商——国电集团龙源电力总经理谢长军说，在进军海上风电的过程中，企业感觉有些“晕船”。 　　导致“晕船”的颠簸，首先来自于海上风机的质量。近年来，我国的风电机组制造业实现了“跃进式发展”，华锐风电、金风科技等一批企业相继上市并在国际上排名靠前。但过快推进带来的隐患也开始频繁显现，一些陆上风机多次出现脱网、倒塌等事故，给行业发展蒙上一层阴影。 　　相比陆上，海洋环境的复杂性对风机质量要求更高。“陆上风机出小故障也许10分钟就能修好，而海上就不同了，如果风浪大，维修人员甚至不能靠近，最终修好可能要花好几周的时间。”大唐新能源副总经理孟令宾说。 　　谢长军指出，从目前情况看，并没有特别令人满意的海上风机。为此，龙源电力在其运营的江苏如东潮间带风电场中，使用了8家厂商的16台试验机组，期望找到最合适的机型。 　　此外，海域使用的矛盾也是一大制约因素。中国可再生能源学会风能专业委员会副理事长施鹏飞告诉记者，近海海域不同于西北的戈壁荒漠，在使用过程中要考虑军事、电缆、航运、滩涂围垦等多方面的因素，部门协调难度较大。 　　一位开发商表示，自己在做海上风电的前期工作时，突然接到地方上要变更海洋功能的通知，前期投入面临“打水漂”的困境。他呼吁各地政府要做好工作，在海洋功能规划中为风电留一席之地。 　　小步走”或成主流　指望其缓解“电荒”不现实 　　面对这样那样的掣肘因素，谢长军表示，龙源电力开发风电的策略是“小步走、不停步”，而大规模的开发可能要等到“十二五”后。 　　易跃春介绍，目前我国的海上风电开发规划是，重点建设江苏、山东基地，推进河北、上海、浙江等地的海上风电建设。 　　这样的侧重在业内人士看来是有道理的。在浙、闽等东南沿海省份，台风的破坏力非常强，现有的海上风机并不足以抵御这一风险。 　　此外，开发海上风电的收益也值得企业慎重考虑。由于首批海上风电特许权招标时每度0.6235元到0.7370元之间的中标价格大大低于业界预期，很多专家怀疑这一价格区间不足以让海上风电场实现长期盈利。 　　考虑到种种制约，即便2015年我国海上风电装机容量能达到500万千瓦甚至超预期，相比2010年我国超过9亿千瓦的电力装机总容量来说，比例仍是十分微小的。“指望海上风电缓解电荒根本不现实，它更多的是一种节能减排的探索。”施鹏飞认为。 　　相比海上风电，陆上风电仍将是我国未来的发展重心。虽然“三北”地带资源丰富的高风速区域几乎被瓜分殆尽，但广袤的南方内陆低风速区还有不小潜力。业内人士表示，未来的风电发展，将从大规模基地建设转向大规模基地建设与分散式开发相结合的路线。",国际电力网,新华网,"何欣荣 韩莹",2011-06-17,风电
356,"2017-09-18 05:12:30","发电易并网难 新能源苦等发电配额制",2011-06-17,"日前，赛迪顾问在北京正式发布《中国新能源产业地图白皮书》。赛迪顾问认为，“十二五”期间，中国新能源产业总体仍将保持快速增长态势，但发展重点将由之前的以风电为主转变为多元化发展并重，太阳能将成为发展速度最快的产业之一，生物质能也有望大规模启动。在目前的电力体制下，建立完善的新能源发电配额制度是新能源产业发展的有效保障。 赛迪顾问称，政策和资源是影响中国新能源产业布局的两大主要因素。在区域政策和资源禀赋的影响下，中国新能源产业集聚特征显现，初步形成了以环渤海、长三角、西南、西北等为核心的新能源产业集聚区。其中，长三角区域聚集了全国约三分之一的新能源产能；环渤海区域是中国新能源产业重要的研发和装备制造基地；西北区域是中国重要的新能源项目建设基地；西南区域是中国重要的硅材料基地和核电装备制造基地。 在赛迪顾问看来，目前中国新能源产业还处于成长期，受区域政策、当地资源等条件影响，未来中国新能源产业整体仍将持续朝政策和资源优势区域集聚；而国内大型新能源装备制造除了受到区域政策和地方资源要素吸引外，还受到终端市场产业半径的影响，将不断朝市场终端转移。 具体到新能源领域的细分行业，风电产业已经发展成为中国新能源产业中最重要的组成部分，未来3~5年将重点解决风电并网装机、风电项目安全运行等问题，发展速度将会缓慢下滑。 光伏产业方面，未来几年国内的竞争重心将从上游的制造环节转移到下游的市场应用环节，如何借助国内发电集团、国有投资集团等央企的资源优势获得更多的项目投资机会，成为目前光伏企业战略的核心。 赛迪顾问预计，未来两年中国光伏市场将出现井喷，2013年~2015年将进入相对稳定的发展阶段。核电方面，目前已经取得国家开工许可证的核电机组有30台，其建设进度基本不会受到日本福岛核电站泄露事故的影响，预计未来3~5年，我国已取得开工审批的核电站项目将平稳推进，新申请项目进度则会受到国家新的关于核电厂选址、设计、运行、质量保证等安全规定的影响。 对于中国新能源产业发展中面临的问题，赛迪顾问认为，目前，中国新能源发电配额制度只对发电企业有相关要求，但未对下游电网企业如何收购新能源发电量进行约束，从而导致电网企业不愿意收购新能源电力、新能源有电不能并网等问题。因此，建立和完善新能源发电配额制度是新能源产业发展的有效保障，国家需尽快出台同时针对发电企业和电网企业的新能源发电配额制度，明确国家电网和南方电网的配额标准、收购新能源发电项目的范围和收购价格等内容。",国际电力网,证券时报网,吴中珞,2011-06-17,"发电 新能源 发电配额制"
357,"2017-09-18 05:13:11","电网主辅分离重启 新集团或8月挂牌",2011-06-16,"　　沉寂多年的电网主辅分离改革重新被提上议事日程。 　　电网主辅分离改革对业界来说并不陌生。2002年2月10日，国务院印发电力体制改革方案，确定“厂网分开”、“主辅分离”、“主多分离”、“输配分开”的改革方向。2007年底，国务院国资委同国家电网和南方电网及相关部委共同操刀的《电网主辅分离改革及电力设计、施工单位一体化重组方案》出台。然而这近十年间，随着2004年大规模“电荒”和2008年年初的冰雪灾害，让这份酝酿已久的方案变故不断。 　　主辅分离重启 　　近日，国务院国资委正式下发了《关于印发电网企业主辅分离改革及电力设计、施工企业一体化重组的通知》（国资发改革【2011】55号），据《中国能源报》记者了解，本次电网主辅分离改革重组，是根据2002年《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发【2002】5号，以下简称5号文件）等文件精神，采取将国家电网公司、南方电网公司省级（区域）电网企业所属勘测设计企业、火电施工企业、水电施工企业和修造企业等辅业单位成建制剥离，与四家中央电力设计施工企业重组调整相结合的办法，组建成两家以项目总承包、工程管理、设计、施工、修造业务为主的综合性电力建设集团公司。 　　其中，两电网公司河北、吉林、上海、福建、江西、山东、河南、湖北、海南、重庆、四川、贵州、青海和宁夏等14个省（区、市）公司所属辅业单位和中国水电建设集团、中国水电顾问集团重组，组建中国电力建设集团有限公司（暂定名）；两电网公司北京、天津、山西、辽宁、黑龙江、江苏、浙江、安徽、湖南、广东、广西、云南、陕西、甘肃和新疆等15个省（区、市）公司所属辅业单位和葛洲坝集团、中国电力工程顾问集团重组，组建中国能源建设集团有限公司（暂定名）。据悉，新集团将于8月28日正式挂牌。 　　据葛洲坝集团新闻发言人介绍，两大集团目前成立了临时改革筹备小组和临时党组织，葛洲坝集团董事长杨继学担任中国能源建设集团（暂定名）临时党组织和筹备小组的负责人，推进各项重组工作。“重组之后，葛洲坝的业务将根据中国电力工程顾问集团和两大电网剥离出来的辅业进行调整，两者在设计、施工建设等方面会有较好的互补。”葛洲坝集团新闻发言人向本报记者表示。 　　此外，中国水电建设集团、中国水电顾问集团和中国电力工程顾问集团相关人士均向本报记者表示，重组工作正在按照国资委的精神和要求进行中。根据方案，中国电力工程顾问集团、中国水电顾问集团、中国水电建设集团、葛洲坝集团暂按子企业管理，网省辅业单位暂按业务性质实行事业部制管理。“现在谈新集团的管理经营模式为时尚早，一切工作还在筹备阶段。”葛洲坝新闻发言人对本报记者说。 　　电力建设市场重组后方向何在？ 　　根据2009年经营指标数据，新组建的中国电力建设集团有限公司（暂定名）资产总额1587.4亿元，净资产242.1亿元，营业收入1269.7亿元，利润总额44.7亿元；新组建的中国能源建设集团有限公司（暂定名）资产总额1111.6亿元，净资产208.9亿元，营业收入1007.4亿元，利润总额30.7亿元。根据方案精神，重组后的两集团均是集勘测设计，施工和修造为一体的全业务经营集团，将有利于市场公平竞争和企业发展。 　　然而，一些专家和业主单位却对改革之后的电力建设市场表示质疑。根据五号文件精神，有关电力设计、修造、施工等辅助性业务单位，要与电网企业脱钩，进行公司化改造，进入市场。一位电改专家在接受本报记者采访时表达了自己对垄断加剧的担忧：“设计和施工捆绑在一起，两大集团业务向综合性发展，其实是抑制了民营资本的进入和市场竞争的形成。” 　　国能生物发电集团副总经理刘建国向记者表示：“目前国能生物发电集团的项目中标者，设计和施工是两个单位。今后项目招标还要看两大集团投标是以集团身份还是各子企业的单独法人身份。” 　　“主辅分离改革之后对我们今后招标的影响很大。昨天我们刚组织了一次项目招标，中标价格还算合理，今后就不知道了。”山西福光风电有限公司总经理李兵对本报记者表示，“不排除今后同一集团的子企业同时竞标时，进行价格上的‘内部约定’，造成投标价格不透明和不能反映真实成本的现象。现在我们公司的内部规定是设计和施工单位必须来自不同的集团。” 　　国务院研究室综合司副司长范必也认为主辅分离改革成立两大集团之后，业主在项目招标上有选择性变小的可能。“成立两大集团后对电力建设市场的影响有多大？这个问题值得好好评估。”范必对本报记者说。 　　开弓没有回头箭 　　曾参与电改的中国电力发展促进会秘书长姜绍俊在接受记者采访时说，“若把主业定义为输电、配电、售电，主辅分离应将与其不相关的非主营业务全部分离出去才够彻底。即使不能分离，这些非主营业务的成本也不应计算到输配电价中。” 　　也有专家质疑，保留在电网内的送变电施工、各供电局的施工、设计单位等，在将来的电网建设市场上具有明显竞争优势，与已分离出去的电力勘测设计、火电施工企业同台竞技，这对“被改革者”似乎不大公平。 　　而5号文件中也早有这样的规定：“十五”期间，电网企业可暂不进行输配分开的重组，但要逐步对配电业务实行内部财务独立核算，对现国家电力公司系统所拥有的辅助性业务单位和“三产”、多种经营企业进行调整重组。电网企业可以拥有必要的电力科研机构。经营主业以外的业务要按照规定程序报经国家有关部门批准，并与电网业务分开核算。 　　“厂网分开之后，发电工程造价下降了一半，送变电业务的造价却一直居高不下。电网企业的触角伸向了上游行业，收购了许继、平高这样的装备制造业，其保留下来的上游行业可以悄悄‘藏’在未剥离出去的送变电业务里。要尽快将自然垄断性电网业务的考核方式，由考核其盈利性变为考核单位资产输、配电量等经营效率。”上述电改人士进一步说，“目前的输配电价并未反映出电网企业的设计施工等辅业及‘三产多经’的成本和利润在其中的总量和比重以及电力监管部门对标准实施中监管情况如何，存在哪些问题等。” 　　“输配分开不是‘物理’上的分开，而是将管理范围分开。电网单一购、售电主体的市场模式是需要改革的。”姜绍俊进一步说，“强调政府配置资源似乎一直强调却改变不了的‘中国模式’，主辅分离重启总算是往下走了一步，市场化改革的方向应不能回头。”",国际电力网,中国能源报,中国能源报,2011-06-16,"电网 主辅分离"
358,"2017-09-18 05:13:17",揭露交易煤三方利益链：掺假煤炭流入电企,2011-06-16,"　　一位煤炭企业营销经理透露，掺假煤炭存在巨大利益，这是电厂内部人员和煤企的一场交易。 　　“同一家火电厂化验从不同煤矿拉去的两车煤，出来的结果是，人家的煤热值有5000大卡，咱的只有4800大卡。并且，行内人一看就知道，化验结果为5000大卡的那车煤中明显掺了许多煤矸石。”刘彤在接受记者采访时指出，他是一家煤炭企业的销售经理。 　　然而，对于煤炭企业和火电企业，刘彤所说的问题已经成为这个行业公开的秘密。煤炭企业惨杂使假的方式之一就是把一文不值的煤矸石碾碎，混在优质煤炭中销售给火电厂。 　　这样已经掺假的煤炭竟能轻松进入电厂，还能卖到一个好价钱，“这就是电厂内部人员与煤企的交易了，肯定是收了其中一家的好处费。”一位煤炭行业专家指出。 　　而煤炭中间商，也就是“倒煤商”则成为中间维系这种交易的重要推手。 　　煤矸石：固体废物却有着煤炭的身价 　　“现在的煤矸石都找不到，直接掺杂在煤炭中当成煤卖掉了！可不像以前煤矸石都是没人要的，矿上都当垃圾随便处理了。”刘彤对记者指出。 　　昔日，作为在采煤和洗煤过程中产生的固体废物，煤矸石一文不值，而今，在煤炭价格一路扶摇直上的过程中，煤矸石的身价更是一路狂奔，直接与煤炭价格齐平。实现的方式便是如刘彤所说，披着优质煤的外衣，卖出优质煤的价钱。 　　据公开资料显示，煤矸石就是在采煤和洗煤的过程中排放的固体废物。是一种在成煤过程中与煤层伴生的一种含碳量较低，比煤坚硬的黑灰色岩石。 　　“搞煤炭的人都懂，煤炭是有纹路的，颜色比煤矸石要黑。”刘彤指出，“并且煤矸石很重，煤炭轻些。” 　　从煤炭开采来看，若生产1亿吨煤炭，就会排放1400万吨左右的矸石。从煤炭洗选加工来看，每洗选1亿吨炼焦煤，就会排放2000万吨左右的矸石；每洗1亿吨动力煤，排放的矸石量有1500万吨。 　　而以2005年为例，国内各类煤矿生产煤炭总量为1045亿吨，排放的矸石量约为20亿吨左右。若这20亿吨的煤矸石中有一半被掺杂在煤炭中卖掉，以现在接近最低价约500元/吨的重点合同煤价来计算，对煤炭企业来说，也是一笔很可观的收入。 　　而这些掺了煤矸石的煤炭运到电厂可能要比不掺的煤炭更能卖出一个好价钱，看似有违常理，但在现实中是存在的。这也就是刘彤向记者指出的另一个问题。 　　煤质化验中的猫腻 　　“两个矿都要卖煤给同一家电厂，细看，你发现别的矿运去的煤炭中有不少煤矸石，但电厂化验出的结果却是人家的好。”遇到这种情况，刘彤表示，“这是没办法的事情。你可以选择不卖。” 　　化验出的热值看似差距不是很大，而不同热值的煤价却远不是毫厘的差距了。 　　在秦皇岛港6月15日交割的几笔动力煤中，记者了解到，热值为5000大卡的一笔订单，它的成交价为756元/吨，热值为5200大卡的成交价为793元/吨，热值为5500大卡成交价为845/吨。 　　也就是说，你运去的煤炭热值实际上有5200大卡，但只给你5000大卡的价钱，平均一吨煤损失37元。若热值为5500大卡，按5200大卡计算，中间的损失就在每吨52元左右了。而另外一家，煤炭的实际热值可能远远低于化验出的热值，却能以高价成交，相反每吨多赚了几十元。 　　煤炭的热值可能并不是化验人员一眼就能看出来的，但是否掺入了煤矸石以及煤矸石掺入的多与少，对于从事煤炭以及火电的内部人员来说，看出个大概也并不是一件很困难的事情。鉴于煤矸石与煤炭还是有明显的区别的，对于买家火电厂来说，怎么能看不出来？ 　　“看出来也不会说的，肯定是人家给了电厂相关人员好处费了，之前早已经通过气了。”刘彤指出。而他的观点，一位煤炭行业专家在接受记者采访时同样表示认同，并且指出，“这中间是有利益关系的，已经是这个行业公开的秘密了。” 　　“交易煤”拉出的三方利益链 　　供火电厂使用的煤炭分为三种，一是重点合同煤，二是交易煤，三是市场煤。 　　中间的交易煤则是维系煤企内部人士，电企内部人士以及“倒煤商”之间利益关系的重要载体，它的价格介于重点合同煤和市场煤之间，比重点合同煤高一些，比市场煤低一些。 　　“其实也就是惯了一个名而已，”一位接近政府监督部门的人士接受记者采访时指出，“但这中间涉及到的利益关系却是相当复杂。其中，‘倒煤商’是中间的重要推手。” 　　而本报记者曾在煤电系列报道《煤炭物流有成本黑洞 倒煤利润三方均分》中已经指出了，在煤炭交易过程中三方分成的现象。而该接近政府监督部门人士也表示，“这也就是他们明知道煤质不好还要买的原因。” 　　同时，他也提到了自己曾经有一次去辖区所管电厂调研工作时，电厂人员指出，库存煤炭煤质一般的问题。他当时就质问电厂负责人，你既然发现了煤质不好，当时化验时就看出来的，为什么还要买回来？“市场上那么多煤，你说他偏偏买掺杂使假的，可见中间是有利益关系的。”该人士对记者表示。 　　“倒煤商”是中间的纽带，“他们的关系网都是你想象不到的，重点合同煤你拿不到，但他能拿到。我也有煤，你也有煤，都想卖给电厂，很多人都是找他们来实现的。” 　　这样一来，多了一道环节，但却多出三方都要从中得利的人员，那么，这些利益都要在煤价里被消化掉。 　　煤价上涨 电厂难辞其咎 　　“我曾经开玩笑说过，随便拉出一个电厂的科长都是很大的一个蛀虫。”上述接近政府监督部门的人士对记者表示。“如果这笔交易中不需要中间人，他们也非得找一个自己的亲属之类出来充当。这样才能有从中间获取利益的理由。” 　　那么这样一来，“即使电厂拿到了国家的重点合同煤，但最后成交的煤价每吨还得多出来个30元或50元左右，甚至更多。” 　　4月份，湖南出现了火电企业因煤价过高拒绝发电的情况，“他们是真的买不起煤了，”该接近政府人士继续指出，“之所以煤价现在涨到这个程度，发电企业也是有责任的。个别人员自己获利的同时，也搞乱了这个市场。” 　　巨大的利益诱惑也使得该位人士用“煤炭电力的黑社会”来形容现在煤炭的营销。“电厂化验，同样的煤，你的热值成了5000大卡，我的只有4800大卡。煤炭营销黑，电厂内部也黑，内外勾结。” 　　虽然现在煤炭属于卖方市场，但电厂对煤炭的需求量很大，也很稳定，双方结账也比较方便。这就使得煤炭企业也在找寻各种与火电企业合作的机会。 　　只是，目前来看，“这个市场还是很乱的，没有规范。”该接近政府人士指出。",国际电力网,证券日报,胡仁芳,2011-06-16,"煤炭 电企"
359,"2017-09-18 05:13:18",海上风电大发展或令多家风电设备企业受益,2011-06-16,"在15日召开的2011年上海国际海上风电及风电产业链大会上，上海市发改委副主任周亚表示，“十二五”期间上海将新建两个海上风电场，分别为东海大桥风电场二期和临港风电场，这两个项目最近刚刚获得国家有关部门批准，将于近期开展招标工作。“十二五”期间上海将积极推动风电设备业发展，力争在“十二五”末形成三至五家具国际竞争力的风电设备企业。 国家可再生能源专业委员会主任委员李俊峰预计，“十二五”期末累计风电总装机容量将达100-150GW，其中海上装机容量3-5GW，市场前景广阔。中国首座海上风电示范工程、亚洲第一座大型海上风电场——上海东海大桥10万千瓦风电场，于2010年11月投入运营，单机容量不低于2000千瓦，年发电量可达2.6亿千瓦时。 海上风电的发展将令相关的设备生产企业受益，如华锐风电、金风科技、上海电气、华仪电气、湘电股份、东方电气、中材科技、泰胜风能、华锐铸钢和闽东电力等。其中，华锐风电作为国内排名第一的风电整机制造企业，在海上风电领域早已起步：2010年自主研发并成功出产我国第一台5MW海上风电机组；在国家首轮100万千瓦海上风电特许权项目中标全部60万千瓦海上项目（全部采用3MW风电机组）；自主研发的34台3MW海上风电机组在上海东海大桥海上风电场全部并网发电，并顺利通过240小时预验收，打破了国外企业对高端风电机组制造技术的垄断；公司自主研发的潮间带3MW风电机组在江苏如东潮间带风电场成功投入运行；公司自主研发的3MW陆地风电机组已经在河北张家口、通辽北清河实现装机和并网发电。2011年，公司将全力推进国家能源海上风电技术装备研发中心的建设工作以及风电机组的认证和专利申报工作。 此外，金风科技在海上风电领域也是大展拳脚。公司从去年开始为海上风电以及风机整机出口布局，去年下半年子公司金风投资以协议方式收购协鑫控股旗下风机叶片资产，同时向江苏金风增资5.5亿元，用于实施6MW永磁直驱风力发电机组的研制、海上试验风电场及海洋风电工程项目。",国际电力网,上海证券报,刘相华,2011-06-16,海上风电
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"
361,"2017-09-18 05:13:35",能效电厂助推节能减排产业化发展,2011-06-15,"　　能效电厂是市场化、规模化、绿色化的电力节约保供模式，在欧美发达国家已运行多年，近年在我国江苏、广东等地也进行了成功试点，取得了较好效果。在我国能源资源的瓶颈制约越来越突出，推进节能减排、保障电力持续稳定供给任务艰巨的新形势下，加快能效电厂推广工作，有利于推进节电工作步入市场化轨道，有助于以零污染、零土地的方式，以更低的成本、在更短时间内增强电力供给能力。建议采取切实有效措施，借鉴国外做法，总结国内经验，创新体制机制，完善配套政策，在全国范围尽快推广能效电厂。 　　A、推进节能减排产业化发展的重要途径 　　能效电厂是一种虚拟电厂，属于电力需求侧管理的一项具体措施。具体而言，就是采用投资能效项目的形式，把各种节能措施、节能项目打包，形成某个地区、行业或企业的一揽子节能行动方案，鼓励用户通过采用高效用电设备和产品、先进工艺流程、优化用电方式等途径，减少电力消耗需求。这些减少的、规模化的电力消耗即是“能效电厂”提供的电力电量。 　　能效电厂虽然是虚拟的，但在满足电力需求等方面，同常规电厂具有同等的效用，而且能够显著地提高电能使用效率、减少高峰用电负荷。在不占用土地资源、不消耗能源、不排放污染物的条件下，仅仅通过创新机制，达到与新建电厂和相应输配电系统相同的效果。从这个角度讲，能效电厂是最清洁、环保、高效的优质能源。 　　B、国内外能效电厂的成功实践 　　从国外来看，美国、德国、法国、加拿大等国开展能效电厂的实践已有30多年历史，从组织模式、融资机制、激励政策等方面积累了许多成熟做法。从国内来看，目前，我国开展能效电厂试点的主要有江苏和广东两个省，北京、上海、河北等地也正在尝试，也初步积累了一些成功经验。总结国内外的成功实践，其做法主要有以下几点：（一）形成强有力的组织体系。发展能效电厂必须建立由政府、电网公司、节能服务公司、金融单位和第三方机构等共同参与的组织体系。政府是发展能效电厂的倡导者和组织实施者，必须发挥主导作用，主要负责制定能效电厂发展规划和支持政策，监督实施效果；电网公司在发展能效电厂中具有不可替代的作用，在我国必须承担起能效电厂实施主体的功能，负责方案制定和整体实施工作；节能服务公司掌握节电新技术、新设备和新工艺，拥有专业化人员，积累了节电项目推广经验，在发展能效电厂中是具体的操作者；金融单位和第三方机构主要负责资金保障和能效计算、评估等中介服务，在发展能效电厂中具有不可或缺的作用。 　　（二）纳入电力规划。能效电厂建设使节约的电力可以规模化应用，是一座“看不见的电厂”，如何充分发挥作用，需要统筹考虑。美国等国的做法是将能效电厂建设纳入电力规划，将建设能效电厂放在比建设实物电厂更为优先的位置，实现电力资源的优化配置，尽量减少或推迟常规发电机组特别是煤电机组的建设，并从项目安排、资金需求、配套政策等方面给予能效电厂特殊支持。比如，美国加州在考虑电力供需平衡时，首先考虑有成本效益的能效电厂项目，其次是可再生能源，最后才是常规火电机组。 　　（三）建立合理的融资机制。好的融资模式是发展能效电厂的基础和前提，决定着能效电厂发展的可持续性。能效电厂的核心思路是将公益性的节能项目，通过政策方式，变为具有经济效益的投资项目，以吸引社会资金投入，共同推进节能项目产业化发展。因此，是否具备融资能力、能否可以有效运作，是决定能效电厂项目成功的关键。国外探索了许多成功做法，从政府支持的方式看，主要分两类：一是政府的财政拨款，将能效资金纳入每年的预算，美国部分州政府、法国政府每年会给能效项目提供一定支持，并由政府机构或指定机构进行监督；二是节能公益基金，一般是通过收取电价的2%~3%作为推动能效工作的主要资金来源。这些资金专项用于能效电厂补助，使项目具有盈利能力，使用户乐于采用，并吸引银行等金融机构资金参与能效项目建设。 　　（四）建立科学合理的效益分配和政策激励机制。这是吸引各方积极参与能效电厂建设的关键。能效电厂建设涉及多个参与方，必须建立起相关各方科学的效益分享机制，使各方在实施能效电厂中各得所需，这样才能长期有效地激发各方积极性。通过推动能效电厂建设，政府可以更大程度地发挥市场机制作用，促进节能产业化发展，实现用较小行政资源获得较好节能减排效果的目的；电网企业和发电企业可以分享能效电厂的节电效益，同时取得减少电网峰荷、增加低谷电量，保障电力供给可靠性、稳定性的效果；节能服务公司可以通过为用户提供一揽子的能源节约服务获得节能收益，并不断发展壮大；金融机构通过向节能产业贷款获得相应奖励，增加新的贷款途径；第三方通过认证、监督获得相应收益，分享增值服务的收益。而广大电力用户，也可以因为用电减少、能效提高，而减少电费支出。 　　（五）建立有效的政策激励机制。实现合理的利益分配，离不开有效的政策激励机制。能效电厂实质上是公益性项目，为了对各参与方进行有效激励，各国家或地区制定了相关一系列激励政策。比如，鼓励电网企业开展能效电厂业务，允许其将实施能效电厂发生的相关费用计入成本；制定有利于能效电厂发展的优惠电价政策；出台财税优惠政策，帮助节能服务公司筹措资金，引导政策性银行介入能效电厂建设等。 　　据测算，美国加州推广能效电厂30多年来，最大用电负荷共降低了1200万千瓦，占总用电负荷的15%左右，年节省电量400亿千瓦时。国内能效电厂试点工作取得的效果也十分明显。在目前支持政策不完全配套的情况下，投资成本回收期在10年左右。 　　C、加快推广能效电厂意义重大 　　节能减排是当前和今后一个时期十分重要的工作，建设资源节约型、环境友好型社会是我们的重要任务。 　　建设能效电厂对于落实节能优先的能源战略，促进节能工作市场化、产业化发展，有效破解能源资源环境对发展的制约具有十分重要的意义。 　　（一）有利于节能节电长效机制的建立。能效电厂可以将分散、单个的节电项目汇总成相对大的项目，实行统一管理、统一融资、统一实施、统一监测，可以极大提高节电项目规模效益，降低实施方财务风险及管理成本，是一种创新型的节能机制。同时，通过设计合理的运作模式以及激励机制，可以调动各个参与方的积极性，特别是调动广大企业和居民的积极性，形成整个社会的节能风尚，建立节能节电长效机制，促进我国节能减排工作深入推进。 　　（二）有利于节能服务产业化发展。建设能效电厂，需要节能服务公司进行节能项目的设计、施工和运行。这就为节能服务公司发展提供了广阔市场，能够在加快节能产业化发展的同时，促进节能服务市场加快发展。 　　（三）有利于促进产业结构优化升级。建设能效电厂，其思路就是通过推广新设备、新技术、新工艺实现节能节电。因此，发展能效电厂，将推进高耗能设备的更新换代，对淘汰落后产能，提升行业技术水平，优化产业结构，加快节能节电技术和产品创新、推广和应用，促进经济结构战略性调整，都具有十分重要的意义。 　　（四）有利于节约能源保护环境。据测算，2020年我国能效电厂的发展潜力大致在1.4亿千瓦、年节电量达2800亿瓦时，获取这样的虚拟电力能力，是在不占用土地、不消耗能源、不排放污染物前提下获取的，而建设成本仅为新建电厂平均成本的三分之一到二分之一，若能效电厂潜力得到充分挖掘，未来10年我国可以累计节约电煤6.64亿吨标煤左右，累计减少二氧化碳排放约16.3亿吨，累计减少二氧化硫排放约1095万吨。这对于减少煤炭等化石能源消耗、优化能源结构、增强能源保障能力、减少温室气体排放等，无疑都是十分重要的。 　　D、几点建议 　　发展能效电厂意义重大、条件具备、时间紧迫，应当尽快列入议事日程，针对存在的突出问题和制约因素如电价机制不顺、企业积极性不高、投融资能力不强、财税支持政策不健全等，采取切实有效措施加快推进。具体建议如下：（一）明确总体思路。建议将发展能效电厂作为推进节能减排、优化能源结构的重点工作来抓，将其纳入国家的“十二五”电力行业规划，同供应侧电力资源统筹规划，作为优质能源项目加快建设、优先发展。 　　（二）调动和发挥各方面的积极性。建议尽快构建以政府为主导，以电网企业为主体，节能服务公司和电力用户广泛参与，第三方机构、金融机构和宣传媒体为支撑的组织体系，聚合各方面的力量。在当前发展能效电厂的起步阶段，尤其要强化电网经营企业的实施主体作用。为此，建议明确国家电网和南方电网企业是发展能效电厂的责任主体，将其发展能效电厂列为考核范围，研究实施激励机制，提高电网企业发展能效电厂主动性和积极性。 　　（三）加大财政支持力度。在能效电厂的起步阶段，政府投入必要的扶持资金是十分必要的。建议建立三种资金渠道：一是通过财政拨款，各级政府每年从财政收入中提取一定比例的能效电厂发展资金，专项用于能效电厂建设。二是建立节能公益基金，从电费中统一按照电价的一定比例收取，专项用于能效电厂建设。三是由政府成立独立的专业节能融资服务机构，实现节能相关企业与银行的对接，通过中间融资机制获得发展能效电厂的资金。 　　（四）鼓励金融机构参与。发展能效电厂，资金需求量大，离不开银行等金融机构的支持和参与。建议将对能效电厂项目贷款列为绿色贷款范围，鼓励各大商业银行加大贷款力度。鼓励国家开发银行等政策性金融机构参与能效电厂建设，支持节能服务公司享受融资优惠。 　　（五）实行优惠电价政策。能效电厂提供的是清洁环保高效安全的电力，享受比可再生能源发电更为优惠的电价补贴不仅是合理的，对于加快能效电厂建设也是必须的。建议参照可再生能源上网电价形成机制，出台制定能效电厂优惠电价政策，对能效电厂“所发电量”进行专门测算，并按优惠电价测算节电效益，保障参与各方获得一定回报。 　　（六）搭建中介服务平台。这是确保能效电厂项目顺利实施的前提条件。建议尽快建立健全权威的节能认证和检测机构，形成科学、高效、权威能效评估考核体系，当务之急是建立完善的能效数据统计制度，制定各种用电设备的节能标准和规范，开发能效考核技术支持系统。 　　（七）强化法律法规和标准制度建设。建议尽快研究形成发展能效电厂的政策法规、操作文件和相关制度，指导各方积极参与能效电厂建设。当前要抓紧制定和完善主要耗能设备和家用电器的能效标准、能耗限额和节电设计规范；强制重点耗能企业编制节电规划及其实施方案；完善电器产品能效标识制度，扩大能效标识应用范围。",国际电力网,国际能源网,"国务院研究室工贸司司长 唐元",2011-06-15,"能效电厂 节能减排"
362,"2017-09-18 05:13:45","投资超5万亿 智能关键设备将实现突破",2011-06-15,"　　当前，我国电力工业正从大机组、超高压、西电东送、全国联网的发展阶段，向绿色发电、特高压、智能电网的发展新阶段转变。到“十二五”末，我国智能电网技术和关键设备实现重大突破，智能化标准体系基本完善，电网智能化达到较高水平。 　　“‘十二五’期间，全社会用电量年均增长7.5%～9.5%，全国发电装机容量将会达到14.37亿千瓦左右，年均增长8.5%。全国电力工业投资有望达到5.3万亿元，比‘十一五’增长68%。” 　　日前，中国电力企业联合会专职副理事长魏昭峰指出，“当前，我国电力工业正从大机组、超高压、西电东送、全国联网的发展阶段，向绿色发电、特高压、智能电网的发展新阶段转变。未来五年，电力工业发展将不断深化市场化改革，提高科技创新能力，电力行业发展将再上新台阶。” 　　据他介绍，根据中电联的《电力工业“十二五”规划研究报告》，“十二五”期间，电力工业将带动社会总产出年均增加2.8万亿元左右，而在“十三五”期间将带动社会总产出年均增加3万亿元左右。 　　装机容量年均增长8.5% 　　魏昭峰说，预计2015年全社会用电量将达到5.99万亿～6.57万亿千瓦时，“十二五”期间年均增长7.5%～9.5%，基准方案推荐为6.27万亿千瓦时、年均增长8.5%；最大负荷达到9.94亿～10.90亿千瓦、“十二五”期间年均增长8.6%～10.6%，基准方案推荐为10.4亿千瓦、年均增长9.6%。 　　据介绍，2015年电力工业规划目标是：全国发电装机容量达到14.37亿千瓦左右，年均增长8.5%，其中，水电2.84亿千瓦，抽水蓄能4100万千瓦，煤电9.33亿千瓦,核电4300万千瓦,气电3000万千瓦,风电1亿千瓦，太阳能发电200万千瓦，生物质能发电及其他300万千瓦。全国110千伏及以上线路达到133万公里，变电容量56亿千伏安。非化石能源发电装机总规模将达到4.74亿千瓦，占总装机的比重为33％，比2010年提高6.3个百分点；非化石能源发电量1.52万亿千瓦时左右，占总发电量的比重为24.1%，比2010年提高3个百分点左右，非化石能源发电可替代化石能源5亿吨标煤，占一次能源消费的比重达到11.9%左右。 　　电源结构将获优化 　　魏昭峰指出，综合考虑多种因素，统筹未来十年和长远发展战略，电源发展将坚持优先开发水电、优化发展煤电、大力发展核电、积极推进新能源发电、适度发展天然气集中发电、因地制宜发展分布式发电的方针。 　　据介绍，到2015年全国常规水电装机预计达到2.84亿千瓦左右，水电开发程度达到71%左右（按经济可开发容量计算，下同），其中东部和中部水电基本开发完毕，西部水电开发程度在54%左右。 　　根据《电力工业“十二五”规划研究报告》，2015年煤电装机达到9.33亿千瓦。“十二五”期间开工3亿千瓦，其中煤电基地占66%；投产2.9亿千瓦，其中煤电基地占52%。 　　魏昭峰指出，大力发展核电要高度重视核电安全；坚持以我为主，明晰技术发展路线；统一技术标准体系，加快实现核电设备制造国产化；理顺核电发展体制，加快推进市场化、专业化进程；建立立足国内、面向国际的核燃料循环体系。根据规划，2015年我国核电装机4294万千瓦，主要布局在沿海地区，2011年开工建设我国首个内陆核电，力争2015年投产首台机组。 　　魏昭峰指出，“十二五”期间非水可再生能源开发要在充分考虑经济社会的电价承受能力和保持国内经济的国际竞争力的条件下积极推进。 　　其中，风电开发要实现大中小、分散与集中、陆地与海上开发相结合，通过风电开发和建设，促进风电技术进步和产业发展，实现风电设备制造自主化，尽快使风电具有市场竞争力，力争2020年我国风电技术处于世界领先水平。在“三北”(西北、华北北部和东北)地区发挥其资源优势，建设大型和特大型风电场，要同步开展开发、外送、消纳研究，统一规划。规划2015年和2020年风电装机分别为1亿千瓦和1.8亿千瓦。 　　此外，要促进发展太阳能发电，规划发电装机2015年达到200万千瓦左右，2020年达到2000万千瓦左右，确保2030年我国太阳能发电技术处于世界领先水平。因地制宜发展生物质能及其他可再生能源发电，2015年和2020年生物质发电装机分别达到300万千瓦和500万千瓦。2015年和2020年地热和海洋能发电装机分别达到1万千瓦和5万千瓦。 　　智能电网关键设备实现重大突破 　　魏昭峰指出，“十二五”期间，在特高压交流试验示范工程的基础上，我国将结合加快建设西部、北部大型煤电基地，西南水电基地，酒泉、蒙西、张北等大型风电基地以及未来大核电基地的接入系统，重点加快华北、华东、华中特高压交流同步电网建设。2015年华北、华东、华中特高压电网形成“三纵三横”主网架，锡盟、蒙西、张北、陕北能源基地通过三个纵向特高压交流通道向华北、华东、华中地区送电，北部煤电、西南水电通过三个横向特高压交流通道向华北、华中和长三角特高压环网送电。 　　同时，南方电网在“十二五”期间，将规划建设糯扎渡电站送电广东±800千伏特高压直流工程、溪洛渡电站送电广东同塔双回±500千伏直流工程和金沙江中游梨园、阿海电站送电广西直流工程。 　　对于智能电网建设，魏昭峰指出，未来我国电网智能化发展将以坚强网架为基础，以通讯信息平台为支撑，以智能调控为手段，包含电力系统的发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节，覆盖所有电压等级，实现“电力流、信息流、业务流”的高度一体化。 　　“十二五”期间，重点加强技术创新和试点应用，在系统总结和评价智能电网试点工程的基础上，加快修订完善相关标准，全面推进智能电网建设，实现各环节的协调有序快速推进。到“十二五”末，我国智能电网技术和关键设备实现重大突破，智能化标准体系基本完善，电网智能化达到较高水平。",国际电力网,国际能源网,本站整理,2011-06-15,"电力 智能电网"
363,"2017-09-18 05:13:53",设备研发：智能电网、农网改造“两手抓”,2011-06-15,"　　随着国家智能化电网建设和农网升级改造工作的深入进行，这对电力设备制造行业带来难得的发展机遇。 　　“十二五”期间，国家电网公司将基本建成坚强智能电网，电网投资预计超过1.7万亿元，年均投资3400亿元。同时，国家启动的新一轮农网改造升级工程，时间跨度3~5年，每年投资规模超过500亿元。随着国家智能化电网建设和农网升级改造工作的深入进行，对电力设备制造行业带来难得的发展机遇。 　　智能电网进入“全面建设”阶段 　　国家电网公司提出了立足自主创新，以统一规划、统一标准、统一建设为原则，建设以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展，具有信息化、自动化、互动化特征的统一坚强智能电网的发展目标。 　　信息化、自动化、互动化是智能电网的基本技术特征。只有形成坚强网架结构，构建“坚强”的基础，实现信息化、自动化、互动化的“智能”技术特征，才能充分发挥坚强智能电网的功能和作用。 　　信息化是坚强智能电网的实施基础，实现实时和非实时信息的高度集成、共享与利用； 　　自动化是坚强智能电网的重要实现手段，依靠先进的自动控制策略，全面提高电网运行控制自动化水平； 　　互动化是坚强智能电网的内在要求，实现电源、电网和用户资源的友好互动和相互协调。 　　智能电网建设分为三个阶段：第一阶段，2009～2010年，规划试点阶段，重点开展坚强智能电网发展规划工作，制定技术和管理标准，开展关键技术研发和设备研制，开展各环节的试点工作。第二阶段，2011～2015年，全面建设阶段，加快特高压电网和城乡配电网建设，初步形成智能电网运行控制和互动服务体系，关键技术和装备实现重大突破和广泛应用。第三阶段，2016～2020年，引领提升阶段，全面建成统一坚强智能电网，使电网的资源配置能力、安全水平、运行效率，以及电网与电源、用户之间的互动性显著提高。 　　四个体系：电网基础体系、技术支撑体系、智能应用体系、标准规范体系。其中：电网基础体系是坚强智能电网的物质载体，是实现“坚强”的重要基础；技术支撑体系是先进的通信、信息、控制等应用技术，是实现“智能”的技术保障；智能应用体系是保障电网安全、经济、高效运行，提供用户增值服务的具体体现；标准规范体系是指技术、管理方面的标准、规范，以及试验、认证、评估体系，是建设坚强智能电网的制度依据。 　　农网改造带来商机无限 　　国家电网公司将在2010~2015年期间实施新一轮农村电网改造升级工程建设。 　　目前，农村配电网“卡脖子”、“低电压”等问题比较突出，其主要原因有：电源布点不足，主网架结构相对薄弱；110、35kV变电站不同程度的存在单电源问题；10kV电网以辐射状为主，老化严重，损耗较高，绝缘化水平低；低压电网装备水平不高；35kV无功补偿容量基本满足规程要求，但是中低压补偿容量偏少，客户端电压偏低。 　　我国农网改造的目的与主要任务有四个。 　　首先，加快建设以220kV变电站为主的县域电网供电电源、110kV系统满足N-1要求的县域电网，消除县域电网的薄弱环节；在经济发达地区适度控制35kV变电站的发展，对现有变电站实施双电源供电建设工程，2015年85%的变电站实现双电源供电，提高县域电网的供电可靠性。 　　其次，加强对县城为主的小城镇10kV电网的研究，制定公司统一、高标准和适应智能化发展的电网建设导则，指导和规范小城镇配网建设。继续升级10kV电网，县城80%的10kV线路实现环网(手拉手)供电，县城10kV线路的绝缘化率达到45%，加大农村10kV主干线的改造力度，优化供电范围，基本完成超运行年限线路的改造。 　　再次，逐步提高变电站及线路断路器无油化率，根据具体情况推广应用S11、S13、非晶变、有载调容变等新型节能变压器，逐步淘汰S7及以下高耗能配变。开展无功优化工作，选择合适补偿模式，开展变电站和线路的电能质量综合治理工作，彻底解决农网中的“低电压”问题。 　　最后，2012年和2015年，农网供电可靠率分别达到99.72%和99.75%以上；农网综合电压合格率分别达到97.8%和98.2%以上；农网35kV及以下综合线损率分别降到4.75%和4.70%以下。 　　研制规划将进一步修改 　　2009年6月，国家电网公司组织相关专业人员成立专项工作组，启动了《智能电网关键设备(系统)研制规划》(以下简称《研制规划》)研究。最近，国网公司智能电网部又对智能关键设备集中调研，在调研的基础上对《研制规划》进行滚动修订。 　　调研的主要范围涉及发电、输电、变电、配电、用电、调度等六大环节。 　　调研的重点是对试点项目中关键设备的研制状态、种类和数量、总体研制时间进度、试点状况等。 　　对于设备制造业而言，应该做好五个方面的工作。 　　第一要有明确的产业方向，要有所为有所不为，切忌见钱就赚。 　　第二要把控好产业或业务进取速度，在发展中协调好踩油门与踩刹车的动作。 　　第三要深度打造自身潜力，在继承基础上创新，提升内控能力，真正增强内在实力，体现后发优势。 　　第四要有强烈的危机意识，处理好风险防范和危机处理措施的关系，准确把握智能化电网建设的最新动向。 　　第五要明确参与智能化电网建设的责任，平衡好经济责任和和社会责任的关系。",国际电力网,电气中国,电气中国,2011-06-15,"智能电网 农网改造"
364,"2017-09-18 05:13:58","煤价持续快速上涨 电厂亏损依旧",2011-06-15,"　　国家能源局煤炭司副司长魏鹏13日在“当前电力煤炭供需形势媒体通气会”上表示，今年夏天电力总体供需形势依然趋紧，但下半年煤炭需求有望小幅回落，总体上电煤供应不会大面积紧张。根据能源局提供的数据，目前全国重点电煤库存超过6000万吨，平均可用17天。 　　但记者调查了解到，目前缺电、缺煤较为严重的江苏省和湖南省的燃煤电厂库存还远未达到17天的平均水平，且由于煤价持续快速上涨，电厂亏损依旧。 　　五大发电集团之一位于江苏的某发电企业负责人在接受采访时表示，江苏省燃煤电厂的煤炭库存目前距离能源局所说17天的平均水平相差尚远，仅维持在国家规定的10天保障水平。而这一水平也是为保障发电而贷款购入的电煤。 　　“电厂现在仍然亏损，发电收的电费仍然不够买煤，煤价涨得太快了。”上述人士告诉记者。 　　秦皇岛煤炭网统计数据显示，秦皇岛港口煤炭平仓价格已经连续12周上涨，同时电厂煤炭价格也连涨8个旬期，煤炭价格始终维持高位坚挺运行。 　　据了解，位于江苏南通、太仓等地的燃煤电厂煤炭接收价也在快速上涨。热值为5500大卡和5800大卡的电煤接收价格依然按照每周10元/吨的增速上涨，且已经达到930元/吨上下的水平。 　　“按照现在煤价的涨势，我们电厂只能硬着头皮采购10天的量，再多肯定不会买了，江苏其他的电厂也是一样。”上述人士说。 　　据了解，全国主要发电企业煤炭库存在本月初从13.6天上升至16天左右；与此同时，秦皇岛煤炭库存也在本月初重返600万吨的警戒线之上。业界也曾因此以为一度紧张的电煤供应可暂时稳定，电厂可暂别“电煤荒”；但接近中旬的数据则令人难以乐观。 　　海运煤炭网数据显示，6月6日~6月12日，秦皇岛港煤炭铁路调入量连续三周保持下跌态势，而港口煤炭调出量却迅速回升。秦皇岛海运煤炭交易市场一位人士告诉本报，秦皇岛港煤炭库存的水平完全取决于调入量与调出量，目前后者迅速增长而前者保持下跌，则说明月初略有回升的库存难以保持。 　　同时，有分析人士称，由于电厂库存上升，短期内主要发电企业对市场动力煤的采购积极性已经下降。但据本报了解，江苏、湖南两省的燃煤电厂采购积极性的确受挫，但并非由于煤炭库存上升，而是因为难以承受连续上涨的煤炭价格；同时，目前雨季的来临增加了水电出力，使火电略获喘息，但势难长久。 　　上述电厂人士告诉本报，目前整个江苏省的火电厂都在满负荷发电，但是江苏电网仍有大约1300万千瓦的电力缺口。“所以既然满负荷发电都不够用，怎么可能没有买煤的积极性呢？关键是价格太高导致电厂不愿买煤，而不是因为库存高。” 　　五大发电集团之一位于湖南的某电厂高层告诉本报，目前整个湖南省统调的煤炭库存是100万吨左右，雨季到来前全省每天的煤耗是12万吨左右，而估计雨季过后煤耗很可能还会高于这一数字。由此可见，尽管目前几场大降雨使火电厂稍获喘息，但雨季过后的库存可能再次降到7天以下。",国际电力网,第一财经日报,第一财经日报,2011-06-15,"煤价 电厂 煤炭"
365,"2017-09-18 05:14:04","发改委再提输配电分离试点 数千亿配电资产界定难",2011-06-13,"　　电力体制改革正抓紧赶路。 　　继确定电网主辅分离方案并实施后，沉寂数年的输配电分开试点也被再次提及。 　　日前，国务院批转了发改委上报的《关于2011年深化经济体制改革重点工作的意见》，其中明确“加快输配电价改革”为今年体制改革工作重点，并将“稳步开展电力输配分开试点”。这与去年的提法相比有明显变化，同样一项，去年的重点是“出台试点工作意见”，再往前推，2007年下发的“十一五”期间的输配电价改革工作重点，则是“适时开展改革试点”。 　　所谓输配分开是指将超高压输电网与中、低压的配电网的资源分开，分别经营核算。分开核算的主体是电网，也就是说，要将电网企业管理的输电业务和配电业务分开，并进行单独核算，以此形成发电、输电、配电和售电环节的多头竞价。 　　事实上，多头竞价的形成绝非易事。消息人士表示，“资产关系不理顺，独立核算机制没形成，即使试点，也无法开展。” 　　试点“计划” 　　根据2002年的电改方案，电力体制改革将最终实现“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”，即最终达到形成有效电力市场的目标。然而在实施厂网分开后，直到今年，8年多的时间才刚刚启动实施主辅分离的改革重组，输配电价改革却一直止步不前。 　　今年6月初，发改委公布了《关于2011年深化经济体制改革重点工作的意见》，其中明确2011年将推进电力体制改革，特别是深入推进电网企业主辅、主多分离，稳步开展电力输配分开试点，探索输配分开的有效实现形式。并明确改革由发改委、电监会、国资委、能源局和财政部等联合负责展开。 　　对于电力输配分开试点，今年的提法与往年有所不同，于去年下发的《关于2010年深化经济体制改革重点工作的意见》中，对于输配电工作的重点是“出台输配电体制改革试点工作意见”。而这与“十一五”期间的工作目标相比，也有很大变化。根据2007年下发的《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》，“十一五”期间的输配电价改革工作重点是“适时开展输配电分开改革试点”。 　　从适时开展试点到出台试点工作意见，再到稳步开展试点，改革始终在前进。不过从前后对比来看，却不难发现改革推进的缓慢和工作进度的调整。 　　不过，“目前有的只是一些输配电分开的雏形。”一位不愿具名的消息人士对本报记者表示，这些雏形主要体现在一些不归入电网的地方政府掌控的供电企业或供电局，其将电力从电网公司批发过来，然后卖给当地的用户。“这种等数批发电力、内部销售的行为基本实现了独立输配，这些供电公司成为了配电公司，与电网公司形成输配分开的局面。” 　　但这和真正意义上的输配分开还有很大距离。 　　距离试点，有多远？ 　　对输配分开的试点和改革，自2002年敲定电改方案开始，就曾着手运行和尝试。 　　2004年4月，发改委曾下发《关于在华东、广东地区开展输配电价和销售电价改革通知》，决定在华东地区、广东省开展输配电价和销售电价改革试点工作。“通知”要求试点小组制定改革试点方案，提出改革目标研究确定电网输、配电业务在体制上分开前输配电价的形成机制及分阶段的实施方案，并研究输、配电分开核算及配套电价改革办法。 　　按照“通知”的时间表，当年10月正式提交试点实施方案，力争年底开始模拟运行；根据模拟情况，2005年适时进入试运行。 　　然而直至今日，该试点尝试未有任何下文，输配电试点改革从此陷入沉寂。直至去年，中电联完成了《输配电价形成机制研究》，并上报电监会，而这与去年提出“出台输配电体制改革试点工作意见”的电改工作重点有着相关重合和交集。 　　据该报告主要负责人中电联副秘书长欧阳昌裕当时接受本报记者采访时称，报告提出“成本加收益”的输配电价机制模型和独立输配电价形成机制的路径，并提出了应先选择中东西部电网进行输配电价改革试点的结论。 　　然而该方案并未对改革造成波澜，一位接近电监会的人士日前对记者表示，上述课题虽然上报，但对于输配电价改革试点，目前还没有定案的意见，课题仅为参考之用。“目前来看，输配电分开的难度很大。不同于主辅分离，在当年电改方案出来后就把四大辅业和电网的辅业划定的比较清楚，容易剥离重组，而输配电的难点在于如何独立核算。”上述消息人士称。 　　该人士表示，要实现输配电分开，首先要解决两个难题，一个是解决电网输配垄断环节的成本核算和分开，其中包括经营核算和财务核算的公开、公平和透明；另一个是解决中央资产和地方资产在配电环节的利益变化和调整。 　　按照当年电改方案，输配分开后，电网公司将演化为“输变电公司”，而“配电”将从电网资产和业务中剔除，形成分属各个地区的“配电公司”。 　　然而如何清晰地计算配电资产被视为输配电分开最大的难题。配电资产在电网资产中的份额和配电资产中纠结在一起的央产和地方资产很难厘清。 　　在1998年进行农网改造之前，配电网(110千伏及以下)资产主要属地方财政，这其中的产权关系错综复杂，如在直管直供县中有部分地方资产和集体资产，而在趸售县和自管自供县中也有部分中央资产和集体资产。 　　在农网改造和城网改造之后，伴随着中央财政的投入以及部分地区对农村电网的“上收、代管”，配电网的资产关系变得更为复杂。 　　按照当年的电改方案，确定在一县范围内营业区交叉的多家供电企业，以各方现有配电网资产的比例为基础，组建县供电有限责任公司或股份有限公司，国家电力公司以外供电企业的资产关系可维持现状。而电改涉及到中央政府与地方政府在电力企业财政利益格局方面的变化与调整问题，则交由财政部研究制定解决办法。 　　正是这样的维持现状和多头管理，对下一步的输配电分开来说，举步维艰。中国投资协会能源研究中心副理事长陈望详2006年曾经测算过配电网的资产份额，据其估算，配电网资产大概在6000亿左右。然而随着近几年电网输配网络的发展，该资产数额将进一步扩大。 　　“厂网分开是为了发电侧竞价上网，而输配分开是为要把配电环节引入竞争机制，把输电成本搞清楚，但现在来看，开展输配分开的试点并不具备相关的条件，资产关系不理顺，独立核算机制没形成，试点无法展开，即使展开也没有意义。”上述消息人士表示。",国际电力网,经济观察报,于华鹏,2011-06-13,"输配电 配电 发改委"
366,"2017-09-18 05:14:13",电力短缺周期下的投资机会,2011-06-09,"　　早在今年4月，国家发改委就发布了电力供应偏紧的预警通知，随着天气的逐渐转热，''电荒''也开始愈演愈烈，有关专家认为，今年有可能是自2004年大缺电以来最困难的一年，目前煤炭涨价与电网建设滞后正加剧着''电荒困局''。通过多方面经验判断，2011年开始我国将进入电力短缺周期，缺口高峰或在2013 年。我们认为，接下来和缺电相关的行业还将继续有表现机会。 　　首先，在煤价高企、电力紧缺日趋严重以及火电业务多年连续亏损的背景下，政府必须保证火电业务至少保持盈亏平衡，保证电企发电积极性，促进电力供给，保障足够的资金以满足未来电力投资需求，因此，火电企业会是最直接的受益者，其盈利有望触底反弹，并存在上调电价的预期。建议关注具备全国布局能力的火电龙头企业，''业绩弹性大+电力紧缺''的区域火电企业，以及一些因资金瓶颈发展受限的火电企业。 　　当然，要从根本上破解''电荒''，还是应该逐步调整以火电发电为主的电源结构，加大新能源发电的比重，同时加强智能电网建设，加快跨区电网建设，这背后可能隐藏着更为丰富的投资机会。 　　缺电让新能源发展充满了潜力。技术较为成熟且可以大规模开发的再生能源既可满足经济社会发展的有效电力需求，又能实现国家的能源结构目标，无疑是一个有效的突破口。国家发改委近日下发的《产业结构调整指导目录（2011年版）》将新能源作为单独门类，首次进入指导目录的鼓励类。建议关注太阳能、风能、生物质能、海洋能等相关公司，尤其是享受政策大力度扶持的新能源企业。 　　缺电也让电网建设突显出至关重要性。面对全国资源优化配置的新格局，电网在保证供应中的作用将持续增强。将西南丰富的水电、西北丰富的煤电通过特高压输电线路输送到东部负荷中心是未来的大概率事件。另一方面，实现电网的智能化，尤其是加强用电、配电等环节的自动化，容许不同发电形式的接入、启动电力资产的优化高效运行也是未来电网建设的大趋势。因此，无论是特高压还是智能电网，在缺电大背景下均会迎来一个较大的发展。",国际电力网,世界能源金融网,世界能源金融网,2011-06-09,"电力短缺 周期 投资机会"
367,"2017-09-18 05:14:15","上调电价后煤价跟涨 高煤价被指根源在中间环节",2011-06-09,"　　随着夏季用电高峰越来越近，用电压力也越来越大。 　　发改委通知称，自本月1日起，全国15省市非居民销售电价每度平均上调了1.67分。 　　而截至目前，共有16家上市公司发布公告称，也将上调电价。 　　但问题是，电价上调后，煤价也开始跟风上涨，因此难免吞噬由于电价上涨给电企带来的利润。 　　有业内人士指出，调电价实属缓解电荒的无奈之举，不能从根本上扭转电煤价格上涨对电企的影响，但是却陷入了煤价涨、电价涨、煤价再涨的恶性循环。 　　上调电价后煤价跟涨 　　截至5月31日，环渤海地区港口平仓的发热量5500大卡市场动力煤的综合平均价格报收837元/吨，比前一报告周期上涨了5元/吨，连续第十一周上涨。 　　随着电价上调，煤价也跟风上涨。 　　事实上，业界已经预测会出现如下的逻辑关系：电价上涨，使得电厂开工率增加，用煤增加，煤炭供应紧张，煤价上涨。无论电价上涨多少，都会被煤价“吃掉”的。 　　记者通过采访多家电企了解到，此次电价调整能在一定程度上补偿发电企业因电煤价格上涨增加的部分成本，缓解公司经营压力。但同时，一旦煤价上涨，这部分收入则会被吞噬。调电价不能从根本上扭转电煤价格上涨对电企的影响。 　　中银国际的分析师姚圣认为，上调电价可能会成为煤炭供应商进一步提高煤炭市场价格或降低合同履行率的借口。 　　“电价每上涨1分钱，仅相当于煤炭成本每吨抵消28元钱，而煤炭价格涨幅远远超过于此，尤其是电价上调之后，煤炭也会随之涨价，因此涨价对缓解电力企业亏损是杯水车薪。”中国能源网首席信息官韩晓平说。 　　厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强在接受记者采访时表示，短期解决电荒的措施是“两头做”，调电价和控煤价。光调电价不够，因为煤价可能会跟着电价涨，因此也要压煤价。但压煤价不能只针对电煤，而是对所有煤全面限价，这是短期内的“猛药”。他还指出，建立有效的定价机制。煤、电、油、气等供需中的突出矛盾最经济的解决方案是建立长效机制，可以逐步建立市场化的价格机制，从而解决电荒“顽疾”。 　　专家建议 　　铺设煤炭专用运输通道 　　“只要一电荒就涨电价。这实际上陷入了一个恶性循环，并不能从根本上解决问题。眼前要增加部分地区的煤炭供给，以保障电企发电。目前来看，最缺煤的就是华中地区，而每年基本上这个地区都要因为缺煤闹电荒。” 中央财经大学中国煤炭经济研究院中国煤炭上市公司研究中心主任邢雷告诉记者。 　　据了解，华中地区水能资源相对丰富，但总体上“缺煤、少油、乏气 ”，而每年华中地区需从外区大量输入能源，尤其是电煤。2007年华中地区能源净输入量约为21400万吨标准煤，能源对外依存度达33%，预计到2020年和2030年，华中地区净输入能源量将达到50500万吨标准煤和78500万吨标准煤，能源对外依存度将上升到43%、47%，电煤供应紧缺的矛盾将长期存在。 　　“目前的煤价高在哪？高在煤炭中间的流通环节。现在煤炭运输有一个点装费，从内蒙古运到鄂尔多斯，一吨煤的点装费就高达50元，而且这个钱是无发票不进账的。煤炭在长途运输中的流通费用是相当高的。”邢雷说。 　　他表示，目前的核心问题是增加煤炭供给，实际上并不是真正缺煤，而是输送的问题。而运往华中地区一吨煤，从内蒙古到秦皇岛港口的运费是120元，再加上港口费用就是150元，最终运到上海等地的运输费用就已经高达200元。由于运输的困难和高额的运费，从量上来讲运往华中地区的煤很难再增加。 　　“建一条从内蒙古到华中地区的煤炭专用通道，大概2-3年就可以建成，花费大概在120-130亿元，这样把各种水路运费都省下来，煤价自然就下来了。每年运输量在2亿吨左右，2009年华中地区的煤炭缺口就是1.9亿吨，正好可以解决华中地区的煤炭供应问题。”他说。 　　而实际上，内蒙古的煤电运输不畅问题也颇为严重。 　　“内蒙古现在煤也运不出去，电也送不出去。”内蒙古电力集团总经理张福生说。 　　内蒙古发改委能源开发局副局长赵钢在接受媒体采访时也表示，内蒙古开展前期工作的煤炭产能有6亿吨，火电项目1.5亿千瓦，并从“十一五”初期就开始争取新建运煤专用线和输电通道，但一直没有获得国家的批准，形成了窝电的现象。 　　“一劳永逸的办法就是建设煤炭大容量运输通道，从供应上解决用煤问题。”邢雷说，此外，今年以来高耗能企业发展较快，这不利于经济转型，可以对这些企业实行惩罚性电价来压制需求。他还表示，长远来讲，煤电作为紧密的上下游关系，解决双方利益冲突的方法是可以结成利益共同体，通过资本市场的方式，相互持股和换股，来规避风险。像宝钢就持有五六家煤炭公司的股票，这对煤炭买卖双方都有好处。",国际电力网,证券日报,李春莲,2011-06-09,"电价 煤价"
368,"2017-09-18 05:14:25",海上风电市场容量有限,2011-06-08,"目前，国内制造商均将风电设备大型化的着力点锁定在单机容量5兆瓦或6兆瓦的机组上，且应用领域均瞄准海上风电。伴随着去年以来海上风电开发潮的升温，受困于陆地风电“价格”战困扰的设备制造商纷纷开始钻研海上风机技术，以图通过占据技术前沿开辟新战场，并占据先机。 据国内风电民企代表银河艾万迪斯公司的一位负责人介绍，从风电场投资成本上讲，海上风机大型化尽管会增加10%的机组采购成本，但却能节约15%以上设备维护成本，总投资成本会降低5%以上。而陆上风电场装大型风机则受制于运输条件制约，每台则至少增加5%的投资成本。他认为，从经济性上考虑，陆上风电机组并不需要风电机组大型化。 但该负责人对记者表示，风电设备大型化并非海上和陆地都适合发展。由于风电场安装机组数量的减少，设备维护投入人力和财力小，因此大容量风机更适合海上。另外，尽管大型化发展适合海上风电开发需求，但按照国家“十二五”规划，未来5年国内海上风电的装机规模为500万千瓦左右，仅占全部装机的5%，其能撬动起的市场空间也很有限。",国际电力网,中国传动网,中国传动网,2011-06-08,"海上风电 市场容量"
369,"2017-09-18 05:14:32",湘财证券:国家电网公司招标总量大幅增长利好设备厂商,2011-06-08,"　　水电大机组国产化加速,水电海外拓展消息连连 　　三峡首台地下机组并网发电,投产机组为中国自行研制的70万千瓦大型水轮发电机组,制造商为H股上市公司哈尔滨动力股份,表明我国在70万千瓦以上水电大机组方面国产化进展顺利。本月我国与老挝签订南乌江水电开发项目、我国向柬埔寨给予优惠贷款用于水资源开发项目,东方电气签下伊朗水电合同等多个涉及海外水电开发的消息接踵而至,表明我国拓展海外水电市场进程加快,长期将利好水电设备龙头公司。 　　核电规划下调1000万千瓦,投资规模或减1200亿元 　　多位专家在5月12日的第七届中国核能国际大会上称,我国2020年核电规模不低于7000万千瓦。这比年初能源工作会议提法减少1000万千瓦,我们预计整体投资规模或减少1200亿元;此外,在机组选择上,可能加快向三代AP1000的过渡。从技术角度看,将利好如下核电企业:核电大型铸锻件制造商、AP1000仪控系统提供商。主要受到影响的核电企业将是暖通空调系统的供应商。 　　国网招标总量提升明显,欧美智能电表市场加速在即 　　今年以来,国家电网一二次设备及智能电表累计招标两次,均已发布中标公告。招标总量大幅增长。相关设备制造龙头企业将从中受益。同时欧美相继出台智能电表普及时间表,海外智能电表市场加速在即。鉴于我国电表制造及出口大国的地位,电表龙头企业及有海外供货业绩的企业将从中受益。 　　农村电网改造,配电设备企业迎来机遇 　　国务院总理温家宝5月5日主持召开国务院常务会议,决定实施新一轮农村电网改造升级工程。有消息人士称,本轮投资规模将达3000亿元。输配电设备将享受1300-2000亿元的市场规模。对于农村电网改造,配网设备将是受益最大的部分。 　　中低压变压器、配电自动化等细分行业龙头将从中受益。 　　特高压哈密-郑州、锡蒙-南京两条特高压项目已获发改委批条 　　国家电网公司能源研究院高级经济师白建华6月1日表示,“哈密-郑州、锡蒙-南京两条特高压输电项目已获发改委批条。”这两条线路中“哈密-郑州”为特高压直流项目,工程静态总投资约254亿元。“锡盟-南京”为特高压交流项目,工程总投资480亿元。两条线路,尤其是交流线路的获批将对一直以来止步不前的特高压交流产生重大利好,若两条线路若年内可以开始设备招投标,则输变电设备相关龙头企业将从中受益。建议关注中国西电、许继电气、特变电工及天威保变。",国际电力网,国际能源网,本站专稿,2011-06-08,"国家电网 招标总量 设备厂商"
370,"2017-09-18 05:14:39","央企扎堆煤电项目 煤电一体化隐现圈地泡沫",2011-06-07,"　　在罕见的淡季“电荒”刺激下，央企在煤电一体化的道路上加快了步伐。 　　6月初，15个省市的非居民用电价格正式上调，煤炭、电力行业的央企也加快了在各地的布局速度。 　　据了解，在江西、河南、云南等省市，神华集团、华能集团等多家国内大型煤炭、电力行业央企近日纷纷与当地政府展开战略合作。有行业内专家向记者表示，煤电一体化能够为当地政府和央企带来利益，也能对缓解电荒发挥一定作用。但需要警惕的是，央企在煤电项目上的规模扩张，并不能从根本上解决电力供需矛盾，而这种扩张将挤占民营和外资企业在电力行业的市场份额，电价机制市场化改革的步伐也可能会因此减缓。 　　央企扎堆电力项目 　　近日在煤电领域表现最为抢眼的当属神华集团。短短两个月时间，神华集团煤电一体化项目便正式落户江西，该项目规划占地约3000亩，包括一个2000万吨煤炭储备基地和6台100万千瓦规模的火电机组，项目总投资达300亿元。 　　作为神华集团煤电一体化的标杆项目，国华九江项目煤场年设计吞吐量2800万吨，全部项目建成后，年发电量达360亿千瓦，占江西目前年用电量的一半。 　　据了解，目前国华九江项目初步可行性研究报告已编制完成，近期将召开专家评证会，评证通过后再编制正式可行性研究报告，上报江西省及国家发改委注册落户。 　　公开资料显示，每年江西火电所需煤炭有2000万吨左右需要从外省调运，而江西今年电力缺口最高达200万千瓦，预计2015年将超过800万千瓦，江西用电供需矛盾已由阶段性向常态化趋势转变。 　　江西省社科院经济研究所所长麻智辉表示，今年江西首现淡季“电荒”，加之该省两个核电项目又同时遇阻，神华项目恰逢时机的落户成为拯救江西缺电的一根救命稻草。 　　除江西外，河南的济源和南阳两市也向央企伸出了合作的 “橄榄枝”。6月3日下午，南阳市与7家央企就新能源、新材料开发利用等达成了总投资333亿元的合作计划。 　　从签约项目看，能源开发与利用占了相当比重。主要有国投煤炭公司投资的南阳煤炭战略基地储备建设项目、首钢控股公司投资的白河热电厂项目、国电联合动力有限公司开发的社旗县风电项目等。 　　6月5日，济源市分别与华能集团、中国国电集团、中国煤炭科工集团等11家央企的负责人，签署了2×100万千瓦机组及风电项目、风电设备制造等战略合作协议。 　　煤电一体化受青睐 　　“煤电一体化”项目已经越来越被神华、华能这样的大型煤炭和电力央企所青睐。 　　此次神华落户江西，最大看点便是其要打造“煤电一体化”全产业链，而这种产业链模式在解决煤电矛盾方面被各界寄予了厚望。 　　厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强告诉记者，神华选择煤电一体化道路是基于两点考虑：一是做全产业链，扩大企业影响力和竞争力；二是自身煤炭资源能保证供应。 　　据了解，中国神华的发电业务使用的煤炭，约有95%来自自身供给，通过集团内部协议煤价，使企业获得的煤炭价格低廉，并有充足的煤资源供给，这无疑使得“市场煤”和“计划电”的矛盾得以在集团内部化解。 　　这也是中国神华在去年众多发电企业步履维艰之时取得了发电业务赢利115.8亿元，毛利高达25.47%佳绩的原因之一。 　　电力企业也在积极寻找 “煤源”。6月2日，华电集团子公司华电煤业集团有限公司 (以下简称华电煤业)、华电云南发电有限公司(以下简称云南公司)和四川王氏集团有限公司在北京签署了云南煤矿项目合作协议。根据协议，三方将合作建设云南镇雄煤炭能源基地。其中，由华电旗下的华电煤业、云南公司共同控股煤炭储量达9000多万吨的兴远、海峰、兴和等三家煤矿，煤炭产能不低于120万吨/年，将为华电集团在滇火电企业供应电煤。 　　其实，五大发电集团布局自身煤炭业务早已被提上日程。华电集团去年就曾提出，到2013年使其控参股煤矿产能超过每年1亿吨。此外，国电集团也制定了相关的煤炭业务规划。中商流通生产力促进中心分析师李廷表示，实现煤电一体化可以有多种路径选择，可以是煤炭和电力企业互向对方领域延伸，也可以是现有煤炭和电力企业直接整合为大型综合性能源集团，还可以是现有煤炭和电力企业交叉持股。 　　他称，如果不推进电力市场化改革，那么，大力推动煤电一体化或许是解决目前煤电矛盾的手段之一。这样能够在不损害消费者利益的情况下，让煤炭和电力行业都能获取合理的利益。 　　难题依然待解 　　央企纷纷上马火电、风电项目，并且煤电一体化进程也有加快的趋势，似乎为日后电力充足供应提供了强有力的保证。但专家称，目前央企扎堆电力项目并不能从根本上解决电力供需矛盾。 　　江西、河南都是中部地区，中部地区已被定义为承接沿海产业转移的前沿阵地，未来一大批重点项目落户中部地区，会直接加重该地区工业用电紧张，中部地区“电荒潮”或会成为常态，投资中部地区成为央企战略必由之路。 　　但中国能源网首席信息官韩晓平告诉记者，随着新一轮电价上调，央企投资火电和水电的热情更加高涨，不过可能会有盲目扩大规模之嫌，因为相比经济效益，央企一直更看重规模。 　　此外，煤电一体化虽然是电价机制改革前的缓兵之计，但同样有硬伤。林伯强认为，目前最大的矛盾还是在于煤炭定价是市场化的，煤炭企业参与煤电一体化的动力并不足。这导致电力企业收购煤矿和煤炭企业困难重重。他强调说，央企的这种规模扩张将挤占民营和外资企业在电力行业的市场份额，电价机制市场化改革的步伐也可能会因此减缓，这就形成了一个恶性循环。 　　韩晓平也表示，煤电一体化似乎是将煤价与电价的矛盾在一个集团内部得以化解，但事实是，当煤价和电价出现矛盾时，企业依然承受着巨大的亏损压力。",国际电力网,每日经济新闻,胡健,2011-06-07,"煤电一体化 电价"
371,"2017-09-18 05:14:50","合同煤兑现率低 电价上调未解电厂经营困局",2011-06-07,"　　一边是重点合同煤的兑现率很低，一边是市场煤在不到3个月时间内飙升近10%。记者在山西、湖南等地实地调研发现，电荒下电厂面临的经营窘境并没有因为刚刚上调的电价有所缓解，不少业内人士告诉记者，上调电价只是在一定程度上减亏，电厂的经营状况仍然非常严峻。 　　6日，山西临汾一家燃煤电厂的负责人告诉记者，从今年春节到现在，该电厂的重点合同煤兑现率不到40%。这位负责人说：“现在煤炭行情看好，电厂是弱势群体，求着煤企给煤，电厂能拿到煤就不错了。” 　　该负责人表示，去年年底和省内煤企签订的重点煤炭合同，有相当一部分都是“定量不定价”，“当时确定一个供应量以便让交通部门统筹安排运力，真实的交易价格并未公开，只有交易双方才知道，甚至很多价格只是双方口头定的一个基准价，在真正交易时会有上下浮动。在定量不定价的背景下，煤企给我们的不少合同煤已经很接近现在的市场价了。” 　　上述人士向记者透露，煤炭企业通常会以运力为由降低重点合同煤的履约率，“1万吨合同煤交到铁路处，铁路只能运3000吨，另外7000吨就退回到煤炭企业用作市场煤交易，煤企统计自己交出了1万吨的合同煤，但电厂实际只收到3000吨。” 　　此外，调低合同煤炭的热值，也是电厂方认为煤企变相涨价合同煤的一种做法。“现在我们电厂进的都是4500大卡的合同动力煤，但当时签的合同都是5000大卡以上的。这种事在电厂里比比皆是，没法和煤企谈，人家有谈判权，这4500大卡的煤不少电厂还抢着要呢。”上述负责人告诉记者。 　　电荒重灾区湖南的电企也饱受合同煤兑现率低的苦恼。华能湖南分公司营销部经理黎明向记者介绍，华能湖南分公司电煤主要来自于山西、陕西等地，“现在一些大的重点矿，合同兑现率很低，不到50%。重点合同的电煤价格比市场交易价每吨低100元到200元左右，市场煤比重点合同煤贵，煤企赚的钱当然就多了，所以他们想尽办法不兑现重点电煤合同。资源掌握在他们手里，电厂这头也没什么办法。” 　　大唐集团金竹山发电厂副总经济师朱冬仁告诉记者，湖南对省外电煤的依赖度较大，外省煤的重点合同兑现率却持续走低，给湖南火电带来很大压力“年初相关部门明确要求今年电煤不能涨价，但是国有大矿很强势，它可以以铁路运力不够等借口，将重点合同的电煤少发送一些，变相地不兑现重点合同，转而变成市场煤进行交易。”朱冬仁估算，往年重点合同煤的兑现率不超过70%，其余的就作为市场煤来赚钱。 　　记者在采访电厂时问到哪些煤矿不能兑现合同时，几乎所有电厂都说“不方便”透露是哪些煤矿。数位电厂负责人表示，电煤热量是否能达到合同中的标准、煤炭质量是否过关，这些化验权都在煤矿一方，“即使电厂认为热量不达标，按照合同走司法程序维护自己的权利，也是一个很艰难、漫长的过程。” 　　记者在山西采访了数家煤矿企业，多家煤企的负责人告诉记者，合同煤的兑现率不高的原因比较多，其中电厂也存在相当的投机行为。“在春秋煤炭淡季时，市场煤价会有一定的回落，这时一些电厂就不接收合同煤，转而去外省寻求价格较低的市场煤。此外遇到运力紧张的局面，合同兑现肯定要受到影响。” 　　目前，我国煤炭价格实行重点煤炭企业一定范围内供需双方商定的合同价，合同外煤炭实行随行就市的市场价。这边合同煤的兑现率低，那边市场煤的价格自3月以来一路飙升，记者统计发现，有全国煤炭市场价格风向标之称的环渤海动力煤平均价格在70天内飙涨了近10%。记者从秦皇岛煤炭网获悉，自3月23日环渤海动力煤平均价格首次抬头以来，连续多周上涨，到6月1日，环渤海动力煤均价已经上升为837元/吨，短短70多天劲涨9.13%。 　　在全国出现电力供应紧缺，煤炭价格持续上涨，部分发电企业经营亏损严重，发电积极性不高的背景下，国家于6月1日统一上调了非居民用电价格平均每度1.67分。价格主管部门相关负责人表示，这次调价考虑到煤价上涨带来的成本压力。但多位电力企业的人士给记者算了笔账，上调的电价最多只能减亏，随之而来的煤炭价格上涨会在短期内就把这次上调电价给电企带来的利好吞噬。 　　“以山西上调上网电价2 .6分钱为例，只相当于4000大卡的动力煤价格下降40元/吨左右，按现在煤价的涨势，两个月就能把国家两年上调一次的电价给抵消。对于我们来说，也就减亏5000万元。”大唐集团下属的一家大型电厂负责人告诉记者。",国际电力网,经济参考报,施智梁,2011-06-07,"煤炭 电价 电厂"
372,"2017-09-18 05:14:50",""不对称"涨价致国家电网"让利"约百亿 特高压解困"电荒"存争议",2011-06-03,"　　6月1日起，发改委上调15个省市非民用的销售电价。针对此次调价，国家电网方面指出，电价没有调整到位，上网电价上调2分，而销售电价仅上调1.67分，国家电网承担了其中的差价部分。 　　有关人士对记者表示，电价上调增加了发电企业的利润，预计全年将多收200多亿元。但上网电价和销售电价之间平均0.33分的差价，却给国家电网带来了负担。厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强对此就表示，“电网企业每被挤压1分钱，就相当于承担300亿的成本。” 　　国家电网“被让利” 　　在有关本轮“电荒”的讨论声中，国家电网“暴利”被认为是“电荒”原因之一。 　　对此，国家电网副总经理舒印彪在接受媒体采访时表示，电网不存在“暴利”。他称，国家电网有2万亿的资产，但是只有400亿的利润，这种利润率在全世界企业和国内央企里面都是低的。 　　根据国家电监会的数据，去年国家电网资产2.1万亿元，总利润450.9亿元，同比增348.3%。 　　尽管仅从这组数据上看不出国家电网“暴利”，但相比发电企业的亏损而言，国家电网还是“富裕”的。中国电力企业联合会公布的数据显示，今年1~4月份，提供全国一半以上发电量的华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团火电生产业务亏损105.7亿元，比上年同期增亏72.9亿元。 　　此次发改委在上网电价与销售电价上调幅度之间保留的“差价”部分，也被认为是发改委希望国家电网“让利”一部分，来分担发电企业的成本压力，缓解电力供需矛盾。 　　发改委以前就表示，4月10日12省市上调电价所产生的十几亿前期垫付资金由电网企业消化，不得降低或变相降低企业上网电价。 　　力推特高压项目 　　在销售电价上调前，国家电网副总经理舒印彪曾表示，电价调整“增加的成本由国家电网承担，必然会影响到公司利润情况。” 　　就在利润被削弱的同时，国家电网也在积极推动投资巨大的特高压项目。 　　国家电网方面预计，特高压等跨区电网建设项目，以及配套电源项目的核准和建设进度，将决定2013年全国电力的供需形势。如果这些项目建成，可以基本解决国家电网服务范围内电力紧张情况；若不能，则缺电范围将进一步扩大，缺电形势进一步加剧。 　　国家电网公司在2011年第二期超短期融资募集说明书中称，“十二五”期间，公司计划每年的电网投资规模将超过3000亿元，五年的投资总规模为1.7万亿元。其中，特高压输电建设费用约为5000亿元，三分之二将用于特高压交流。 　　业内人士预计，国家电网或在此次“电荒”之际，顺势推动特高压项目建设开闸。但是，国务院高层对特高压的态度比较谨慎，对特高压项目的审批一直较严。 　　中国能源网首席信息官韩晓平对记者表示，花5000亿元建设特高压项目到底值不值，并没有结论，而且“与其花大价钱大规模建设特高压，不如调整经济结构，让高耗能企业就建在电力富余的地区”。 　　此外，国家电网内部对特高压建设也存在疑虑。据国家电网下属公司一位不愿透露姓名的人士表示，现在国家电网部分地方电网都在进行公司改革，一些特高压项目的规划和建设还存在很多不确定性因素。而且，特高压项目投资巨大，审批严格，地方要建特高压输电线路，还有很多工作要做。",国际电力网,每日经济新闻,徐沛宇,2011-06-03,"电价 电荒 国家电网 特高压"
373,"2017-09-18 05:14:53",专家称简单上调电价将难以避免电与煤价格上涨的恶性循环,2011-06-02,"　　1日，在国家电网公司举办的电力供需形势座谈会上，国家电网能源研究院副总工程师白建华表示，简单上调电价将难以避免电与煤价格上涨的恶性循环。 　　建议加快特高压电网建设 　　6月1日，发改委上调15省市非民用电价。国家电网能源研究院副总工程师白建华1日表示，简单上调电价将难以避免电与煤价格上涨的恶性循环。他认为，煤炭价格是发电的主要成本，煤炭价格是自由变动的，而电价由政府控制。当电价上调时，实际上又为煤炭价格的上涨增加了空间。煤价上涨后，会吞噬掉电价上调的效果。煤炭价格上涨30-40元每吨，约相当于吞噬0.01元每千瓦时的电价上涨。 　　应对用电缺口，白建华建议，短期内应该让工业用电和高耗能用电让利于民，中长期则要降低输煤比重，加快特高压电网的建设，将东北和西北的电调入东部地区。他说，如果不加快特高压电网的核准和建设，2012年用电缺口将更大，最大用电缺口可能达到5000万千瓦。 　　曝运输成本占煤价六成 　　白建华1日还表示，煤炭价格之所以持续攀升，除了市场因素，其中不该有的运输中间成本占比也很大，有的地方中间运输环节成本甚至高达煤价的60%。 　　据悉，大秦铁路是我国煤炭运输的重要枢纽，其煤炭运力每年高达3亿-4亿吨，占山西、陕西、内蒙古三地煤炭外输能力的一半，占我国运煤由北向南通道的三分之二。 　　白建华表示，这么多年来中国的很多商品都曾出现了供大于求的情况，但运输能力从来都是紧缺的，大秦铁路检修一天就会给煤价带来巨大波动。数据显示，2003年-2008年，铁路货车申请满足率逐年下降，目前仅达35%。 　　“35%的满足率可能偏低，但是确实因为资源紧缺，导致很多人从中谋取利益，比如说点装费，就是简单的把货物搬上火车，一吨就要给100块钱。”白建华表示。",国际电力网,国际能源网,本站整理,2011-06-02,"电网 电价 煤价"
374,"2017-09-18 05:14:53",电价涨后电煤价格再涨,2011-06-02,"　　分析称，缓解火电亏损根本上要控制煤价过快上涨 　　1日，海运煤炭网披露(发改委授权发布)，本周环渤海地区港口平仓的发热量5500大卡市场动力煤的综合平均价格为837元/吨，较上期上涨5元/吨，涨幅0.6%。这也是该指数连续11周上涨。 　　6月1日，发改委上调15省市上网电价。有分析人士担心，电价上调可能会带动煤价持续上涨。 　　上调电价的同时，发改委也表示，将在全国展开重点电煤合同价格大检查，保证电煤合同价格不上涨。重点电煤合同价是上一年底发电企业与煤炭企业达成的大宗用煤合同价，比一般的市场价格要低。电厂通过重点电煤合同保障一部分用煤需求，另一方面还需要从市场采购电煤。环渤海动力煤指数是市场煤价格指数。 　　中信证券分析师认为，4月后，国内煤价再次攀升，涨幅约30-40元每吨，相当于吞噬0.01元每千瓦时的电价上涨，因此调价虽然缓解了部分省份的火电亏损幅度，但在目前煤价下火电亏损省份将达12-13个。缓解火电亏损，根本上要推进合理的价格传导机制，并控制煤价过快上涨。",国际电力网,新京报,钟晶晶,2011-06-02,"电价 煤价"
375,"2017-09-18 05:14:58",上调电价难解“电荒”应公布电企成本,2011-06-01,"发改委决定自今年6月1日起，上调山西、青海、甘肃15省市非民用电价格，销售电价平均每度上调1.67分。此次电价调整不涉及居民用电。据介绍，电价调整主要解决因煤价过高而导致的发电亏损问题。 对此，有网民认为，面对严峻的电荒形势，上调电价这样的措施，难以从根本上解决电荒问题。除了投资与重工业增速不减的原因之外，最重要的是，电价、煤价、电网价体制不顺，这都不是涨价就能解决的。要解决电荒，根本方法是理顺机制、实施电价市场化改革。 应公布电企成本 署名为“马鞍山城事”的网民认为，如果是以电力企业亏损的理由上调电价，那么，在上调电价前，则应该公布电力企业的成本，看看到底是真亏损，还是藉此涨价，为自己谋取更多的利益。 署名为“余丰慧”的博文认为，电网企业过高的收入水平、购销电价利差之大并不支撑提高销售电价。2010年前11个月，电网(供电行业)实现营业收入2.19万亿元，实现利润500多亿元，这些巨量收入和利润主要来源于销售电价，说明终端销售电价并不低甚至偏高，否则，哪来这么大的收入和利润。有数据能够支撑这一观点：据国家电监会提供的资料，2010年，全国主要电网企业平均购电价383.89元/千度，每度电仅为3毛8分钱；平均销售电价(不含政府性基金和附加)为571.44元/千度，每度电平均销售价格为5毛7分钱。这意味着每千度的购销差价有187.55元，每度购销差价1毛9分钱。 节能减排任务艰巨 有网民认为，本轮电荒的原因之一是许多省份高耗能行业生产过快增长使电力需求猛增，高耗能产业未能按预期一样得到有效控制，由此可见，我国节能减排的任务仍十分艰巨。 有百度网民认为，实事求是地说，“电荒”是由电力供需矛盾导致的一种客观存在的现象，并非今年才有。高耗能产业用电需求复苏，社会用电需求增多，造成了“电荒”的提前到来。因此，我们应该客观、理性看待“电荒”现象，不能一看到“电荒”就慌张，也不要一看到“电荒”，就想着去涨电价。要想缓解“电荒”，有两条途径：一条是加大发电企业建设，发电企业开足机组，增加发电量。另一条是，社会注意节约用电，减少不必要的浪费，同时要控制工业用电，特别是要抑制高耗能企业用电。供需方面双管齐下，才是预防“电荒”现象出现的良策。 理顺机制是关键 署名“范必”的博客文章认为，我国煤电矛盾反复出现，今年成为“电荒”的重要原因。煤电矛盾表面上看是煤企和电企两家的价格博弈，本质上则是涉及煤、电、运和政府四方面的系统性问题。在这个产业链中，过度管制和行业垄断问题十分突出，价格机制没有发挥应有的调节作用，这是导致煤电矛盾的根本原因。 署名为“叶檀”的评论认为，如果上调电价能够改变垄断局面，能够理顺电价与煤价，上调电价是短期成本，是建立市场体制的必经之路。问题在于，上调电价短期内以消费者的支出支付了三方的争吵成本，从长期看却巩固了垄断，搁置了市场定价体制，将成为消费者永远的成本，是市场化企业的噩梦，会让资源性企业不思进取，在全球市场竞争中处于被人鱼肉的地步。要解决电价，首先要解决电网垄断，而后让煤价与电价同步市场化。",国际电力网,经济参考报,经济参考报,2011-06-01,"电价 电荒 电企成本"
376,"2017-09-18 05:14:59",专家建议：允许更多民营企业进入发电输电行业,2011-06-01,"　　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。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。 　　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。 　　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。 　　影响CPI有限 　　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%。 　　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。 　　体制改革加速推进 　　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比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，引入二三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,浙江日报,浙江日报,2011-06-01,"发电 输电"
377,"2017-09-18 05:15:07","忧电价上调收益被吞噬 煤电联动呼声再起",2011-06-01,"此前炒得沸沸扬扬的对电网暴力指责明显未全部被官方认可。在时隔一个多月后，发改委最终还是选择了上调终端零售电价。尽管在调价同时，发改委表示，将严查重点合同煤擅自涨价。不过，社会各界仍然在担忧此次调价效果极有可能被上涨的煤价吞噬风险。 与此同时，一些业内人士也在呼吁抓紧实施电力行业体制改革。 中国电力企业联合会秘书长王志轩表示，一边是东中部地区今夏存在最大电力缺口3000万千瓦，一边是东北和西北富余电力2600万千瓦。“西部窝电东部缺”的现象凸显今年“电荒”不是全国性的真荒，而是结构性缺电。他呼吁，应当加快跨区电网建设，将西部大煤电、水电、风电基地丰富的电力输送到东部负荷中心。 据了解，此次销售电价调整将涉及15个省份，平均上调1.67分/千瓦时，山西上调幅度最高，上调2分4厘/千瓦时，四川最低，上调4厘/千瓦时。发改委同时表示，本次调整不涉及居民用电，这意味着此次调价对CPI不会产生直接影响，间接影响也比较小。 华创证券发布的报告认为，此次电价上调幅度约为2.9%，调整力度远低于过去四次调幅，显示在通胀压力未能有效缓解的情况下，决策者对上调电价的幅度仍保留较为谨慎的态度。 据介绍，2005年以来，我国分别在2005年5月、2006年6月、2008年7月及2009年11月进行了四次销售电价的上调，调价幅度皆在5%左右。按照目前平均销售电价0.571元/千瓦时来算，本次电价上调1.67分，上调幅度为2.9%，与历史调价幅度相比，本次调整幅度确实明显低于过去四次。 中国能源网首席信息官韩晓平则表示，此次上调电价，将使目前部分地区用电紧张的状况有所缓解，同时也将有效抑制高耗能行业对电量的过度需求。 对于电价上调后可能引起煤价再度上涨的负面效应，发改委表示，为防止煤炭企业借机涨价，已开展重点合同煤价大检查。对于已发现擅自涨价的企业，发展改革委已要求这些煤炭企业退还多收的价款。对于拒不服从，我行我素的企业，将勒令这些企业不仅退回相关多收款项，还要缴纳相应罚款。 招商证券发布的报告则认为，即使经过本次上网电价上调，火电企业盈利仍难达到正常水平。由于近期市场煤价仍在不断上涨，上网电价上调带来的收入增加有可能还会被成本上涨所吞噬。 该报告还表示，期望煤电联动机制能够持续深入进行，同时建议政府对火电行业出台更多的扶助政策。 国泰君安则认为，火电行业在本次调价后，尚欠缺至少8%-10%的电价调整空间，电价在10%以内的调整级别，不会给通胀走势带来实质性影响。未来将持续看到上网电价的调整。",国际电力网,证券日报,张广明,2011-06-01,"电价 煤电联动"
378,"2017-09-18 05:15:13","专家预计中国2015年煤炭进口将翻倍 达2亿吨",2011-06-01,"　　随着工业及民用电力需求的增长，中国的煤炭消费量也不断提高。据一位国外能源行业的负责人预计，中国2015年的煤炭进口将比2011年翻一番，达2亿吨。而印度则紧跟其后，增长到1亿吨。 　　据英国路透社5月30日报道，在30日的亚洲国际煤炭会议上，总部位于香港的亚洲商品贸易公司来宝集团(Noble Group)执行副总经理塔尔(Neil Dhar)预计，2011年中国热能煤进口量将在2010年的基础上稳定增长，达9000万吨。而四年后的2015年，中国热能煤进口量将从2011年的9千万吨增长到2亿吨，增长一倍多。 　　报道称，中国的煤炭进口量随着国内煤炭价格及该价格是否会推高火力发电量等因素而有所波动。去年，中国成为仅次于日本的世界第二大煤炭进口国。而5月30日，中国提高了工业用电的价格以缓解自2004年以来的电力紧张局面，这将促进更多的煤炭进口以满足电力供应。 　　塔尔还预测，相比于中国的成倍增长，印度热能煤进口较为温和，将从2011年的6700万吨增加到2015年的1亿吨。",国际电力网,环球时报,环球时报,2011-06-01,"电力 煤炭"
379,"2017-09-18 05:15:13","15省市非民电价微涨 发电企业能否收益",2011-05-31,"国家发改委决定自6月1日起，15个省市工商业、农业用电价格平均每千瓦时上调1.67分钱，但居民用电价不变。 这15个省市包括山西、青海、甘肃、江西、海南、陕西、山东、湖南、重庆、安徽、河南、湖北、四川、河北、贵州。其中，山西省销售电价上涨金额最多，每千瓦时上涨2.4分，四川省每千瓦时仅上调0.4分，调整额最小。发改委强调，本次电价调整不涉及居民用户。 此外，发改委已于4月10日起上调其中12个省的上网电价，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。 发改委此举是为“为缓解部分地区电力供应紧张、抑制高耗能产业发展、保障民生”，由于居民用电不涨，所以这次电价调整不会直接影响物价总水平（CPI），间接影响非常有限。 1.67分或补贴亏损已久的发电企业 目前，我国煤炭价格实行重点煤炭企业一定范围内实行供需双方商定的合同价，合同外煤炭随行就市的市场定价机制，但电价统一由国家严格掌控。在煤炭价格持续上涨，而电价调整不到位的情况下，不少电力企业处于亏损，无钱买煤的状态。 早前有媒体曾报道，在产煤大省如山西、陕西、河南等，由于部分发电企业无钱买煤，大量火电机组缺煤停机。而根据中国电力企业联合会的行业统计调查，1-4月份，华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团火电生产亏损105.7亿元。 对此，据报道，中国电力企业联合会统计部主任薛静就表示，此次1.67分/度的上调额未必会全部交给电网公司，很可能分相当一部分来补贴亏损已久的发电企业。 另据报道，国家发改委经济研究所所长刘树杰也认为，适度上调电价可以促进电力企业正常运行健康发展。“（此次上调）是希望能够缓解部分火电企业经营困难的局面，改善他们的经营状况，使他们能够正常的运营。这样使我们的电力供给能力能够有效的发挥。 ” 值得注意的是，新华网援引价格主管部门相关负责人的话表示，这次调价只考虑煤价上涨带来的成本压力，不考虑电力企业盲目扩张、电力机组能耗高等原因引起的亏损。 发电企业的担忧：“电价上调一分钱，电煤价格上涨四五十元” 尽管电价上调可能对发电企业有利好，多数企业仍抱以复杂的心态。 湖南一家发电厂人士曾透露，从湖南省火电厂目前的亏损情况来看，上网电价上调0.14元-0.15元/度才刚刚能实现扭亏，上调2分/度，也许能做到发电不再增加亏损。 而对于此次调价，五大电力集团的一位人士表示，早前一些媒体关于“电价将要调”的报道已经让煤炭企业闻风而动，结果电煤价格早于电价调整前就已经快速上升，部分抵消了上网电价提升给发电企业带来的实惠。 据《财经国家周刊》 近日报道，山西省煤炭协会一位专家称，“发电企业又想涨电价、又怕涨电价。电价上调一分钱，总会引发电煤价格上涨四五十元，反倒亏得更多。” 如4月份国家就曾上调山西省内火电企业上网电价，但据中电联统计，上网电价上调后，煤价立刻跟风上涨，导致当月火电企业亏损情况没有好转。",国际电力网,南方周末,南方周末,2011-05-31,"电价 发电企业"
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"
381,"2017-09-18 05:15:20","十二五拟投资电网1.7万亿元 电力设备制造商机无限",2011-05-31,"　　“十二五”国家电网规划投资电网1.7万亿元 　　电力设备制造商机无限 　　国家电网公司副总经理舒印彪在日前举办的第十四届科博会中国能源战略论坛上表示，“十二五”期间国家电网规划投资电网1.7万亿元，将积极推进智能电网建设，这意味着将给电力设备制造商带来无限商机。 　　舒印彪表示，当前，全球能源、环境、气侯变化的问题日益突出，以多元化、清洁化、电气化、智能化为发展方向的能源革命正在深入推进，而电网的创新发展必将成为新一轮能源变革的重要驱动力。对于电网发展，“十二五”规划纲要强调要进一步扩大西电东输的规模，发展特高压、大容量、高效率、远距离的输电技术，依托先进技术，推进智能电网的建设。 　　舒印彪强调，“十一五”期间，国家电网公司累计完成电网投资1.2万亿元，超过新中国成立56年电网投入的总和，再造了一个国家电网。“十二五”期间规划投资电网1.7万亿元，重点开展以下五项工作： 　　第一，大力转变电网发展方式，推动能源生产和利用方式的变革。预计到2015年，全国发电装机容量将增加5亿千瓦，达到14.7亿千瓦，全社会用电量将在4.1万亿千瓦时的基础上增加到6.1万亿千瓦时，新增2万亿千瓦。为了优化能源的开发布局，“十二五”规划纲要明确提出，要提高能源就地加工转化水平，缓解一次能源大规模、长距离的运输压力，要规划建设陕北、黄龙、沈东、蒙东、宁东、新疆等大型煤电基地。为适应大型能源基地建设和大量清洁能源外送消纳的需要，国家电网公司将加快转变电网发展方式，输煤、输电并举，大力发展输电，形成大规模西电东送、北电南送的格局，实现能源资源在更大范围内的优化配置。 　　第二，全面加强智能电网建设，打造灵活、安全、高效的网络平台。智能电网是将先进的传感测量技术、信息通信技术、分析决策技术、自动控制技术、能源电力技术，以及电网基础设施高度集成而形成的新型的现代化电网。“十二五”期间，国家电网将统筹开展在发电、输电、配电、调度等各个环节的智能化建设与改造，实现电力资源高效配置，电能的高效利用。要大力推广智能变电站等重点项目，新建110千伏以上的变电站500座，通过能量自平衡的归网技术，实现分布式的控制，实现与用户的双向互动服务体系，满足用户用电的经济性、多样化的用电选择和需求。同时，带动节能环保、高端装备制造、电动汽车、储能电池、新一代信息技术等战略性新兴产业的快速发展。 　　第三，全力促进可再生能源的利用，实现低碳发展。为实现我国政府提出的到2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%的目标，必须大力发展清洁能源。预计到2020年，我国水电装机将达到3.4亿千瓦，风电装机达到1.5亿千瓦，太阳能发电达到2400万千瓦，风电等可再生能源发电的随机性、间歇性特点对于电网的适应性提出了更高要求。国家电网公司将加快新能源接入电网工程和通电通道建设，充分发挥电网的网络市场功能，有效解决清洁能源的消纳问题，加强抽水蓄能、电站调风调能电源技术，促进新能源的规模化发展。 　　第四，以改善民生为重点，加强配电网的建设。按照“十二五”规划纲要确定的战略任务，公司计划投入4200亿元，实现新一轮农村电网改造升级工程，加快建设安全可靠、节能环保、技术先进、管理规范的新型农村供电网络，彻底扭转配电网滞后居民，解决供电卡脖子、低电压的问题，提高供电能力和农村的供电质量，满足农民生活和农业生产用电的需要。 　　第五，发挥电网的平台作用，促进节能减排。在继续落实上大压小、配电电网工程，积极支持电动汽车等相关产业的发展，促进以电代油，以电代煤，以电代气的实施，进一步提高电气化水平。电气化的提高是能源效率提高的最有效途径，我国一次能源以煤炭为主，我国目前只有51%左右的煤炭转化成电力，而发达国家大多在75%～80%。同时要进一步加强现存管理，优化节能调度，开展发电权交易，加强电力的需求管理，大力推行合同能源管理，支持节能产业，提高能源利用效率，促进全社会的节能减排。",国际电力网,中国联合商报,毕淑娟,2011-05-31,"十二五 电网 电力设备"
382,"2017-09-18 05:15:24",英国大搞风电引全球市场春风得意,2011-05-30,"　　相比近来光伏业受外需市场萎缩殃及，相关产品全线价格大跳水的窘迫局面，与其同为新能源兄弟的风电却显得春风得意。 　　近日，英国皇家财产局宣称，英国具有商业开发价值的风电项目总量高达48GW，约是整个欧洲海上风电总量的三分之一，但截至在2011年年初，英国的风电装机总量也仅为5.2GW，巨大的市场潜力，加之英国对发展风电的浓厚热情，一时促成全球风电市场景气度飙升。 　　英国皇家财产局的数据显示，在第1、2轮的海上风电项目发展中，已经完成了1.3GW装机容量，并有1.1GW正在建设之中；政府已经批准再建的项目达到2.9GW，另有3.2GW容量在规划中。此外，英国皇家财产局还在2010年5月批准了7个1、2轮计划中的项目额外增大装机量，增加的总量达到1.5GW。 　　而即将启动的第3轮计划中，英国皇家财产局确定了9个海上区域，目前开发商们已经承诺的项目装机总量达到32GW。 　　事实上，金风科技在此前的公告中就曾表示，“中国风电市场近年来的飞速发展促进了风电开发企业的快速成长”；而此次华锐风电也在公告中介绍，“全球风电市场发展迅速，行业持续向好。” 　　“令人浮想联翩的是，同为行业龙头，日前光伏企业赛维LDK刚刚因宣布放弃债券融资计划，被舆论戏称因现金流紧张而囊中羞涩，更透过公告叫苦道，目前国际光伏""市场环境恶劣""。而另一边的风电龙头华锐风电、金风科技却出手阔绰，一掷千金参与资本运作。”上述券商分析师介绍。",国际电力网,证券日报,证券日报,2011-05-30,风电
383,"2017-09-18 05:15:27","国家电网扩大招标产品覆盖范围 国产品牌占有率上升",2011-05-25,"今年以来，国家电网公司集中招标产品的范围逐步扩大，同时，由于成本优势突出，内资品牌在不断抢占外资厂商的份额，国产品牌的市场占有率明显提升。 有统计显示，在今年以来的一次设备招标中，国网不仅将较低电压等级一次设备收入集中招标体系，还将原先未纳入集中招标体系的产品也纳入其中。并且从今年第二次招标的趋势来看，其纳入的数量也在大规模提升。具体来看，在变压器方面，被纳入招标体系的有110kV和66kV产品；在电抗器方面，有10kV产品；在互感器方面，有66kV产品；在电容器方面，有10kV和20kV产品；在组合电器方面，有110kV和66kV产品；在断路器方面，有110kV和66kV产品。另外，原先由省网采购的消弧线圈和开关柜也纳入了集中招标体系。 此外，研究发现，今年来，外资厂商市场份额有所萎缩，内资品牌逐步替代。从今年的招标份额来看，原先占有较大市场的外资厂商如ABB、西门子、阿海珐等外资厂商在集中招标市场的占有率不断下滑。内资品牌由于其成本优势，在价格竞争激烈的集中招标市场中适应能力强，因此在近几次招标中都在逐步抢占外资品牌的市场份额，预计国产化率将进一步提升。 值得注意的是，今年以来，二次设备（对一次设备进行监察、测量、控制、保护、调节的补助设备）招标量呈爆发式增长。其中，保护类设备的招标量同比增长70%，今年第二批比第一批又增长了117.5%；变电监控系统同比增长1059.6%，第二批环比增长34.9%。随着国网对二次设备采购的不断加大，下游设备商将维持高景气。另外，智能变电站的相关二次设备也进入了集中招标体系，这是智能变电站配套设备大规模采购的前兆。",国际电力网,东方早报,东方早报,2011-05-25,"国家电网 招标"
384,"2017-09-18 05:15:33","专家：解决电荒需推进电力改革 加速能源结构调整",2011-05-24,"　　据中国之声《新闻纵横》报道，由于电力需求持续增加，中电联预计今年全国全社会用电量将高达4.7万亿度左右。如果高耗能产品产量继续增长，电价形成机制短期内无法解决，局部地区的电力紧张状况在十二五期间是否会成为常态？ 　　23日，能源问题专家韩晓平在接受采访时说，电荒的更本原因还是资源配置不合理，如果这种现状不能改变，电荒将长期困扰我们。 　　韩晓平：最根本的原因还是市场没有配置资源，因为市场没有配置资源才导致今天出现电荒。要知道全国现在的装机容量已经接近十亿千瓦，去年我国有9亿6千瓦装机容量，最大负荷也不过6.5亿千瓦。今年全部负荷到目前为止还没有突破6.5亿，我们有足够的装机，足够的冗余，但是仍然出现了电荒。 　　发电公司说他们没有钱去买煤了，电网公司说他们也不赚钱，那么大家付的电费又在全世界不算低电费。我们付那么高的电费，我们的发电企业和生产企业都不赚钱，什么原因？我觉得是机制出了问题，机制如果不改革的话，这些企业依然会陷入到亏损，如果他们继续亏损，他们的发电、供电能力继续削弱，电荒就会永远的缠绕着我们。 　　国家统计局数据显示：今年1至3月，火电、粗钢、焦炭、水泥、精炼铜以及原铝产量都大幅增长，可见对粗放的经济发展方式的转变依然任重道远。国家能源局电力司司长许永盛也指出，结构不合理是导致电力需求增长过快、部分地区电力供需紧张的根本原因。 　　许永盛：我们国家目前大概产生电耗是世界最先进水平的4到5倍，所以如果我们国家真正实现了结构调整和产业转型，应该说只需要现在1/5电量就可以保证目前的经济发展速度。 　　看来，“煤电顶牛”只是目前电荒的表象，不能不顾民生，简单的靠上涨电价来解决。真正深层次的原因是经济发展方式导致的“结构性电荒”。韩晓平认为，今年的电力紧张局面从另一方面来看也许是一个契机，将会倒逼改革的推进。 　　韩晓平：真正解决问题的办法就是电力改革，加速能源结构的调整。其实我们知道这次缺电的一些省，像广东、像江苏、像浙江这些省，他们的人均GDP都已经接近1万美金了，他们早就应该进行结构调整了，早就不应该烧这么多的煤。他们应该更多使用天然气，所以这样一个转型也必须要通过缺电来推动，没有缺电的形势的话，这些省还会继续使用高污染、低价格的煤炭，因为煤炭价格再涨他也是最便宜的能源。",国际电力网,中国广播网,张则华,2011-05-24,"电力 电力改革 能源结构 煤炭"
385,"2017-09-18 05:15:36","山西电厂也缺煤 煤电联动长效机制应着手准备",2011-05-24,"　　与这次电荒相关，据称，山西多家电厂因为无煤而出现连续停机现象，坐在煤山上的山西电厂由于本地无煤可购，不得不出省寻煤。 　　现在，各港口煤炭价格普遍上涨，大多用煤省份都在找煤，电力企业难以承受煤价上涨的成本压力。现在的“电荒”是否会演变成一场更大的、全面的“电荒”，引起了广泛的关注和讨论。以往比较常见的“电荒”主要是装机容量不足造成，解决办法也比较简单，就是尽快增加电力装机。本次电力短缺可能缘于电煤供应不足，也就是在电力装机充裕的情况下的“软缺电”，这种缺电的成本更大。对于电煤供应紧缺的原因及解决方案，众说纷纭。 　　我国的煤炭运输跟不上需求增长，早就是一个问题，可如果煤炭大省山西都出现电煤供应短缺，那说明目前的缺煤还有着更深层次的原因。 　　有人说，这是每年签煤电合同的博弈而引起的短期煤炭短缺，好像有一些道理。在当前以及今后很长一段时间内，煤炭仍是我国电力的主要能源，煤电之间的焦点在价格。如果不尽快解决煤炭问题，电力供需平衡将非常脆弱，“电荒”将会由不同原因引发（包括煤电矛盾、异常气候等）而持续出现，并成为我国经济发展的一个障碍。我们都知道，缺电的社会经济成本远大于电力供应成本。我国电厂基本是国企，即使煤电不联动，只要政府需要，他们一般不会拒绝发电。但是，不积极买煤就不能积极地发电。 　　现在我们看到的电荒不是突发事件。但是，年年抢运电煤使我们意识到：为什么电厂不能早作准备，在用煤高峰期来临前就增加电煤库存？在煤炭价格大幅波动的情况下，煤炭的市场化和电力政府定价使得煤价对电力存在着很大风险，此外，囤煤本身也有成本。厦门大学中国能源经济研究中心的一项研究说明，在电力市场化改革未到位的情况下，目前找不到其他更好的解决办法。或者由于煤炭需求增加，或是由于石油价格上涨，或是由于煤炭进口增加，我国的煤炭价格的大趋势是上涨，保障电力供应需要切实推进“透明的”和“有限制”的煤电联动，这是解决煤电矛盾的有效手段。 　　煤企跟电企有量有价的长期合同是国际上一般通行的做法。政府干预下（通过行政手段或运力）的长期煤炭合同，是我国解决煤电之间矛盾的一个方法。国家发改委今年非常明确鼓励煤企与发电企业签长期合同，而且今年似乎很有成效。但如果煤炭价格进一步大幅上涨，要求煤企按照长期合同价格供煤将是一个很大的挑战。目前除了行政之外，法律上还很难保障，因此电企的风险依然存在。 　　我国目前煤炭发电占总发电的75%，煤炭成本占发电成本的近70%，煤价上涨电价不上涨就会对电力供应有影响，解决电力短缺将是政府必须面对的一个重要问题。缓慢的煤价上涨的确有推动电企提高效率的作用，而快速的煤价上涨只能迫使电企把精力放在电价博弈上。如果电力短缺是由于缺电煤，解决问题的选择就是提高买电煤和卖电煤的积极性。 　　如果由于市场改革的问题，微调煤价还不够，那就需要通过降低煤炭运输成本或增加煤炭产能，使煤炭供应相对宽松，但这不是短期能做到的。 　　及时到位的煤电联动的紧迫性在于：由于市场机制缺位，常常迫使我们在能源短缺时采取非市场的手段，导致更大的扭曲和更多的成本。因此，短期解决的手段常常是反市场的，不得已而为之，因此需要在渡过难关的同时，就着手准备煤电联动的长效机制。 　　发展中国家比发达国家更需要能源政策设计。压低能源价格如果导致缺电、油荒，就会增加经济运行成本，造成通胀压力。最终还是大家埋单，只不过是间接地，而且可能出得更多。无论如何，透明的能源价格机制非常重要，尤其是长效机制。 　　（作者单位：厦门大学中国能源经济研究中心）",国际电力网,第一财经日报,林伯强,2011-05-24,"电厂 煤炭 煤价"
386,"2017-09-18 05:15:41","动力煤价格连续9周上涨 电价上调或带动煤价连涨",2011-05-20,"　　据海运煤炭网指数中心的最新数据，5月18日环渤海地区港口平仓的发热量5500大卡市场动力煤的综合平均价格为827元/吨，较上期上涨7元/吨，涨幅0.85%。这已是价格指数连续9周上涨，累计上涨60元/吨。 　　中电联日前披露的数据显示，4月份，五大集团火电业务亏损17.1亿元。1-4月份，电力业务合计亏损59.8亿元，比上年同期增亏38.4亿元。 　　海关总署的最新数据显示，4月份我国动力煤进口环比上升22.65%。广州辉锐进出口有限公司董事长文敏对记者表示，目前国内大矿的煤炭价格加上运费到达港口的价格都要高于海外煤炭的价格，这也是致使目前煤炭进口大增的原因。 　　日前有消息称发改委将再次上调部分省份的上网电价。厦门大学中国能源研究中心主任林伯强表示，如果煤价持续上涨很快会将电价上调带来的利好吞噬。 　　中国能源网首席信息官韩晓平认为，上调电价不是唯一的解决办法，现在国内很多地区工商业企业的电价已经都高于1元每度电。要解决这一问题根本之道是要打破电网企业的垄断，让电力供需双方直接形成长期供需协议，使得电价在保证供应的基础上自由波动。",国际电力网,新京报,钟晶晶,2011-05-20,"煤价 电价 煤炭"
387,"2017-09-18 05:15:44",缓解“电荒”业内人士建议：推进电力直接交易,2011-05-19,"　　近日，一则“电网企业去年前11个月净利增18倍，占据电力行业总收入65%”的消息，让“电荒”牵涉的煤—电之外的又一利益相关方——电网企业出现在聚光灯下。尽管“电网企业收入究竟占65%还是26%”这一问题尚无定论，但人们纷纷开始重新审视电网在解决“电荒”这一大课题中应承担的角色与作用。 　　权威人士对记者表示，要对抗这场七年不遇的大“电荒”，协调煤电关系是首要任务，但电网企业其实也可以贡献很多力量。解决“电荒”难题，应以大力推进电力直接交易为突破口。 　　上网电价仍有上调空间 　　5月18日，宝新能源公告称，公司接到南方电网通知，其下属两电厂的上网结算电价将上调0.18分/千瓦时。在“电荒”程度最深的广东省，这是继一周前粤电力A上网电价上调以来的又一次电网调价举措。 　　宝新能源公告称，此次电价调整将使公司今年营收增加1665万元。粤电力A也预计，调价后公司合计将获得5691万元的净利增收。尽管因调价直接获利，但相关企业仍表示，上网电价仍有上调空间，以弥补因煤价大涨给发电企业所加重的负担，进而提高电厂发电机组的可利用小时数。 　　粤电力相关负责人对记者表示，受多方面因素影响，一季度公司发电机组利用小时数为1347小时，按这一水平，全年将不足6000小时。而根据往年的情况，机组平均年利用小时数可达6700小时。 　　“经过我们测算，火电机组小时数提高1%，机组发电电量约增加3亿度，增加收入约1.2亿元。”该负责人表示，一季度利用小时数减少的直接原因是机组停机检修，电煤价格的上涨让机组发电陷入“越发电越亏损”的境地。此次上调上网电价虽然能对冲掉一部分煤价上涨的影响，但仍不解渴。“根据2011年第一季度电煤价格较上年同期增长约17%，电价需要上调4分/千瓦时以上才能覆盖煤价上涨。”他指出。 　　电力购销差价过大 　　上网电价上调幅度过大，被认为会加重电网端向用户所收销售电价的调价压力。为避免电网企业经营受损，就只有通过上调销售电价来弥补，而调整销售电价则会加重目前已经日益严峻的国内经济通胀形势。 　　对此，国务院政策研究室综合司副司长范必指出，上网电价的上涨并不必然带来销售电价的上涨压力。他指出，目前电网企业主要收入来源是上网电价与销售电价之间的价差，而目前的情况是电网所收取的电力购销差价过大。国内大部分地区企业上网电价是0.3-0.4元/千瓦时，而东部工业实际用电成本是上网电价的2-3倍，商业用电普遍在1元以上。如此之高的差价，除合理的输配电成本外，很多来自于说不清的交叉补贴和销售环节各种形式的收费加价，这些都具有相当大的压缩空间。 　　他进一步指出，这种“统购统销”的电力交易模式，让电力用户与发电企业不直接见面，无法建立反映市场供求关系的价格信号，增大了不必要的交易成本。因此，他建议，同其它普通商品交易一样，电力也应该实行发电方与使用方直接交易。“这样可以使具有较强市场竞争能力的高效节能机组多发电，也可最大程度地满足用户的用电需求。特别需要指出的是，由于减少了交易环节，直接交易将使工商企业的用电成本大幅度降低。”他说，从国外经验看，英国实行电力交易改革后，平均用电消费成本下降了30%。 　　记者在采访中了解到，目前国内已开始在一些地区实行电力直接交易试点，其中，内蒙古通过建立电力多边交易机制，通过电企和用户直购电方式获得的电价优惠幅度在0.03-0.06元/度，第一批参与的45家企业仅电力成本每年就节省2250万-4500万元。",国际电力网,中国证券报,"郭力方 龚小磊",2011-05-19,电力
388,"2017-09-18 05:15:54",中电联释疑“电荒”：60%发电能力闲置,2011-05-16,"针对目前的电荒问题，中电联5月14日表示，数字显示中国60%的发电能力闲置，但从而得出“电能严重过剩”的结论违背电力生产基本常识，目前机组大面积检修系火电亏损所致，现状是电力生产和消费存在严重的结构性矛盾。 中电联还针对2010年前11个月国家电网的利润同比增长1828%做出解释，称造成惊人数字的原因是电网企业在2008、2009两年中，由于上网电价单边调整补贴了发电企业，而出现了主业亏损，是政策性亏损，所以2010年的数字和2009年不能进行简单对比。 电厂巨亏，电网暴富？ 对于造成今年上半年发生在中国部分地区“电荒”现象成因，中国电力企业联合会外联部负责人张海洋表示，并非为“整个电力行业营业收入的65%，让国家电网一刀切走,从而导致电厂巨亏、电网暴富”，而是电力生产和消费存在严重的结构性矛盾造成。 此前，有报道称2010年中国发电装机容量达到9.6亿千瓦，而2010年，中国用电总量为4.19亿千瓦时，由此推出中国的用电需求仅为发电能力的40%，60%的发电能力闲置，从而电能严重过剩，爆发了严重的电荒。” 对此张海洋表示，“装机容量”和“用电量”是两个概念，装机容量的单位是千瓦，代表发电的能力，用电量的单位是千瓦时，“这两个不同计量单位的数据根本不能用比例的关系来计算，所以说用电需求仅为发电能力的40%，从而得出“电能严重过剩”的结论，是有违背电力生产基本常识的。 张海洋称，从数字上看，中国60%的发电能力闲置基本属实，但这是因为上述结构性矛盾导致，当前电力供应紧张与此有很大关系。 中电联认为，目前我国电源建设、电网发展从总量上看已经基本可以满足国民经济发展的需要，但我国能源资源分布与需求存在逆向分布以及结构性矛盾突出，在电力供需上，还存在局部不平衡。东部用电需求较大，但能源资源比较匮乏；西部用电需求较小，但能源资源比较丰富。因此，我国电力供需不是 “严重过剩”，是结构性矛盾问题。 张海洋认为，当前，浙江、江苏、江西、湖南、重庆等地相继出现了夏季高峰之前的淡季电荒，与此同时，内蒙古、甘肃、新疆等地则面临电力外送困难，“东部缺电，西部窝电”的问题的出现，即结构性矛盾造成。 机组大面积检修：火电亏损惹的祸 数据显示一季度全国多省份缺电后，直接的原因剑指多数火电厂“停工检修”导致发电机组的“利用率”大幅降低。对此，张海洋表示，问题出在火电厂在亏损经营。 有报道数据显示，湖南全省拥有1417万千瓦的统调火电机组，但目前可供出力的仅有700万千瓦的机组，超过一半的火电机组宣布停工检修。而河南超过5000万千瓦的火电机组中，现有1200多万千瓦的机组处于检修状态。所占比例也超过了20%。 对此，张海洋表示，实际上，湖南电力供应很大程度上要依靠水电。湖南水电装机900万千瓦，目前是枯水期，出力只有200万千瓦。从整个华中地区来看，今年春夏来水较往年明显偏少，不少水库都已经接近死库容。以湖南为例，截至2010年底，湖南发电装机2836.98万千瓦，其中水电1414.36万千瓦，火电1402.96万千瓦，其他19.66万千瓦。水电装机占了将近一半，而目前只能出力200万千瓦，在供给能力方面缺口很大。 “哪怕是微利，这样的情况能出现吗？”张海洋称，“为什么会有如此惊人数量的火电厂在停工检修，问题出在火电厂在亏损经营。” 而对于2010年前11个月电网的利润同比增长1828%的原因，张海洋表示主要是电网企业在2008、2009两年中，由于上网电价单边调整补贴了发电企业，而出现了主业亏损，是政策性亏损，所以2010年的数字和2009年不能进行简单对比。",国际电力网,经济观察报,于华鹏,2011-05-16,"发电 中电联 电荒"
389,"2017-09-18 05:15:59",能源局：发电能力现复苏回暖信号,2011-05-16,"　　继前三月用电量激增后，4月份全社会用电量增幅明显回落，但仍保持两位数字，同比增长达11.2%。同时，前4月发电设备累计平均利用小时同比增加21小时，较前3月的11小时增长近一倍，发电能力出现回暖迹象。 　　能源局5月14日公布的数据显示，今年前4个月，全社会用电量累计14675亿千瓦时，同比增长12.4%，其中第三产业增长15.0%，城乡居民生活增长13.2%。三产用电依旧处于前三个月推高的15%以上的高位用电，居民用电有所回落。 　　值得注意的是，前3月的设备检修和发电发电设备累计平均利用小时较低，导致了多省缺电，进入4月份后，全国发电设备累计平均利用小时为1530小时，同比增加21小时，这一数字前三月仅增加11小时，4月份单月增加了10小时，而且1-4月，全国电源新增生产能力（正式投产）1885万千瓦，相比前3月累计的1379万千瓦多出一半的发电能力。 　　此前，对于夏季是否会出现大范围缺电，有关电力专家曾对本网记者表示，4月份的火电装机、电煤供应和5月份的水源来水情况将决定今年的电力供应格局。从当前公布的数据所反映的种种迹象看，4月份以来发电能力有所回升，起到了一定的缓解作用，发电能力已经呈现了复苏回暖的信号。",国际电力网,经济观察网,于华鹏,2011-05-16,"能源局 发电"
390,"2017-09-18 05:16:01","国内动力煤价连涨八周 电企酝酿加大煤炭进口力度",2011-05-13,"　　最新数据显示，环渤海地区港口动力煤价格已连续第八周上涨，秦皇岛所有煤炭品种价格也再度刷新二年半来高点。不断走高的国内煤价，使得沿海地区电厂将目光瞄准了从印尼和澳洲进口的煤炭。 　　作为中国煤炭市场风向标的秦皇岛港继续领涨沿海市场动力煤价，并将阶段性新高价格扩展为全部4个市场主流规格品。目前，秦皇岛各煤种价格均上涨5元/吨，4500、5000、5500、5800大卡发热量动力煤价分别为625~635元/吨、725~735元/吨、820~830元/吨、855~865元/吨。其中，秦皇岛5000、5500大卡发热量市场动力煤价不断刷新自2008年11月以来的高位，4500、5800大卡也逼平近两年半的最高价位。 　　国内大部分省市面临电荒威胁，多地电煤库存已低于最低存煤警戒线，成为近期煤炭价格连续上涨的重要原因。而煤炭资源的又一轮紧张预期推动煤价持续攀升。 　　据了解，继4月30日大秦铁路完成大修后，从5月5日起，太原铁路局将对南同蒲线和侯月线开始为期27天的大修工程。虽然两条线路运力有限，但这将影响山西南部煤炭运输，市场预计未来公路运输将比较紧张，并造成煤炭市场整体供应趋紧。 　　当前，沿海动力煤市场需求依然高涨。过去一周，秦皇岛港锚地船舶日均保持在160艘，周环比增长7.38%。但5月6、7日秦皇岛港曾限航、封航，9日凌晨出现大雾，秦皇岛海事局对港口实施交通管制，封航对电煤运输造成影响，锚地待港船舶增多。受此影响，上周秦皇岛港共发运煤炭433.9万吨，环比下跌二成。 　　不过，由于主要运煤通道大秦线淡季例行检修已结束，输入煤炭数量上升，导致秦皇岛港口库存回升态势明显，库存货源充足。5月5日~11日，秦皇岛港煤炭库存日均保持在572.7万吨，环比增长14.82%，结束此前连续八周持下跌态势。截至5月11日，秦皇岛港煤炭库存为591.8万吨，国投京唐港库存为98万吨，国投曹妃甸港为138万吨，上述三大煤炭中转港口库存量环比上涨15.36%至827.8万吨。 　　煤炭行业专家李学刚指出，推动3月下旬以来环渤海地区动力煤交易价格持续上涨的一些因素仍然存在，并将推动环渤海动力煤价格继续上涨。但受主要发运港口煤炭库存逐渐恢复、消费企业对煤炭价格继续上涨承受能力下降、政府部门保证电煤供应措施等影响，价格涨幅将收窄。 　　煤炭研究专家李朝林表示，当前不少省份开始将电煤需求转向进口煤炭，尽管进口煤价并无优势。中国面临电力用煤库存低的现状，随着夏季来临电力需求增加，中国动力煤价格上涨加上电力短缺情况恶化将会刺激中国从印尼和澳洲进口煤炭，推动国际煤炭价格上涨。",国际电力网,证券时报,魏曙光,2011-05-13,"煤价 电企 煤炭"
391,"2017-09-18 05:16:04","国家电网利润增长1828% 电网撑死了电厂饿死了",2011-05-13,"　　很少有人想到，2011年中国会暴发如此严重的电荒。才刚立夏，大半个中国便拉响了电荒的警报。而且许多地方已经发生了拉闸限电。浙江在线报道说，10日杭州最高气温超过 36℃ ，杭州很多小区遭遇拉闸限电。据不完全统计，杭州拉闸限电涉及的范围有四季青、拱宸桥、天都城、戈雅公寓、大关、黄姑山路等等。 　　5月6日，中国广播网发布消息《电荒提前来临 今夏或大面积拉闸限电》，新闻中说：“国家电监会近日表示，继湖南、湖北、山西等省宣告电力供应紧张后，浙江、广东、重庆等省市也出现‘电荒’的声音。此外贵州、陕西、河南、山西、湖南、青海都存在一定的缺煤停机的现象。”这样的新闻读来让人眼前一片漆黑。国际恐怖大亨拉登被击毙了，中国的“拉灯”活得蛮滋润。 　　为什么中国会发生电荒？真是电力供需缺口巨大吗？真是“硬缺电”吗？让我们来看一组权威发布的数字： 　　据中国电力企业联合会称，2010年，中国发电装机容量达到9.6亿千瓦，这是中国的供应能力。那么中国的用电需求又是多少呢？仍据中国电力企业联合会发布的数据，2010年，中国用电总量为4.19亿千瓦时。也就是说，中国的用电需求仅为发电能力的40%，60%的发电能力闲置。可电能严重过剩的中国，2011年却爆发了严重的电荒。让全中国为今年的用电忧心如焚。这究竟是为什么？ 　　来解剖一个个案，宣告严重缺电的湖南的电力供需情况： 　　湖南全省拥有1417万千瓦的统调火电机组，但目前可供出力的仅有700万千瓦的机组，超过一半的火电机组宣布停工检修。而河南超过5000万千瓦的火电机组中，现有1200多万千瓦的机组处于检修状态。所占比例也超过了20%。为什么会有如此惊人数量的火电厂在“停工检修”？问题出在火电厂在亏损经营。哪怕是微利，这样的情况能出现吗？ 　　《2010年度电力监管报告》称，从2008年开始，全国五大发电集团(华能、大唐、华电、国电、中电投)火电，连续3年累计亏损分别都在85亿元以上，合计亏损达600多亿元。发电厂年年打报告要求国家发改委上调出厂电价，都被搁置不理。火电企业一肚子的气。我国的石油一半要靠进口，由于国际油价不断攀升，运输成本不断上行，电煤价格扶摇直上，而发电企业卖给电网的电价却不变。发电企业发电越多亏损越多，于是发电企业便尽可能地少发电或不发电。 　　说到此处，再来看看国家电网运营的情况：根据国家统计局公告，2010年前11个月，电网（供电行业）实现营业收入2.19万亿元，同比增长20.84%，占整个电力行业的65%；实现利润总额592亿元，同比增长1828%，占行业比重为42%。电网的利润同比增长1828%，好惊人的数字！ 　　发电厂是生产厂家，电网是物流。可整个电力行业营业收入的65%，让国家电网一刀切走。电厂巨亏，电网暴富，电厂面对这样的蛋糕切分，不掀翻桌子才怪。电厂不罢工，电厂停工。我“停机检修”，你奈我何？电网与电厂打架，城门失火，殃及池鱼。苦了13.4亿中国的老百姓，苦了中国经济。",国际电力网,新华网,魏雅华,2011-05-13,"国家电网 电厂 电网"
392,"2017-09-18 05:16:09",电荒背后：电力集团为应对国资委考核限购市场煤,2011-05-13,"　　5月11日，消息人士说，随着国资委对央企领导人EVA考核的加剧，五大发电集团内部已经开始严格控制电厂购买市场煤的行为，这可能进一步导致了电荒的蔓延。 　　EVA即经济增加值，等于企业税后净利润减去全部占用资本成本，是所有成本被扣除后的剩余收入。 　　国资委于去年开始推行EVA考核。今年1月，国资委发布6号文，要求央企做好2011年的EVA考核。各央企已经在今年2月底将年度考核建议指标上报国资委，同时要求各央企要在4月20日、10月20日分别上报一季度和前三季度的考核执行情况。 　　国资委的文件称，对负债率在75%以上的工业企业和80%以上的其他企业，原则上要将负债水平作为分类指标或限制性指标，纳入年度业绩考核。国务院国资委综合局局长刘南昌曾表示，中央电力企业的资产负债率普遍超过了80%。 　　由于目前市场电煤价格已经每吨超过重点合同煤价200-300元左右，因此购买市场电煤将造成电厂的成本急剧增加。在此情况下，大量购买市场电煤，对于原本资产负债率就应很高的五大电力集团来说，无疑是雪上加霜。 　　另据了解，在EVA的考核机制下，五大电力集团由于政府的各种政策性补贴和税收减免所带来的收入，将不能再被记作利润范畴。 　　消息人士说，当前的价格情况和对央企领导人考核的变化，给五大电力集团的主业经营造成了很大压力。 　　河北大唐国际王滩发电公司总经理白福贵在大唐电力上发布的文章中表示，据有关统计数据显示，2010年，五大发电集团所运营的436个火电企业中，亏损企业236个，亏损面达54%；资产负债率超过100%，处于破产境地的企业85个，占全部火电企业的19%。 　　根据白福贵的分析，目前，火力发电企业的燃料采购、煤炭运输、环保投入和劳动力4项成本的提高对企业影响特别大，其中，燃料成本占全部发电成本的70%以上，且煤炭价格节节攀升，成为造成发电成本大幅上升的主要因素。 　　尽管国家发改委每年都会组织电厂签订重点电煤合同，但是五大电力集团每年仍需要从市场上购买大量的电煤，以弥补重点合同的不足。一位煤炭贸易商称，五大电力集团每年购进市场煤的比例至少在60%以上。 　　在电厂存煤不足，煤炭价格又处于高位的情况下，五大电力集团迫于EVA考核的压力要求，严格控制旗下电厂购进市场电煤的做法，将进一步加剧电荒的蔓延。",国际电力网,经济观察网,张向东,2011-05-13,"电力集团 电煤 市场煤 电荒"
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"
394,"2017-09-18 05:16:25",电荒背后：五大电力集团限购市场煤,2011-05-12,"　　5月11日，消息人士说，随着国资委对央企领导人EVA考核的加剧，五大发电集团内部已经开始严格控制电厂购买市场煤的行为，这可能进一步导致了电荒的蔓延。 　　EVA即经济增加值，等于企业税后净利润减去全部占用资本成本，是所有成本被扣除后的剩余收入。 　　国资委于去年开始推行EVA考核。今年1月，国资委发布6号文，要求央企做好2011年的EVA考核。各央企已经在今年2月底将年度考核建议指标上报国资委，同时要求各央企要在4月20日、10月20日分别上报一季度和前三季度的考核执行情况。 　　国资委的文件称，对负债率在75%以上的工业企业和80%以上的其他企业，原则上要将负债水平作为分类指标或限制性指标，纳入年度业绩考核。国务院国资委综合局局长刘南昌曾表示，中央电力企业的资产负债率普遍超过了80%。 　　由于目前市场电煤价格已经每吨超过重点合同煤价200-300元左右，因此购买市场电煤将造成电厂的成本急剧增加。在此情况下，大量购买市场电煤，对于原本资产负债率就应很高的五大电力集团来说，无疑是雪上加霜。 　　另据了解，在EVA的考核机制下，五大电力集团由于政府的各种政策性补贴和税收减免所带来的收入，将不能再被记作利润范畴。 　　消息人士说，当前的价格情况和对央企领导人考核的变化，给五大电力集团的主业经营造成了很大压力。 　　河北大唐国际王滩发电公司总经理白福贵在大唐电力上发布的文章中表示，据有关统计数据显示，2010年，五大发电集团所运营的436个火电企业中，亏损企业236个，亏损面达54%；资产负债率超过100%，处于破产境地的企业85个，占全部火电企业的19%。 　　根据白福贵的分析，目前，火力发电企业的燃料采购、煤炭运输、环保投入和劳动力4项成本的提高对企业影响特别大，其中，燃料成本占全部发电成本的70%以上，且煤炭价格节节攀升，成为造成发电成本大幅上升的主要因素。 　　尽管国家发改委每年都会组织电厂签订重点电煤合同，但是五大电力集团每年仍需要从市场上购买大量的电煤，以弥补重点合同的不足。一位煤炭贸易商称，五大电力集团每年购进市场煤的比例至少在60%以上。 　　在电厂存煤不足，煤炭价格又处于高位的情况下，五大电力集团迫于EVA考核的压力要求，严格控制旗下电厂购进市场电煤的做法，将进一步加剧电荒的蔓延。",国际电力网,经济观察网,张向东,2011-05-12,"五大电力集团 市场煤 煤炭"
395,"2017-09-18 05:16:29",“电荒”凸显产业转型之艰,2011-05-11,"　　随着天气的转热，今年提前而至的“电荒”正愈演愈烈。浙江、广东、湖南等多地相继出现“拉闸限电”，大量的企业，尤其是中小企业对此苦恼不已。已签订订单的企业，因停电无法按期交付产品，面临违约的风险；未签约的，也不敢轻易地去接单。更令人担心的是，这种影响正在向产业链的上下游传递，若得不到很好解决的话，很多产业将遭受更大的损失。 　　“电荒”问题年年出现，今年更甚。除了电力需求的季节性差异、地域需求不均衡等长期存在的原因外，造成今年“电荒”的一个极为重要的新原因是，去年四季度各地被勒令关停的高耗能产业纷纷“死灰复燃”。来自多个权威部门的统计数据均显示，目前用电量的激增与高耗能产业的发展存在着非常明晰的正相关关系。据国家能源局的数据，今年来化工、建材、钢铁冶炼和有色金属冶炼四大行业用电量大幅反弹，占全社会用电量的比率超三成，仅低于历史最高水平的去年二季度。中电联的数据也显示，一季度五大高耗能行业用电量同比增长11.3%，其用电量合计占制造业用电量的62.3%。 　　高耗能产业的抬头，凸显了中国产业转型的艰难。一方面，这与去年年底节能减排压力的释放不无关系。当时，一些地方为了完成“十一五”节能减排的目标，用行政化的手段关掉了一批“两高”企业。今年节能减排任务没有去年那么迫切，势必有一个反弹的过程。另一方面，一些地方因为一些主客观原因，未找到新的经济增长点，为了给“十二五”开局之年的地方GDP交上一份看上去不错的答卷，只好沿用过去的发展老路子，对“两高”企业网开一面；更为恶劣的是，一些地方政府部门甚至千方百计地使一些“两高”项目合法化。而后面这个原因，恰恰是中国产业转型的一个非常大的障碍。虽然多地早已强调不再GDP挂帅，但一些官员思维的惯性、政绩新考核的标准不明晰等多因素叠加，使得经济转型说起来容易、做起来难，“两高”项目的上马也就不足为奇了。 　　转变经济发展方式是“十二五”的主线，事关“十二五”发展目标的实现与否，无论出于什么原因，对于限制“两高”产业、淘汰落后产能，任何单位和个人是没有回旋的余地的。各地、各部门应该对此有清醒的认识。随着迎峰度夏的到来，电力供需的缺口会更大。因此，在各地、各部门制定的应对举措和预案中，应不折不扣地支持国家经济发展方式转型，特别是要落实好最近发改委、工信部等部门下发的关于抑制煤化工、电解铝行业产业过剩的通知要求以及工信部下发的淘汰落后产能目标任务，坚决对“两高”产业“拉闸限电”，通过市场倒逼机制促使产业转型步伐的加快。",国际电力网,中华工商时报,阮修星,2011-05-11,"电力 拉闸限电 电荒"
396,"2017-09-18 05:16:33","电力巨头纷纷扎堆云南“跑马圈地” 风电产业“大而不强”凸显尴尬",2011-05-10,"　　近年来，从东部沿海到中西部省份，凡是有风力开发潜力的地方，几乎都能见到风电项目的身影。发展新能源，是各地投资风能建设的鲜明旗帜。云南也不例外，风电产业早已是异军突起。但尴尬现状是：一边是电力巨头纷纷扎堆云南“跑马圈地”；一边是云南风电产业“大而不强”频遭非议。 　　目前，多数风电场普遍存在经营困难甚至亏损的问题，有些风机建设后一直在“晒太阳”，风电场超常规建设与闲置依然并存。面对风能产业的尴尬现状，是风电“疯了”？还是风电“过剩”？有关人士呼吁，云南风电机遇与难题同在，千万别让风电行业“折了腰”。 　　“云南省风能资源丰富，多家大型能源企业开始在云南布局风电项目。” 　　云南风能资源优势可喜 　　近年来云南风电产业，一直在演绎着飙升神话。作为国家重点支持的产业，风电在云南的发展也已经步入了快车道。 　　据云南省能源局统计，云南风能资源总储量为1.23亿千瓦，可利用面积4.52万平方公里，占全省土地面积的11.48%。目前，云南省共规划了38个风力发电场，预计到2020年，云南省的总装机将突破3000兆瓦，而风电也将成为我省继水电、火电之后的第三大发电电源。 　　2008年年底投产的大理者磨山风电场，是云南省首家风力发电场。据大理相关部门介绍，在全省规划的38座风电场中，该州就有13座，总装机容量为1475兆瓦。 　　除了资源丰富，良好的电网接入条件也是云南省发展风电得天独厚的优势。据悉，云南省已形成了500千伏的主体电网构架，且220千伏电网广布。 　　能源巨头抢滩云南风电 　　在国内资源较好的风电场基本上已被瓜分得差不多的情况下，云南这块曾被很多人认为是风资源较贫乏的地区，如今成了香饽饽，成为能源巨头的必争之地。大批央企、国企，甚至民间资本纷纷按捺不住，多家大型能源企业开始在云南布局风电项目。 　　电力巨头们投资云南风电的热情，从去年一直延续至今。2010年12月上旬，曲靖市麒麟区与中国国电集团云南龙源风力发电有限公司举行风能资源开发项目签字仪式，拟在“十二五”期间，总投资约15亿元建设风电项目。接着，中国电力投资集团公司与云南签署合作协议，拟投80亿开发风电资源。而就在中国电力投资集团签署80亿元风电投资协议前，中电投云南国际电力公司与南华县政府签署风电项目合作开发协议，取得了南华县红土坡镇、马街镇总装机容量约150MW的两个风电场项目的开发权。 　　目前，华能、大唐、国电、华电、中电投等行业巨头纷纷扎堆“跑马圈地”，抢滩进入云南风电领域。同时，云南省内本土电力公司也加快了风电开发进程。云南电投新能源开发有限公司正在运作中的曲靖市会泽县大海草山风力发电项目，计划投资20亿元，总装机20万千瓦，是全省最大的风力发电站。 　　“云南风电产业‘大而不强’，部分项目闲置，多数电场亏本。” 　　规模越大质疑声音越大 　　在“政府补贴”政策的推动下，投资风电产业，成了企业稳赚不赔的买卖。然而，通过这几年的发展，各种矛盾和问题也开始凸现出来，风电产业处于一个尴尬的境地：云南风电产业“大而不强”。风电产业规模越大，质疑和非议的声音似乎也越大。如风电场是形象工程、风机大多在“晒太阳”、风电“疯了”、风电产能过剩、风电不稳定是垃圾电等等。",国际电力网,云南网,云南网,2011-05-10,"电力 风电 云南"
397,"2017-09-18 05:16:40",节能产业将为变压器产业带来市场,2011-05-06,"据悉，为加快电动车配套充电设备的建设和普及，中国将在2015年建成2000个充电站及40万个充电桩，单就深圳地区而言，深圳市计划2010年建设7500个充电桩，2012年建设53座社会公共充电站、36座公交充电站，47500个充电桩。不仅仅是电动车市场，同样火热的LED照明，新能源、智能电表市场，政府也出台一些利好政策，相信针对这些市场的变压器产品起量只是时间问题。 专家认为，安全和高效是变压器产品最重要的两个指标，电动车、新能源等大功率市场在保证效率的同时，更强调安全性。尤其是电动车要求的低成本、小型化、快速充电特性，对变压器和电源等电子元器件提出更高的性能要求。在充电桩应用中，主要以10KW-100KW的大功率变压器为主，针对光伏发电和风能领域，可推出的高频开关变压器，输出功率可达1000KW，在应用中，变压器一般与电感元件组合分别起到变压，滤波，储能的作用，是其大功率核心元件，且是该设备设计的难点和重点。 在智能电表领域，政府预计在未来5年内投资380亿元，安装1.3亿只智能电表，实现电能表从机械式向电子式发展，并逐渐走向智能化。智能电表不同于传统电表之处在于它要求实现双向实时通讯，具有互动的特征，能够提供实时数据，为实施上网实时电价、阶梯电价及供电选择提供了可能。 智能电表中的变压器与芯片配合，除传统电表主要完成电能量计量和显示之外，智能电表集测量、通讯、微电子、数字信号处理和计算机技术为一体。在功能方面，包含电能计量、多功能电参量测量、费率控制、预付费和负荷控制、数据处理及存储、通讯、显示等。 除了这些热门领域对变压器的需求旺盛，原有市场对变压器产品的需求也会保有持续增长，如UPS市场，由于各行各业对用电品质大幅度提升，特别是数据处理的可靠性有极高的要求，银行、工商、税务、公安等部门对用电的安全措施加大了UPS行业变压器的需求，另外，现在市场对手机等便携式设备的充电方式也提出新的需求，希望使用更加方便的无线充电模式，因此，无线充电器也将成为变压器一个新的市场增长点。",国际电力网,国际能源网,本站整理,2011-05-06,"变压器 节能 电动车 智能电表"
398,"2017-09-18 05:16:46","煤电困局再升级 部分电企称已放弃发电",2011-05-05,"　　有电企人士透露，自己发电成本太高，已经转为向供电网上取电 　　伴随着煤炭涨价的呼声一浪高过一浪，另一个更为严峻的问题同时出现：煤炭供不应求。这给下游火电行业带来的不仅仅是米贵的难题了，还有无米下锅的尴尬。 　　不少电力企业已是不堪重负， *ST祥龙内部人士告诉记者，发电成本太高，已经放弃自己发电转为向供电网上取电。长源电力表示，公司重点已经逐步放在清洁能源的开发上。 　　电力企业发电积极性普降 　　“现在煤炭属于卖方市场，虽然价格涨了，还得四处找煤，但电厂得生产，不然亏损就更严重了。”记者致电长源电力相关人士，“不生产亏损，生产多了同样亏损。”该公司控股股东为中国国电集团公司，其煤炭需求主要由集团另一家控股子公司国电燃料有限公司供应。至于在价格方面，对方表示，集团内部不同子公司自身也有利益上的分割，价格不会便宜很多。 　　*ST祥龙面对煤炭价格上涨，供不应求的现状，选择了弃电，重心放在了化工产品上。“发电所占公司经营比重本身不大，自己发电不合算还赔钱，现在基本不生产了，公司用电也是从供电网上取电。” 　　而对于火力发电占公司经营比重较大的公司来说，发电积极性下降的同时，寻找其他经营项目成为了多数企业的选择。赣能股份与江西赣粤高速公路有限公司合作建设赣粤高速，发展高速公路经营项目。“目前盈利状况良好，可以缓解一下主营业务火电亏损的现状。”记者致电公司董秘李声意。 　　据公开资料显示，赣能股份主营业务范围为火力、水力发电。同时，公司积极加快进军路桥等基础行业和高科技领域，实现投资领域的适度多元化。 　　“江西属于贫煤省，煤炭主要是从外省运入。现在发电90%的成本都是来自于煤炭购买。”赣南股份董秘感慨，公司已经把人员成本，折旧费等其他费用压到了最低。管理层严格控制其他成本，但亏损的状态还是很难改变。江西也是今年出现“煤荒”最早的省份之一。 　　煤矿整合加剧火电紧张趋势 　　“被整合的小煤矿多数是不走正轨销售途径的，产量通常不会纳入官方煤炭数据统计。整合后起码大半年的时间在技改阶段，不会用于生产。”一位煤炭行业研究人员接受记者采访时指出，也就是说整合后煤炭产量与整合前相比短期内是下降的。火电原料不足就很正常了。 　　据悉，国家能源局要求各地抓紧制定“加快推进煤矿企业兼并重组”的规划和编制工作方案，截至4月底必须上报，最迟不能超过今年上半年。继山西、河南之外，全国性的煤炭整合工作已经拉开帷幕。 　　大同证券研究所于洪认为，整合工作短期内会给下游火电行业带来更大的原料紧张压力，若大矿再发生几次矿难，电煤供应会更加紧张。 　　有如此的推断是缘于2009年山西大刀阔斧的煤炭整合工作。截至目前，山西省的矿井数量已从2005年的4千多座减少至约1千多座。被整合的近3千多座矿井平均有一年时间是没有投入生产的。“当时包括山西在内都出现了电煤供应紧张，电厂四处找煤的情况。”于洪回忆道，直到现在也有很多被整合矿仍处于技改阶段。 　　而矿难的发生会直接导致事故矿停产整顿，尤其对于大矿，整顿时间越长越影响产量，电煤的供应就会受到影响，继而受影响的就是电力企业。 　　电力需求旺盛，经济发展热度不减对于电力行业来说本应是好事，现在却成了负担。中国电力企业联合会在《2011年全国电力供需与经济运行形势分析预测报告》中指出，2011年全年我国用电量预计在4.7万亿千瓦时左右，缺口3000万千瓦。其中，2月份用电量首次超过3000亿度。一季度全国用电量为10911亿千瓦时，同比增长了12.7%。 　　用电量高居不下，火电企业储煤量却日渐单薄。据中电联报告显示，截至4月中旬，全国重点电厂电煤库存5311万吨，可用14天，仅比3月末提高一天。而四月份也是传统的电煤需求淡季。 　　“价格又高，跑煤也不容易，储煤量当然上不去。”赣能股份董秘表示。",国际电力网,证券日报,胡仁芳,2011-05-05,"电企 发电 煤炭"
399,"2017-09-18 05:16:50","“煤荒”逼急江西电厂 进口电煤高价抢市",2011-05-05,"　　 炎热的夏季尚未来临，江西省电力企业就被迫大规模 “海外购煤”。 　　 据当地媒体报道，江西省内电厂不得不先通过海运将国外电煤运到温州、厦门、宁波等港口，再用火车运到省内，平均下来每吨煤比国内要贵80到100元。 　　 5月4日，记者就此采访了江西省电力燃料公司的一位负责人。该名负责人表示，海外电煤的质量略优于国内电煤，购买海外电煤的目的一方面是补充数量，另一方面是调节质量。而当下由于国内电煤供应不足，不得不更多地从海外市场买电煤。江西省海外购煤主要以印尼为主，此外还有澳大利亚、俄罗斯、南非。 　　 该负责人称，海外电煤平均每吨高80到100元，这样就加大了电力企业的运营成本。但是为了保证供电量，“就算亏损也得买”。 　　 江西电煤近三成进口 　　 据了解，自3月底以来，江西全省供用电开始紧张，首次出现了淡季缺电现象。南昌、宜春等地都不同程度地要求企业节约用电、有序用电，今年的用电高峰提前到来。 　　 跟随着用电高峰而来的，是电煤供应的紧张。据悉，江西省70%以上的电煤需由外部供应。目前，我国华东、华北、华中地区均出现了不同程度的电煤供应缺口，电煤难买，车皮紧张，抢煤现象提前来临。 　　 江西省电力燃料公司上述负责人告诉记者，据估计，2011年，江西省的电煤接近三成将来自海外；目前，在赣南一些近海或交通相对方便的发电厂，海外电煤已占了一半甚至更多。该负责人表示，“国内电煤供应不足，是选择海外购煤的主要原因。” 　　 自2008年下半年金融危机发生后，国际煤炭价格大跌，江西省电力企业从此开始从国外购买电煤。 　　 海外购煤的踊跃并不意味着国内煤价的下降。据5月4日下午的消息，最新一期的环渤海动力煤价格指数本周继续上涨，这也是该指数连续第七周上涨。海运煤炭网指数中心发布的环渤海动力煤价格指数显示：本期环渤海动力煤平均价格较上周上涨10元/吨，已达818元/吨。今年4月以来，尤其是4月下旬，国内港口煤炭价格再次出现整体上涨，市场动力煤价最高有15元的涨幅。 　　 产煤大省亦告“燃煤之急” 　　 江西省电煤的国内主要来源是山西和陕西，其次是安徽、河南。目前国内电煤异常紧俏，山西陕西的电煤因为运力限制和各地抢购，很难运到江西，而河南、安徽等地电煤都是优先保省内发电，也很难买到。 　　 此前，曾报道4月份以来陕西省电厂存煤接连告急，70%的电厂库存临近或低于警戒天数。 　　 中央财经大学中国煤炭经济研究院煤炭上市公司研究中心主任邢雷认为，中国能源最紧张的地区并不是东部沿海地区，而主要是华中电网地区。其中，最严重的当属鄂湘赣等地区，虽然这些地区水力充沛，但电力供应却依然以火力为主。 　　 4月份以来，湖南、湖北、江西及重庆等省市由于来水减少，水电发电不足，火电压力增大。而这些省份电煤供应不足，造成用电形势的反季节紧张，这一趋势很可能会延续到夏季。 　　 邢雷称，以前，河南、安徽等省主要为这部分地区提供煤炭，但随着这些省份自身也变成了煤炭净调入省，他们可提供外运的煤炭逐渐减少，已经无力承担起鄂湘赣等中部省份煤炭外调的重任。 　　 随着我国煤炭生产基地逐步西移，山西、内蒙、陕西已成为煤炭的主要外调省份，他们必然要承担起接续河南等省向鄂湘赣等地调入煤炭的重任。但是，由于受到煤炭运输通道瓶颈制约，内蒙、陕西的众多煤矿只能“以运定产”。 　　 此外，据媒体报道，4月底，国家发改委曾紧急约谈神华、中煤、大同煤矿等4家煤炭企业，沟通煤炭市场情况，要求2011年重点合同电煤价格不得上涨。而国内两次油价上涨带来的成本压力，使电煤价格不得不上涨或者不外运，而这都会直接导致发电企业缺煤而发电动力不足。大幅上涨的国内煤炭价格，使得进口煤市场再次可期。 　　 4月28日，中国电力企业联合会发布的 《2011年第一季度全国电力供需与经济运行形势分析预测报告》称，今夏用电高峰时段用电缺口可能达到3000万千瓦左右。中电联统计信息部主任薛静表示，这是继2003年至2004年以来缺电最严重的一年。 　　 薛静表示，“3000万千瓦”相当于用电大省福建省或者安徽省的全部装机容量。“用电量缺口为3000万千瓦是基于水电企业来水情况比较正常进行的预估，如果5月份来水情况不理想，那么，这个用电缺口还将继续扩大。”",国际电力网,每日经济新闻,陈舒扬,2011-05-05,"电煤 电厂 煤价"
400,"2017-09-18 05:16:50","煤价急涨致库存告急 亏损电厂贷款买煤",2011-05-05,"秦皇岛市场动力煤价日前创下自2008年11月以来的最高价格——815元/吨，这使得华中某火电厂燃料部负责人许峰（化名）压力倍增。“现在很发愁，往年这个时候都能有40万吨煤炭库存，今年只有10万吨左右。”他表示。 港口、电厂库存双双告急 根据秦皇岛煤炭网3日的统计数据，环渤海四港（秦皇岛港、国投曹妃甸港、京唐港以及天津港）煤炭库存量由上周的1094.2万吨下降至979万吨，减少115.2万吨；降幅分别为10.4%、4.82%、22.22%、5.36%。与此同时，有权威人士称，目前全国火电厂平均库存仅够用两周。 而在另一方面，电煤价格的上涨之势丝毫未缓，秦皇岛5500大卡发热量优质电煤维持在805元/吨~815元/吨的价格水平，打破了2009年、2010年保持的800元/吨~810元/吨的高位价格，创了近两年半煤炭价格的新高。 而最新公布的一期渤海动力煤价格指数综合平均价为808元/吨，且连续6周上涨；6周内每吨上涨41元、涨幅5.35%。这是该指数发布以来的最高价格，其涨幅跨度也是该指数试运行以来连涨时间最长的一次。 在许峰的印象中，尽管自2008年以来，煤炭价格几乎一路上涨，其间不乏库存降至低位、电厂用煤紧张的情况，但库存量下降到如此低位的情况还很少见。 而四川的火电厂情况无疑更为紧急。四川某热电厂负责人告诉《第一财经日报》，该火电厂库存目前只够用3天，已经到了严重告急状态；而且该人士称，四川绝大部分火电厂库存均已在3~5天的水平。 据了解，火电厂存煤天数低于7天则已达警戒线，而存煤天数低于3天则随时可能停机。 许峰认为，华中、西南地区煤炭紧缺，除市场煤价高涨之外，也有铁路运力的因素。华中地区的煤炭供应自山西经陕西、河南入湖北，但由于河南现在也成为能源输入省，同样缺煤严重，因此煤炭经过河南后再进入湖北的量就十分有限了。 电厂无奈贷款买煤 目前华东地区电厂煤炭价格已连涨40多天，整体涨幅最高为75元/吨，最低为45元/吨。 例如，位于华东地区的南通华能、太仓华能两个电厂煤炭价格再次整体上涨。其5000大卡发热量大同煤的接收价环比上涨35元/吨，达770元/吨；5500大卡发热量大同煤价格为870元/吨，环比上涨40元，该热值发热量动力煤价40天内连涨70元，涨幅达8.75%之高。 而煤炭价格的持续攀高，令部分火电企业为坚持发电而深陷亏损。江西某发电企业燃料部门人士告诉本报记者，江西省境内火电厂全部库存告急，陷入亏损，且亏损额普遍超过亿元，有电厂亏损甚至超过2亿元。 该人士称，尽管国家发改委一再要求保障重点合同煤的供应，但目前江西的发电企业仍无法获得足额的重点合同煤供应。“各大电厂重点合同煤兑现率普遍不高，电厂又要完成国家任务保证发电，就只好去买秦皇岛的市场煤，不亏损才怪，目前只能贷款买煤。”",国际电力网,第一财经日报,李毅,2011-05-05,"煤价 电厂 煤炭"
401,"2017-09-18 05:16:50",世界风电格局新变化：龙源电力跻身全球第三,2011-05-04,"　　根据世界著名咨询公司——丹麦法维翰咨询（Navigant）公司旗下BTM咨询公司最新公布的调查报告显示，龙源电力以6969兆瓦累计装机容量，成为继西班牙Iberdrola可再生能源公司、美国NextEra 能源公司后，全球排名第三的风电场运营商，占全球前15家风电运营商总装机容量的10.4%。 　　全球市场增速放缓 传统、新兴市场各有不同 　　2010年底，全球风电总装机容量达199,520兆瓦，发电量超过4099亿千瓦时，占世界电力总发电量的1.92%。2010年中国风电新增装机容量达到18,928兆瓦，比2009年提高了37.7%，占全球新增装机容量48%，超过美国，成为世界第一大风电市场。发展强劲的中国市场为龙源电力高速发展提供了良好的环境。除了装机规模迅速扩大外，龙源电力利润也同步大幅增长。 　　受金融危机影响，2010年全球风电市场尽管创造了39,404兆瓦的新增装机容量纪录，增长率却远低于2005-2009年期间的增长率。传统市场发展缓慢，新兴市场却蓬勃向上。 　　2008年和2009年全球年装机容量分别增加42%和35%，而2010年年度装机增长率仅为3%。 　　在传统市场中，下滑最厉害的是美国。2010年新增装机容量仅为5,115兆瓦，仅略高于2009年新增装机容量的一半。欧洲维持了稳定增长，2010年新增装机10,980兆瓦，与2009年的10,738兆瓦基本持平，占全球市场27.8%。西班牙和德国这两个主要风电市场出现了下滑，罗马尼亚、保加利亚和土耳其等新兴市场的高速发展平衡了传统市场的发展趋势。 　　相比之下，中国、印度等新兴市场显示出强大的生命力。2010年中国实现了37.7%年增长率，印度新增装机容量更是达到2009年的两倍。在以中国为主的新兴市场的带动下，亚洲市场快速崛起。2010年整个亚洲地区新增风电装机容量占据了世界新增风电装机的53.6%，成为新增装机份额最大的一个洲。而尽管欧洲的绝对装机容量得到了提高，但是由于中国等新兴市场的强劲发展，其所占世界市场的份额却下降至历史最低，为43.8%。 　　经过2010年的转折，最大风电国家市场的排名发生了变化：中国以18,928兆瓦的新增装机容量稳居第一位，并且创造了单个国家年度新增装机容量的世界纪录；美国以5,115兆瓦的新增装机容量位列第二；第三名是印度，新增装机容量2,139兆瓦。在欧洲，德国、英国和西班牙成为排名前三的欧洲国家，每个国家的新增装机容量大约是1,500兆瓦。 　　传统市场与新兴市场地位此消彼长，各国风电场运营商排位也出现变化。龙源电力得益于良好的政策环境以及多年的项目积累，世界排位由2009年的第五位升至第三位，继续稳居亚洲第一。此外，龙源电力累计高达61,000兆瓦的项目储备容量（其中海上风电项目储备4,450兆瓦）也使得龙源电力未来发展后劲十足。 　　未来五年中国依旧领先 　　中国风电市场很大程度上未受经济衰退的影响。由于近期风电发展速度惊人，因此在未来5年中国就极有可能继续保持在风电市场的领先地位。 　　根据国家发改委已制定公布的2020可再生能源目标规定，可再生能源发电到2015年占电力总消费的比例为11.4%，到2020年还将提高至15%。为实现该目标，国家能源局已向国务院提交了一份计划，规定在未来10年内投资50亿元用来增加对新兴能源的投资，其中大约30%将流向风电行业。近期日本发生大地震后，人们更加关心核能开发的安全性，因此中国政府暂停审批新核能项目，这样可再生能源，尤其是风能可以从中获益。 　　而中国政府将把温室气体减排作为主要目标，到2020年要比2005年的碳排放减少40%—50%。这些承诺表明中国将在可再生能源布局和温室减排方面领先世界。 　　此外，政府的“强制性市场份额”政策规定的非水电可再生资源的发电目标也是中国市场未来风电市场发展的重要动力。该目标要求到2020年市场份额提高3%。要实现该承诺，中国风力发电必须发挥主要作用。 　　根据我国“十二五”规划，截至2015年底，风电新增装机总量将达到90,000兆瓦。根据BTM的预测，未来五年中国对风电装机容量的需求将超过18,000兆瓦/年，到2015年，中国累计风电装机容量会达到105,000兆瓦，年度新增装机容量将继续保持世界第一。 　　以上因素将形成合力促进风电市场的发展。龙源电力作为中国最大的风电场运营商，从中受益显而易见。根据目前中国风电发展规划以及自身储备，龙源电力计划从2011年开始，每年新增装机容量2,000兆瓦。 　　（此文摘编自丹麦BTM公司公布的《2010年世界风电市场最新调查报告》）",国际电力网,中国广播网,冯雅,2011-05-04,"风电 源电力"
402,"2017-09-18 05:16:56",拉闸限电致柴油消费量增四成,2011-05-03,"浙江部分地区因电力供应不足，开始对生产企业采取拉闸限电措施，柴油发电需求初步显现。5月2日，从息旺能源获得的最新监测数据显示，3月份，全国柴油消费量比前月急速放大40%左右。此前，发改委发布的统计数据亦显示，今年一季度，我国柴油消费量增长10.6%。 业内分析师预计，受需求增加影响，6月底前后，柴油供求关系将可能再度形成同2010年10月期间资源严重不足相似的局面，“柴油荒”重现可能性增大。 发电用油需求初现 据媒体报道，目前，杭州临安、温州、金华、嘉兴地区由于缺电已采取限电措施。温州地区对工厂等生产型企业供电五天，限电二天；金华采取“开六停一”；嘉兴则采用“开七停七”或者“开十停十”。生产型企业如水泥厂、化工厂、钢铁厂等受影响。 部分企业为保证生产，利用柴油发电机发电，发电用油需求初步显现。据浙江当地的一些油品中间商透露，有工厂向其采购柴油用来发电。据当地媒体报道，今年，浙江省的最高负荷将超过5000万千瓦，而极限供电能力只有4600万千瓦，即使考虑到部分机组恢复满负荷运行等因素，在迎峰度夏时全省电力缺口也将超过350万千瓦。 另外，近期江苏省电力公司与江苏十大钢铁企业进行座谈，商讨限电保供问题。据悉，江苏今年夏天最大统调缺口在1100万千瓦以上，约占16%。在必要时将对建材、钢铁、水泥、宾馆等重点目标实行限电，以确保电网安全稳定，全力保障居民用电，涉及全省6.8万户企业的大规模限电方案正在报请政府批准。该方案称，如果仍有企业在用电，可以以高出正常电价5倍甚至10倍的价格来收取电费。 息旺能源首席分析师钟健认为，随着夏季的到来，电力紧张局面将更为严峻，届时限电的地区会增加，受到限电影响的企业数量也会增加，柴油发电需求或将进一步增加。 3月柴油供求略偏紧 “3月份，全国柴油消费量增长远远超过柴油产量的增长，致使柴油供求关系从2月份的略宽松状态急剧转变为当月的略偏紧状态。”钟健分析道。 息旺能源编制的“中国石油市场供求关系评估系统”初步的评估结论显示，2011年3月，全国柴油供求关系评估指数为150：100，供应侧指数比前月的200：100急降50个指数。指数表明，全国柴油市场供求关系已从前期的略宽松状态急剧转变为略偏紧状态。 钟健表示，今后数月内，如果柴油产量与进口量不再增加，依据柴油消费进入旺季后逐步增长的需求趋势测算，预计在今后2~3个月内，即在6月底前后，柴油供求关系将可能再度形成2010年10月期间，柴油供需比值130:100状态下的资源严重不足局面。 目前，中石化下属各炼厂装置已基本处于满负荷运行状态，并暂停出口。金银岛分析师赵旭说，市场后期刚性需求强劲；国内炼厂利润不断被压缩，地炼生产积极性受挫；电力缺口的提前到来或致短期内柴油需求迅速增加。就目前形势看，后期柴油供需矛盾将抬头。 对此，钟健认为，如果国家能出台相应政策调用地炼的生产能力，以弥补央企石油加工的不足；并及时组织进口一定规模的柴油，以增加国内柴油库存；并通过一系列有效措施增加全国柴油资源的总供给，则可以在很大程度上缓解供需矛盾。 据海关统计，今年一季度国内柴油出口68.90万吨，同比下滑34%；同期进口柴油35.23万吨，同比跌40%。二季度国家进一步控制成品油出口数量，出口配额大幅削减，预计柴油出口在二季度将继续出现明显回落行情。",国际电力网,每日经济新闻,喻春来,2011-05-03,"拉闸限电 柴油"
403,"2017-09-18 05:17:04","多地出现电荒 专家称现在正是放开电价的好时机",2011-05-03,"　　夏天未至，我国江西、广东、浙江、湖南等地已出现淡季“电荒”现象。18日，国家发改委已经上调了16个省的上网电价，平均每度涨幅约1.2分钱。一直以来，我国电价定价采取的是行政审批形式，由政府直接指定上网电价、输配电价以及销售电价。 　　28日，国家发改委网站发布《有序用电管理办法》，要求各地合理应对电力供应不足问题，原则上重点限制违建项目、能耗超标企业用电。 　　为何多地此时出现“电荒”现象，其背后反映的是什么问题？国家行政学院决策咨询部研究员王小广向人民网记者分析，这实际上与政府主导的投资依赖型经济难以降温直接相关。中国能源研究会副理事长周大地认为，过去制定的相关政策已经不适应当前发电成本上升的现状，电价总体水平应有所变化。现在正是放开电价的好时机，应尽快完善一次能源价格、上网电价、销售电价之间的联动机制。 　　多地出现“电荒” 专家：投资过热为根源 　　国家能源局日前发布的《2011年一季度能源经济形势及走势》显示，3月份的全社会用电量已接近去年7、8月份迎峰度夏高峰时段的用电量。国家发改委15日发出预警：今年大部分地区电力供需形势偏紧，预计夏季高峰期华东、华北、南方供需缺口较大。 　　湖南省经信委日前印发“春季有序用电预案”，而岳阳、常德等缺电严重地区已正式下达用电预案通知。湖南电力公司表示，将全力保障居民生活、农业生产、公共事业及重要单位和用户用电。 　　江西省发改委26日召开全省电力供需形势新闻通气会，表示未来一两年全省电力供应处于趋紧状态，实行“有序用电”将成为常态，这意味着江西供电形势已从“供需总体平衡，矛盾相对缓和”过渡到“供需总体趋紧，矛盾较为突出”。 　　据媒体报道，浙江已出现近7年来最严重“电荒”，一些地方提前启动严格的企业控限电措施，包括执行“错三停一”、“错一停一”等用电方案。 　　此外，广东、贵州、重庆也出现不同程度的用电紧张态势。据中电联《全国电力供需与经济运行形势分析预测报告》显示，一季度全国全社会用电量10911亿千瓦时，同比增长12.7%。国家行政学院决策咨询部研究员王小广分析，用电紧张非因电力供应不足，政府主导的投资依赖型经济始终难降温，是造成目前电力形势紧张的主要原因。 　　中国能源研究会副理事长周大地对此表示认同：“在‘十二五’规划开局之年，多地快马加鞭上项目，拉动高耗能产品需求，加之部分加工行业开工规模较大，造成用电量增长过快。”他认为，一些地方政府盲目追求工业园区建设，并且相互比拼，最后将会造成产能过剩。 　　28日，国家发改委网站公布《有序用电管理办法》，规定各地确定年度有序用电调控指标，并原则上重点限制违建项目、能耗超标企业用电。该办法自5月1日起施行。 　　除此之外，周大地也指出，受价格因素影响，一些地方电煤供应不足，是造成多地“电荒”的另一原因。他分析，市场煤价高位运行导致电厂经营陷入困境，火电机组利用效率不高，使得电力供需处于失衡状态。 　　“煤电联动”被重提 专家：电价总体水平应变化 　　长期以来，我国电价定价采取的是行政审批形式，由政府直接指定上网电价、输配电价以及销售电价。同时，我国电力的70%以上来自火电，而火电则离不开上游原材料煤炭。随着近些年煤价的上涨“市场煤”与“计划电”之间的矛盾日益突出，2004年发布的“煤电联动机制”在出现“电荒”时屡被提及。 　　中电联的上述报告指出，受市场电煤价格持续高位影响，火电企业利润从上年同期的46亿元大幅下降到4亿元，销售利润率接近于零，中部六省、东北三省以及山东省火电继续全部亏损，亏损面继续明显上升，企业经营压力加大、供应保障能力降低。 　　“煤电联动并非简单的一次性调价问题，而是把煤炭需求与电力需求联动的问题。”周大地指出，煤炭价格随市场需求变化而变化，电价也应如此，尤其在目前用电需求同比增长超过10%的情况下，局部地区用电紧张必须通过调整电价来缓解；同时，电价也应该反过来起到抑制煤价的作用。 　　国家发改委此前上调16省份的上网电价，平均每度上涨约1.2分钱。周大地指出，上调上网电价正是基于电厂亏损严重的事实。国家电网能源研究院副院长胡兆光接受媒体采访时对此评价，发改委的这一举措在朝市场化方向迈进，现在正是放开电价的好时机，可以此促进经济结构调整和市场优化配置。 　　与此同时，业内人士也在担忧，当电价与煤价挂钩联动之后，会加剧CPI上行可能。但周大地认为，电价总体水平要有变化，价格结构也需要针对不同用户群作调整，“过去制定的相关政策已经不适应当前发电成本上升的现状”。中电联也呼吁应加快电价改革步伐，尽快完善一次能源价格、上网电价、销售电价之间的联动机制，引导电力资源的合理配置和高效利用。 　　有评论认为，解决高耗能和不合理的产业结构才是缓解“电荒”的根本举措。国家能源局上述报告指出，我国依靠能源资源投入支撑经济增长的粗放型发展方式尚无明显改变，转变能源发展方式、调整能源结构仍然面临挑战。 　　“消费需求仍然疲软，收入分配问题没有解决，投资过快增长后只让财富集中在少数人手中，”周大地说，“地方政府没有练好经济增长内功，而继续走粗放型增长老路，用电需求必然上升，对于经济发展转型也会相当不利。”",国际电力网,人民网,贾玥,2011-05-03,"电价 电荒"
404,"2017-09-18 05:17:14",另眼看电荒：产业和能源消费结构转型矛盾凸显,2011-04-28,"　　近日，华北、华中电网部分区域再现“电荒”，有电力企业预测，今夏用电高峰期可能在全国多个地区出现普遍性的电力告急现象。究其原因，表面上看是煤电价格未能联动挫伤了电企的积极性，本质上是产业和能源消费结构转型不同步导致的阶段性矛盾。 　　今年的“电荒”比往年要出现得早一些，尚未迎峰度夏，电力供需矛盾便已显露无遗。这一方面可以从业绩整体大幅下挫的火电企业身上找到原因。不少火电企业因煤价上涨而电价未能随之联动，出现大面积亏损，“发一度电亏一度电”的窘境使得少数电力企业消极怠工；还有部分电企因“买不到煤”而被迫关停部分机组。 　　另一方面，我国经济自一季度以来呈现较快速度增长，也使得今夏的能源消费供不应求几成定局。据国家能源局预计，上半年全社会用电量同比增长约11%，全年增幅将为10%-12%。在中电联专家看来，这一用电增速属于“偏快”，今夏的用电高峰将对全国电力供应带来巨大挑战。 　　如果说上述原因是导致“电荒”的表面诱因，那么我国经济发展存在内在结构不均衡的矛盾则是“电荒”现象“年年抬头”的根本原因。 　　我国产业经济结构中存在重工业比重过高的问题，每年的用电量回升总离不开重工业用电量大幅抬升。而火电在我国电力消费结构中处于绝对主力地位，这使得煤炭的供给与价格细微变动直接对电力整体供应产生“放大性”影响，可见产业与能源消费结构转型仍任重道远。 　　同时，我国面临严峻的节能减排压力。“十一五”期间的节能减排任务伴随着局部地区的“限电”举措宣告结束，而新一轮节能减排目标将对“两高”企业用电带来持续约束。从这一角度看，“电荒”既是结构转型过程中的阶段性矛盾，又对产业结构升级起到积极的促进作用。 　　因而，在寻求应对“电荒”之策时，需要多方兼顾，在解决“电荒”的同时推进结构转型稳步进行。首先要增加电力供应，例如通过调整煤价或电价来消解电企与煤企之间的矛盾。其次，要避免单纯增加电力供应，而应加大对用电侧的管理。例如通过消费电价“峰谷区别”、“阶梯区别”等方式客观上起到节能减排的效果，强化节能减排意识。最后，需要明确，“电荒”并不可怕，其“荒”也并非真正意义的“荒”。在未来较长时期，“电荒”可能会在局部地区经常出现，需要完善电力输送以及调度体系来解决电力的区域性、时段性分布不均现象，在现有的存量中提高调度的科学性，这将是比单纯增加电力供应量更加“低碳”的解决之策。",国际电力网,中国证券报,邢佰英,2011-04-28,"电荒 能源消费结构 电价"
405,"2017-09-18 05:17:22","东部多省份供电趋紧 重工业快跑惯性犹在",2011-04-27,"　　在全年8%左右的经济调控目标之下，一季度中国GDP跑出了9.7%的增速。然而，依靠重工业拉动经济增长的惯性仍在，这也让电力的供需承受了压力。 　　国家电网浙江公司信息显示，进入3月以来，浙江用电需求呈上升势头，省内供电能力已无法满足用电需求。 　　国家电网相关人士在接受《第一财经日报》记者采访时表示，目前局部供应紧张的原因之一是地方经济复苏导致的高能耗行业生产抬头，今年夏天如果高能耗行业发展还保持一季度的趋势，局部肯定会出现供电紧张的状况。 　　国家统计局数据显示，一季度，规模以上重工业增加值增速达到了14.9%，3月份的单月增速更是达到15.6%，均超过全国工业增速，水泥和钢材产品3月份产量的同比增速也分别达到29.8%和13.7%。 　　迎峰度夏将至 　　上述行业生产变化反映到电力供给就形成一季度主要电力行业增速有所加快的局面。 　　中电联的数据显示，一季度，五大高能耗行业用电量同比增长11.3%，比1~2月加快1.6个百分点。其中，黑色金属冶炼及压延加工业、非金属矿物制品业、有色金属冶炼及压延加工业用电增速比1~2月有不同程度加快。 　　事实上，国家能源局近日发布数据显示，我国全社会用电量一季度同比增长12.72%，其中，占到用电量六成以上的重工业用电量在一季度强劲反弹。此外，化工、建材、钢铁冶炼和有色金属冶炼四大行业用电增长较去年四季度有较大反弹，对全社会用电量的贡献率超过三成，凸显了我国依靠重工业拉动经济增长的惯性仍在，结构调整和节能减排任重道远。 　　一季度，局部地区出现了一些供电紧张的局面。 　　据国家电网浙江公司介绍，目前浙江全省用电缺口在200万到300万千瓦左右。目前，浙江省已经与福建、安徽等省的电力公司达成购电协议，预计夏季高峰期间浙江统调最大发电能力为3550万千瓦，但是夏季和冬季还将存在350万千瓦和400万千瓦的电力缺口，如遇高温干旱天气，缺口还将加大。 　　从6月份开始，中国电力行业就进入到迎峰度夏的阶段，届时电力供给是否紧张成为很多人的疑问。 　　对夏季用电情况，国家能源局的总体判断是，迎峰度夏期间，用电负荷将会增长较快，华北、华东、华中和南方电网电力供需存在偏紧可能。预计全年新增发电装机容量8000万千瓦；全社会用电量将达4.61万亿~4.69万亿千瓦时，比上年增长10%~12%。 　　电煤矛盾仍存 　　除了电煤矛盾和需求走高之外，还有其他一些特殊因素导致了局部电力缺口。 　　例如，华中电网电力结构是水火并举，但以往3月份就会到来的桃花汛迟迟未至，水电供给能力出现不足。目前，湖南、江西、重庆已陆续采取了有序用电措施。 　　电煤供需的核心环节在于购煤资金能否及时到位。 　　为华中地区电厂提供电煤的一名供应商对记者表示，虽然对煤炭销售回款风险有些担心，但目前大型电力集团旗下的电厂回款还比较好，他所负责的国电集团旗下电厂一般在10日之内就能保证钱款到位。 　　华东电网下辖上海、江苏、浙江、安徽和福建五省市，其中，东部沿海四省市电煤除了通过海运保障之外，还需要华中电网的丰沛水电和安徽的火电配给保障。 　　安徽省内四大矿业集团已与主要发电企业签订了2011年的电煤合同，将保障全省80%的电煤供应，但仍有20%的电煤需要发电企业进行自购，电煤矛盾不仅可能使安徽夏季出现一定电力缺口，也可能影响对外电力调剂。 　　据悉，今夏华东电网迎峰度夏的总体目标包括，确保不因电网责任而引发拉限电，防止发生大面积停电事故和有人员责任或企业责任的事故。 　　记者了解到，国家电网和南方电网的迎峰度夏工作会议近期将举行，届时有望就应对局部的供电缺口等工作做具体部署。 　　国家发改委副主任、国家能源局局长刘铁男近日到山西大同煤矿集团调研时强调，解决煤电矛盾应坚持四项原则，首要便是坚持结构调整和合理控制能源消费总量相结合。",国际电力网,第一财经日报,重华,2011-04-27,"供电 重工业"
406,"2017-09-18 05:17:26",煤电油供应提前喊紧倒逼能源价格机制改革,2011-04-27,"　　紧！紧！紧！提及当前的煤电油供应情况，业内人士皆用一个“紧”字概括。 　　来自国家能源局的最新数据显示，一季度全社会用电量同比增长12.7%，累计达10911亿千瓦时，首次突破万亿大关。在需求大幅上涨的同时，部分地区电力供应提前亮起紧张的信号灯。 　　“未来趋势不容乐观。”国家发改委副主任、国家能源局局长刘铁男近日作出部署，要求各级经济运行调节部门要努力做好煤电油气运供应，抑制不合理需求，合理控制能源消费总量，促进节能减排，确保市场基本稳定。 　　他特别强调，要充分利用能源资源约束增强形成的市场倒逼机制，加快推进煤炭应急储备、能源价格形成机制改革等经济运行调节长效机制建设。 　　部分地区煤电油供应趋紧 　　电荒！限电50多万户次！国家电网浙江公司调度中心日前证实，浙江已出现2004年以来最严重的电荒，一季度被限制用电的企业达到50多万户次。据透露，目前浙江全省用电缺口在200万到300万千瓦左右。“为了从外面购入足够的电力，浙江每天都在问周围省市及国家电网从全国范围内调电”。 　　26日，记者从国家电网华中公司获悉，进入4月下旬以来，华中电网用电继续保持较高水平，全网电煤库存则继续下降。截至4月25日，全网电煤库存降至856万吨、仅可用9天，华中电网日限电量已达2000万千瓦时以上，其中湖南、江西、重庆等省市已相继采取限电、让电措施。 　　如此情景之下，国家能源局拟通过煤炭储备来缓解燃眉之急。 　　中国最大的煤炭生产企业中国神华近日发布公告称，公司收到通知安排全国2011年第一批国家煤炭应急储备计划500万吨，在2011年5月底前形成实物储备。而这一公告也被市场人士解读为煤炭供应提前吃紧的信号。 　　二季度趋势不容乐观 　　刘铁男在日前召开的全国经济运行工作会议上指出，今年一季度，国民经济形势开局良好，煤电油气运供需稳定，但由于需求过旺，在生产供给增速高达两位数的情况下，部分地区煤电油供应仍出现趋紧的状况，未来趋势不容乐观。 　　“从目前情况来看，二季度估计煤电油供应形势可能更糟糕。” 厦门大学中国能源研究中心主任林伯强在接受本报记者采访时说。 　　林伯强指出，由于季节性因素，部分地区出现供应短缺问题是正常的，但是当前“煤价上涨，电价不涨”的矛盾非常突出，应该及时理顺关系，防止出现大规模的“电荒”、“油荒”。 　　种种情况也表明，煤电油供应趋紧的形势短期内不可能改观。国家发改委此前下发的《关于做好2011年电力运行调节工作的通知》就已经指出，今年大部分地区电力供需形势偏紧，年初已有20个省(区市)实施了有序用电，预计夏季高峰期华东、华北、南方供需缺口较大。 　　发改委：控制不合理消费 增加有效供给 　　“十二五”期间，我国经济将继续保持平稳较快发展，能源需求持续增长，资源环境约束十分突出，煤电油气运保障供应难度不断加大，合理控制能源消费总量的任务紧迫而艰巨。 　　对此，刘铁男表示，要从增加有效供给、压缩不合理需求两个方面着手，扎实做好各项工作。 　　“要抑制不合理需求，充分利用能源资源约束增强形成的市场倒逼机制，加强电力、天然气需求侧管理，合理控制能源消费总量，提高能源利用效率，推进结构调整。”刘铁男说。 　　同时，应加快推进煤炭应急储备、能源价格形成机制改革等经济运行调节长效机制建设，加快推进应急物资储备建设，完善应急预案，加强应急物资保障综合协调，提高应急反应和物资保障能力。 　　此外，为迎接夏季用电高峰，刘铁男强调，对可能出现的供应缺口，制定周密应对措施，做好有序用电方案，确保居民生活和重点领域用电，绝不允许拉限居民生活用电。",国际电力网,上海证券报,梁敏,2011-04-27,"电力 煤炭 能源价格机制改革"
407,"2017-09-18 05:17:30",电价上调“煤电一体化”有望提速,2011-04-26,"　　近段时间国家上调了山西等地的上网电价，这或为产煤区煤电一体化的加速带来希望。 　　中国电力科学院院长郭剑波4月25日在“第二届中国电力发展和技术创新院士论坛”上透露，作为产煤大省的晋陕蒙宁新五省区燃煤火电装机占全国燃煤火电装机的比重将由2010年的24%提高到2015年的30%、2020年的39%、2030年的45%。 　　郭剑波说，未来10年，我国能源需求增长迅速，负荷总量将比2010年翻一番；2020年68.3%负荷将分布于京广线以东的中东部地区；我国能源开发将进一步西移和北移。 　　他预计，2015年我国跨区电网输送容量为2.5亿千瓦，占全国总负荷的25.3%；2020年，我国跨区电网输送容量为3.2亿千瓦，占全国总负荷的25%。 　　据介绍，我国煤炭保有储量的76%分布在北部和西北部地区，具备开发条件的大型煤电基地主要包括晋陕蒙宁新等五大产煤大省的15个基地，可开发电源规模超过6亿千瓦，2020年外送规模2.7亿千瓦。据此测算，五大产煤省跨区电网输送容量占全国总负荷约1/5。",国际电力网,每日经济新闻,周晓芳,2011-04-26,"电价 煤炭 煤电一体化"
408,"2017-09-18 05:17:33",专家预测智能电网市场空间将30-50倍于互联网,2011-04-26,"　　4月25日晚间消息，多位院士在25日举行的“中国电力发展和技术创新院士论坛”上描绘智能电网未来愿景，称智能电网将催生新的技术和商业模式，在带来产业革命的同时，创造30-50倍于互联网的市场空间，中国智能电网变革需要50年。 　　24名两院院士25日参加“中国电力发展和技术创新院士论坛”并作演讲，展望中国电力技术发展趋势。中国工程院院士余贻鑫在此间发表了题为《智能电网的基本理念》的主旨报告。他认为，智能电网将把一个集中式的、生产者控制的电网，转变成大量分布式辅助较少集中式的和与更多的消费者互动的电网。 　　“智能电网技术涉及广泛，其关键目标是像十年前的互联网一样，催生新的技术和商业模式，实现产业变革。” 余贻鑫院士认为，其变迁的过程，必将改变行业的整个业务模型，且对所有利益相关者都有利。 　　余贻鑫介绍说，根据预测，智能电网将创造30-50倍于互联网的市场空间。涉及新能源、软件、储能、通讯、自动化、电动汽车、高级传感器、智能电器等等领域。 　　据悉，美国电科院预计，目前至2030年美国将投入3380-4760亿美元用于实现智能电网，而预计将实现的效益高达1.3-2万亿。 　　“我国需要50年实现当前的二代电网向第三代电网过渡。”中国科学院院士周孝信则把可再生能源的大规模利用和智能化认为是第三代电网的两大特征。他透露，中国工程院起草的《能源2050》报告预测，2050年中国风能、太阳能、核能等清洁能源将占整个能源的48%。我国将建成一个覆盖城乡的能源电力信息综合服务体系。 　　“在我国实施智能电网发展战略，不仅能使我们获得高安全、高可靠、高质量、高效率和价格合理的电力供应，还能提高国家的能源安全、改善环境、推动可持续发展，同时能够激励市场与创新，从而提高国家的国际经济竞争力。” 余贻鑫院士表示。 　　余贻鑫院士认为，为了促进智能电网发展，需要出台旨在开放电力市场和激励电力公司智能电网投资的新法规。其中包括实施分时或实时电价，使“电能”的商品市场价值得到合理地体现；制定鼓励分布式电源卖电回电网的政策；保证电力公司智能电网投资成本回收的政策。",国际电力网,新浪财经,华艳,2011-04-26,智能电网
409,"2017-09-18 05:17:42","风电产业格局改变 华锐风电表现抢眼",2011-04-26,"　　全球权威风电行业咨询机构BTM近日发布了2010年《世界风能发展》报告。报告统计数据显示，中国风电龙头企业华锐风电表现抢眼，2010年新增装机容量高达4386兆瓦，已位居全球第二，所占全球市场份额也从9.2%跃至11.1%。 　　另据丹麦知名咨询机构MAKE发布的调查报告，在风机制造商全球市场份额的竞争中，美国和欧洲之外的非传统市场的地位日益重要。“中国厂商的迅速崛起正在改变着全球风电产业的格局，”其执行总裁莫顿·凯勒预计，“2011年~2016年，中国市场将占据全球市场装机量的38%左右。” 　　华锐风电公司于2010年10月出产了中国首台5兆瓦风电机组。公司自主研发、具有完全知识产权、中国单机容量最大的全球技术领先的电网友好型6兆瓦系列风力发电机组也将于2011年二季度出产。这将使中国成为继德国之后，第二个能自主生产单机容量为6兆瓦风电机组的国家。",国际电力网,中国环境报,黄勇,2011-04-26,"风电 华锐风电"
410,"2017-09-18 05:17:52","电荒油荒或重现 多地现拉闸限电成品油停供",2011-04-25,"　　多地出现拉闸限电和成品油停供现象 　　电荒油荒或卷土重来 　　专家提醒，警惕控制上游资源的国际金融资本顺势炒作 　　“我们现在只能从中间商这里零散地拿一些高价油源，以供应最紧张的0号柴油为例，进价已经高达8750元至8900元/吨。”24日晚，一位河北民营加油站老板在电话里告诉《经济参考报》记者，照此趋势，民营加油站将会大面积地断油。他同时表示，两大石油集团已经对河北不少民营加油站停止了供应。 　　记者从多方了解到，各地的供电、供油形势不容乐观，局部电荒、油荒显露苗头明显，6、7月份我国的能源保供形势将偏紧。 　　国家能源局在2 2日召开的“2011年一季度能源经济形势及走势”发布会上预测，上半年全社会用电量将达2.2万亿千瓦时，同比增长11%左右；迎峰度夏期间用电负荷将会增长较快，华北、华东、华中和南方电网电力供需存在偏紧可能。 　　“今年以来国内成品油消费比较旺盛，属于淡季不淡，决不能对二季度的保供形势掉以轻心。”能源局综合司副司长王思强则表示，一季度成品油表观消费量约为6500万吨，同比增长约13%。 　　据了解，目前，多地已经出现了限电措施。浙江省部分地区由于缺电已经实行“开三停一”、“开五停二”的限电措施，记者从浙江省电力公司获悉，今年浙江省的最高负荷将超过5000万千瓦，而极限供电能力只有4600万千瓦，即使考虑到部分机组恢复满运行等因素，在迎峰度夏时全省电力缺口将超过350万千瓦。 　　广东省部分工厂也开始错峰生产。金宝电子有限公司总经理黄玉辉向记者表示，现在这家有近万名职工的企业每周只能“开五停二”。而电监会南方监管局的数据显示，今年广东省全年供电紧张，二季度将迎来全年最大电力缺口约400万千瓦，此外贵州的缺电问题预计也比较严重。 　　山东电力集团公司向记者介绍，自2010年以来，虽然山东电网售电量大幅攀升，但今夏用电形势严峻，仍存在较大的电力缺口。 　　再说成品油供应，除了不少民营油站被停供，多地批零同价甚至倒挂的迹象也越来越明显。 　　全国工商联石油业商会22日发布的监测数据显示，河北、湖南、山东、上海等市场都出现了成品油批发价和国家最高零售限价同价的现象，而湖北、河南等市场甚至出现成品油批发价高于国家最高零售限价的现象。以武汉石化为例，22日对外部客户报价为0号柴油8710元/吨，比湖北省最高零售限价(8510元/吨)高出了200元/吨。 　　东方油气网油品部总监冯臻表示，对于民营加油站来说，即使批零同价的地区，如果算上交通运输等成本，其最终拿到货的价格也高于最高零售限价。长此以往，民营加油站将难以生存，可能率先倒下。 　　“如果国际油价继续上涨，美元继续疲软，受市场炒作因素影响，国内成品油会在5月份出现相对紧张状况。”中石油济南销售分公司副总经理李江峰在接受记者采访时坦承。 　　他认为，导致成品油相对紧张主要有以下几个因素：一是国际油价上涨；二是地方炼厂因原油价格上涨利润下降，导致生产积极性不高，许多地方炼厂开始停产检修，产量有所下降；三是市场人为炒作。""前段时间，因国际油价持续上涨，业内预计发改委肯定会上调油价，一些加油站便有意囤油待售。"" 　　由于我国的能源对外依存度较高，持续的电力和成品油供应偏紧实际上暴露出我国在能源安全方面本已存在的隐患。 　　中国能源研究会常务副理事长周大地在接受记者采访时表示，由于对外依存度高，我国能源安全中存在中断性的隐患。 　　周大地以石油经济为例分析，""我国的石油对外依存度超过55%，常被别国的地缘政治左右，这轮中东、北非的战乱除了推高了包括国际油价在内的能源资源商品价格之外，还可能造成短时间内的供应不足甚至禁运情况。虽然这种极端情况较少出现，但中国在这方面是被卡着脖子的。"" 　　此外，我国能源供应形势持续偏紧，也给了国际资本在国际能源市场上对中国进行阻击的动力""我国经济发展速度快，对能源资源型商品的需求增长较快，中国需要向进口全世界相当大比例的能源产品。这就给那些控制上游资源的国际金融资本创造了炒作条件：再涨价中国也会要。""周大地表示。",国际电力网,经济参考报,经济参考报,2011-04-25,"拉闸限电 电力 电荒"
411,"2017-09-18 05:17:59",智能化变电站将成为视频监控市场新的增长点,2011-04-22,"智能电网在“十一五”就开始起步，而且作为国家“十二五”期间的重点工作正在大力推广、实施。 2010年12月，国内率先实现物联网技术与高压强电控制技术全面融合的国家电网首座220千伏新建智能变电站——无锡西泾变电站竣工投运，“无人值守”智能变电站正式步入实用阶段。据称耗资2亿元打造的无锡智能变电站备受媒体关注，无锡供电公司在新闻发布会上宣称，西泾变电站利用物联网技术，建立传感测控网络，布设了水浸、烟感、温湿感等传感器385个，配置了55个高清摄像头和2台红外热成像仪及声光报警等设施，将传统意义上的变电设备“活化”，实现自我感知、判别和决策，从而实现自动控制。 此外，无锡西泾变电站的相关设备在线监测、辅助系统智能联运及变电站自动化系统高级应用等先进功能，创造了智能变电站建设的诸多第一：在国内首次实现大规模、多参量的在线监测系统的后台整合和远程应用;国内首次利用物联网技术建立传感测控网络;国内首次全站范围大规模采用全光纤式电流互感器;国内首次建立数字式计量系统与常规计量系统的在线对比验证系统。 智能变电站应用前景广阔 作为国家电网46座智能变电所试点中的第一座220千伏变电站，无锡西泾变电站具有重要意义。特别是内部设置了数字式和常规计量两套系统，可以进行在线验证对比，为理论研究提供了依据。而作为安防应用领域，无锡智能变电站的成功投运也为安防市场发展带来了新的契机。 据无锡供电公司透露，西泾变电站综合投资比常规变电站高出约5%，但智能变电站成熟推广后，其造价将低于常规变电站，应用前景十分广阔。据了解，西泾变电站大规模采用体积小、占地少的组合电气设备，并优化布置，其占地和建筑面积与标准化设计同规模方案相比大大减少。通过多重网络通信、信息等技术运用，大大节约了控制电缆和通信电缆的用量;采用就地布置方式，节省了二次设备室44%的屏位和全站30%的电缆材料，加上智能站与常规站的差异，折合少用铜材近15吨;采用“绿色照明”方案，配置LED节能灯具，比同等规模变电站节约用电31.6%;采用智能通风系统，全站可节约用电负荷25千瓦。 智能化变电站将成为视频监控新的增长点 国家电网已将智能变电站作为推广工作之一。目前全国已有46座智能变电站在做试点，下一步有望在全国更大范围内推广。据了解，走在智能电网建设前沿的江苏，在智能变电站方面已不是西泾变电站一枝独秀。2010年11月26日，宜兴市首座220千伏智能变电站——220千伏广汇变经过前期精心准备后已正式开工建设。 该220千伏广汇变所址位于宜兴十里牌，地处宜兴市经济开发区，是国家电网公司智能变电站第二批试点项目。据了解，该变电站按照国家电网公司构建统一智能电网的发展战略，将积极谨慎采用全光纤、实时诊断、数字化处理等新技术，力求体现智能变电站的技术发展方向。该变电站一期计划于2011年12月建成投运。今后，将会有更多的智能变电站项目投入运行，而与之相关的视频监控产品及相关配套设施将得到较大发展。 智能变电站促电力监控新方向 智能化变电站是数字化变电站的升级和发展。在数字化变电站的基础上，结合智能电网的需求，对变电站自动化技术进行充实以实现变电站智能化功能。智能化变电站的设计和建设，必须在智能电网的背景下进行，要满足我国智能电网建设和发展的要求，体现我国智能电网信息化、数字化、自动化、互动化的特征。智能化变电站具有以下功能特征： 1、紧密联结全网。 2、支撑智能电网。 3、高电压等级的智能化变电站满足特高压输电网架的要求。 4、中低压智能化变电站允许分布式电源的接入。 5、远程可视化。 6、装备与设施标准化设计，模块化安装。 由智能化变电站的以上特征，我们也可以看到智能变电站的不断运用和越来越大的市场需求对电力监控也有着极大的促进作用。电力监控是向着前端图像监视系统、环境监测系统、防盗系统、消防系统、报警系统一体化的高度集成化方向发展，从而提高无人或少人值守，提高人员和设备的安全性及便利性，这是一个综合监控的发展。安防领域的门禁、防盗报警，特别是视频监控系统都是必配设备。 为了加强对变电站及无人值守变电站在安全生产、防盗保安、火警监控等方面的综合管理水平，越来越多的电力企业正在考虑建设集中式远程图像监控系统，这促使了电力综合监控的网络化发展。以IP数字视频方式，能够对各变电站/所的有关数据、环境参量、图像进行监控和监视，实时、直接地了解和掌握各个变电站/所的情况，并及时对发生的情况做出反应，适应许多地区变电站的需要。 从我国广大地区变电站走向智能化趋势以及国家电网对智能变电站的积极推广，智能化变电站市场或许会成为安防行业新的蓝海。智能化变电站的普及也将成为视频监控市场新的增长点。",国际电力网,慧聪安防网,梁丹,2011-04-22,"智能电网 智能化变电站"
412,"2017-09-18 05:18:01",专家称日本地震海啸及核泄漏灾难将对亚洲国家进出口贸易产生较大影响,2011-04-22,"　　据经济之声《天下财经》报道，“此次日本东北地区的地震、海啸以及核泄漏灾难会对亚洲其他国家和地区的对外贸易、外国直接投资、信息技术产业和汽车行业供应链等产生较大影响。”——当被问到日本大地震会对亚洲国家进出口贸易产生怎样影响时，渣打银行首席经济学家李籁思如是回答。 　　李籁思认为，总体上，亚洲严重依赖对外贸易的小型经济体受日本地震影响最大，比如新加坡、台湾、香港和泰国，而印度、中国大陆和印度尼西亚则受影响相对较小。 　　根据渣打银行研究部门提供的数据，2010年，中国大陆地区有12％的进口来自日本，对日出口占其总出口的8％，但中国大陆对日本贸易的依赖程度低于中国台湾地区及东盟一些国家。因此，李籁思认为，日本地震会对中国大陆的对外贸易产生一定影响，但台湾、泰国、印尼、菲律宾等经济体则受影响更大。 　　李籁思还说，日本企业在亚洲地区进行大量直接投资，其中泰国和韩国分别有高达23％和17％的外国直接投资来自日本，因此这两国在吸引外资方面将受日本地震影响最大。日本在华直接投资只占中国所接受外国直接投资的不到4％，因此中国受影响不会很大。",国际电力网,中国广播网,中国广播网,2011-04-22,"核泄漏 日本 经济"
413,"2017-09-18 05:18:03","电力主辅分离改革又进一步“国家队”助推 葛洲坝受益最大",2011-04-21,"　　中国葛洲坝集团股份有限公司20日发布公告称，将与相关电力辅业企业进行重组，迟滞已久的电力系统主辅分离改革由此又进一步。尽管行业专家指出改革阻力仍在，相关上市公司或将受益。 　　葛洲坝公告称，按照国家深化电力体制改革和中央企业布局结构调整的要求，葛洲坝将与中国电力工程顾问集团公司（下称“CPECC”）以及国家电网公司和南方电网公司所属部分省（区、市）公司勘测设计企业、火电施工企业、水电施工企业和修造企业重组，组建以项目总承包、工程管理、设计、施工、修造业务为主的综合性电力建设集团公司，有关重组工作正在进行之中。 　　CPECC内部人士透露，国资委在进行全国电力辅业整合之后，将成立两个直属的专业辅业集团，分别为中电工程和中电建设。前者或将由CPECC与葛洲坝整合而成，将集中全国所有的火电相关辅业资产；而后者或将由中国水电工程顾问集团公司（下称“CHECC”）与中国水利水电建设集团公司整合而成，将集中所有水电相关的辅业资产。 　　据了解，2002年，国家出台的电力体制改革方案明确了“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”四大改革任务，但在实现了第一步目标厂网分开后，电力体制改革一直处于停滞不前的状态。 　　其后，国家电力体制改革工作小组于2010年9月通过了国资委制订的主辅分离方案，并随后上报国务院。2011年初，国务院批准通过该方案，并明确由国资委负责组织实施。 　　市场人士表示，此次电力辅业行业重组，将利好葛洲坝等相关企业。 　　据介绍，CPECC实力雄厚，堪称我国电力勘测设计行业内的“国家队”，旗下拥有东北、华东、中南、西北、西南、华北六家电力设计院。在核电常规岛、洁净煤发电、特高压交直流输变电等勘测设计前沿技术方面具有国内领先优势。 　　据介绍，CPECC 2008年收入99亿元，利润总额10亿元；2009年营业收入115亿元，净利润10.5亿元，净利润率为9.13%；而葛洲坝当年净利润仅为13亿元。 　　此外，葛洲坝主业包括建筑工程及相关工程技术研究勘察设计及服务、水电投资建设与经营、房地产开发经营。但公司旗下每个二级单位员工人数可能上万，而CPECC下级研究院的人数仅1000出头，在人力成本上就相差甚远。另外，葛洲坝还要负担建筑材料以及机械设备等诸多成本。因此，与CPECC的重组无疑会优化葛洲坝的资产结构。 　　东北证券金融与产业研究所分析师芮昆称，电力辅业集团主要以参股为主，对上市公司没有实际控制权，因此短期内辅业集团将以获得投资收益为其主要运营模式。但不排除未来辅业集团对其持有的发电资产进行整合的可能性。电力辅业集团实际上已经成为五大发电集团公司之外的一支重要力量，对发电市场的竞争格局有着不可忽视的影响。 　　然而，也有行业人士对主辅分离改革的未来进展表示担忧。一位专家表示，即使国资委牵头，将电力辅业企业高度集中整合也难以解决改革的实质问题。缩减央企数量的同时，部分企业又在大力发展自身辅业单位，这成为主辅分离改革的主要瓶颈。",国际电力网,第一财经日报,李毅,2011-04-21,"电力主辅分离 葛洲坝集团"
414,"2017-09-18 05:18:05",煤价上涨或迫煤电联动迂回实现,2011-04-15,"据报道，国家发改委一位内部人士14日透露，发改委拟对煤电矛盾突出的部分地区上网及销售电价进行“结构性调价”。由此，山西、湖北等煤电矛盾突出省份的火电企业可稍获喘息，而全国其他地区的火电厂仍受煤价疯长的煎熬。 尽管市场对新一轮煤电联动呼声高涨，但通货膨胀的压力令电价上调面临越来越大的压力。分析人士认为，在此情况下的部分地区调价可能也是缓解煤电矛盾的权宜之策。 厦门大学能源经济研究中心主任林伯强对表示，尽管部分地区上调上网电价和销售电价与实行新一轮煤电联动不可等同，因为目前并非全国范围随煤价上涨而上调电价，优先上调的应该是几个需求最为迫切、煤电矛盾最为突出的地区。 但他认为，随着第一批省份调整电价后，可能会将调价范围扩展至其他省份，从而在高煤价、高CPI之下，间接实现一定程度的煤电联动。 林伯强表示，日本灾后重建将带动国际煤价再次上涨，国内市场二季度煤炭需求可能超过预期。 一位五大电力集团内部人士告诉记者，煤价的上涨正在让火电企业难以承受，企业的亏损面已经很大，预计在6、7月份会出现多省市缺电的状况。 2011年4月7日至4月12日的环渤海动力煤价格指数显示，环渤海地区港口平仓的发热量5500大卡市场动力煤的综合平均价格报收784元/吨，比前一报告周期上涨了8元/吨，连续第四周上涨，比四周前累计上涨了17元/吨。 此前，中电联公布数据，去年1至11月，电力行业亏损企业亏损额同比下降明显，但火电亏损企业亏损额增加至329亿元，比上年同期增加105亿元；电力行业亏损面同比继续下降，但火电企业亏损面达43.2%，比上年同期上升7.7个百分点。 上述人士表示，火电企业想按照去年签订的重点电煤合同的价格获得电煤难度很大，合同兑现率越来越低，且很多地方电厂的煤炭出现紧缺现象。 据了解，4、5月份，电厂补库存需求增强，而此时港口及电厂库存下降，肯定会加大火电企业运行压力。如果仅仅十天半个月，火电企业的库存还能够满足发电需求，但若长期紧缺，可能会造成部分火电机组停运。 而更为严酷的压力在于，目前五大发电的负债率都在85%红线附近，如果再这样“熬”一个季度，资金链就面临严峻考验。“一旦超过85%的红线，所有的政策都会很严格。”该人士告诉本报。",国际电力网,第一财经日报,李毅,2011-04-15,"煤价 煤电联动"
415,"2017-09-18 05:18:13","电厂受损 日本灾后重建或间接助涨我国煤价",2011-04-14,"　　日本地震过去一月有余，随着灾后重建和“补核能缺口”等工作的展开，日本在能源领域的举动吸引了全球市场的关注。记者注意到，日本地震间接助涨了我国煤价，成为推高煤价的一个理由。但是需要指出的是，我国作为煤炭大国，自身调节能力较大，受国外煤炭市场影响有限，在防通胀的大背景下，出现大幅波动的可能性不大。 　　据记者观察，日本灾后重建对电煤的需求拉动尚未启动，相反因电厂和港口受损，短期内还拉低了国际煤价。 　　记者注意到，2月份澳大利亚纽卡斯尔港动力煤价格指数为127.06美元/吨，3月则为126.57美元/吨，而4月以来，该指数在121.13-123.30美元/吨，可谓“走低”。 　　资深煤炭贸易专家黄腾曾向记者表示，日本的煤炭需求在国际市场拥有举足轻重，综合来看日本地震会使国际煤价先抑后扬。目前来看，正处于“先抑”阶段。 　　据悉，在此次地震中受损最严重的是日本电力十大公司中的东京电力公司和东北电力公司。其中，东北电力公司的火电厂在震中仙台地区较为集中，加之沿海主要运输港口受损，都导致日本短期内煤炭需求锐减，而澳大利亚是日本煤炭的主要供应商(澳大利亚出口至日本的煤炭量则占出口总量的40%左右)，国际煤价走低在情理之中。 　　但是，日本地震对煤炭业“短期负面，中长期利好”的预期却已经在市场体现。 　　当然，“日本主要进口煤炭来自澳洲，来自中国的2010年前11个月仅有422万吨，占比很小，对国内煤炭的影响可能更多的是煤价传导。”东方证券分析师吴杰说。 　　日本地震间接助涨国内煤炭业的作用，更表现在“灾后重建”和“补核能缺口”两大方面。 　　据高盛等机构预计，日本大地震造成的核电产能的损失约占其整个核电产能的25%，从而该国对动力煤及其他能源的需求将会增加，若损失全用煤来代替，则增加3600万吨需求，剔除原油、天然气等补缺外，动力煤需求增加700万吨，这无疑会对国际电煤价格形成支撑。 　　另外，纵观全球核电发展历史，在发生严重的核事故后，各国核电的建设和发展通常迅速降温，若部分核电或被火电替代，电煤需求增加。",国际电力网,上海证券报,于祥明,2011-04-14,"电厂 煤价 日本 地震"
416,"2017-09-18 05:18:14",专家：福岛核事故下中国太阳能产业急需突围,2011-04-13,"　　日本地震海啸导致的重大核事故，不得不引发全球对核能发展的深入思考。中国正在采取一系列重大措施，确保核电建设与运行的安全，同时也必须看到核电发展进程不能不受到重大影响。为了应对气候变化，我国已承诺到2020年非化石能源占到15%的目标。由是观之，未来中国乃至世界的光伏产业之路仿佛一片光明，但笔者认为在这个繁荣的背后难以掩饰风险的存在。 　　2010年是中国太阳能光伏产业大发展的一年。2010年中国太阳能电池产能达到11.5个吉瓦，中国的光伏组件生产超过10个吉瓦，中国光伏电池占到全世界60%的市场份额。然而，全球光伏发电市场并不明朗，各国都在调整光伏电价，光伏电池和组件企业面临低价和市场竞争。新兴市场如澳大利亚、非洲、印度及东南亚等启动了光伏市场，但也很难消化中国光伏制造业的产能。 　　光伏电池和光伏组件市场的竞争环境日益激烈，硅片和多晶硅硅料供应出现瓶颈问题。据国内最新统计预测，2012年电池产能将达到27个吉瓦，如果全部释放多晶硅硅料需求，可达到20万-25万吨，目前的硅料还远远不够。因此，笔者认为，市场到时将会供大于求，投资电池和组件的企业两面受困。一方面由于光伏发电市场的不确定，导致争取市场订单艰难；另一方面由于扩产，上游产能无法满足下游的供应，从而在市场中购买不到硅片和硅料。很多企业，特别是规模较小的电池和组件企业抗风险能力大大降低，甚至面临无米下锅，没开工就停产的局面。 　　面对太阳能当前的竞争环境和市场格局，我们应该如何应对。笔者建议，一是国家尽快落实太阳能作为国家战略性新兴产业的政策措施。中国光热和光伏产业无论是规模效应还是从业人员数量（据统计，企业达到5000家，从业人员100万人以上），无论是资金投入还是技术创新，今天已经形成了一个巨大产业集群。在本轮金融危机中，中国太阳能产业已经走在了世界前列。 　　我们要着力培育太阳能的应用市场，积极发展大型光伏电站，大力发展各类分布式能源系统，在建设低碳城市和绿色农村中因地制宜，多能互补，广泛开拓可再生能源市场。应该利用天时、地利、人和等因素，加快调整能源生产消费结构，大力发展和推动可再生产业，减少化石电站的建设，减少对石油、煤炭等化石能源的依赖。 　　二是国家应该尽快制定相关的太阳能光伏产业支持政策。在太阳能发电领域，中国目前还没有确定上网电价，电价制定应按照可再生能源法要求，根据合理成本加合理利润来确定阶段合理电价，以利于光伏产业健康发展，又同时适应社会承受能力；对于我国已形成的太阳能光伏产业基础、规模与竞争力，对其巨大创新的潜力估计不足，每年几百兆瓦的太阳能电站建设与几个吉瓦太阳能光伏电池生产能力相形见绌，远不成比例。因此，太阳能上网电价的尽快出台是中国太阳能发电产业的当务之急。 　　三是支持中国太阳能光伏企业的“走出去”战略。中国太阳能光热和太阳能光伏制造能力，目前都是全世界第一，建议中国在援助非洲等发展中国家的基础建设中，应当将太阳能热利用和太阳能光伏发电项目建设作为支持对象，并在对外投资太阳能电站或热利用方面给予金融支持。 　　四是加大科技创新与人才培养支持力度，加强产学研合作努力掌握核心技术，特别要重视太阳能装备制造业发展，重点扶持一批在光伏装备制造业已有一定并具有发展潜力的骨干企业。另外，建议尽快调整和提升太阳能发电装机发展目标，目前国家提出的2020年中长期规划中，应有更长远发展目标，我国应当进一步确定可再生能源的重要战略地位，从各方面给予更大的倾斜与支持。我国发展太阳能装机2000万千瓦的目标太少，应当尽快调整为5000万-1亿千瓦，同时将未来“上大压小”小火电装机政策进行修正，可以用建设同等规模的太阳能电站，来鼓励和支持关停小火电站的电力企业，同时给予太阳能电价支持。 　　五是尽快建立国内的太阳能光伏产业链的标准体系和太阳能资源评估体系等公共服务平台，太阳能发展规划制定和开发利用成效有赖于资源评估等基础性工作，目前该项工作十分薄弱，亟待加大力度支持。由于光伏市场在国外，中国国内的光伏制造业主要是欧洲CE认证和美国的UL认证，目前适合中国市场的光伏产品认证还处于初级阶段，必须扭转全部套用国外标准进行认证的局面，进而适应国内的环境。(作者分别是国务院参事、中国可再生能源学会理事长，中国能源投资网CEO。)",国际电力网,人民网,人民网,2011-04-13,"太阳能 核事故"
417,"2017-09-18 05:18:20",美国能源部预测今明两年能源价格将攀升,2011-04-13,"　　美国能源部能源情报署12日预测，受需求强劲和供应相对疲软影响，今明两年国际市场原油价格将大幅上涨，美国市场成品油、天然气、电力等能源价格也将随之攀升。 　　能源情报署在当天发布的月度能源价格预测报告中说，2011年西得克萨斯中质原油平均每桶价格约为106美元，比2010年上涨34%；2012年平均价格为114美元，比2011年上涨7.5%。这两个数字分别比一个月前的预测高出5美元和9美元。 　　西得克萨斯中质原油价格是国际原油市场的基准价格之一，在美国纽约商品交易所进行交易。12日当天纽交所5月份交货的此原油期货价格大跌3.67美元，收于每桶106.25美元，跌幅为3.34%。 　　报告说，今明两年国际市场原油价格持续攀升将导致各类成品油、天然气和电力价格上涨。 　　报告预测，2011年每加仑标准汽油零售价约为3.7美元，与2010年相比上涨33%；2012年为3.8美元，比2011年上涨2.7%。 　　报告说，柴油零售价今明两年涨幅分别为33%和2.3%，天然气零售价涨幅分别为1.5%和6.5%。 　　今明两年，美国居民用电价将基本保持稳定。报告说，电价涨幅较小主要是因为2011年气候相对凉爽，用电量稍有下降；此外今年美国可再生能源发电量增长19%，电力供应较为充足。 　　美国能源情报署每月发布美国和世界能源供求前景报告，是美国政府最权威的分析预测报告。",国际电力网,新华网,陈如为,2011-04-13,能源价格
418,"2017-09-18 05:18:27",今年高效电机推广量占比约30%,2011-04-12,"　　财政部4月11日消息称，财政部副部长张少春日前表示，今年高效电机推广工作任务艰巨，2011年高效电机的推广任务是3177万千瓦。其中，低压高效电机2000万千瓦、高压高效电机1000万千瓦、稀土永磁电机177万千瓦，预计今年任务约占国内整个电机销售量的比重为30%，个别企业甚至接近50%。 　　张少春指出，2010年我国电机年耗电约为2万亿千瓦时，占全国用电总量的60%和工业用电量的80%。电机节电潜力巨大，目前，我国大量使用的电机主要是普通电机，能效标准在3级或3级以下，能效水平平均比高效电机低3-5个百分点。专家测算，如果将普通电机全部更换为高效电机，每年至少可节电600亿千瓦时，接近三峡电站全年的发电量，可形成年节能能力2500多万吨标准煤，减少二氧化碳排放5000多万吨。",国际电力网,中国证券报,朱宇,2011-04-12,高效电机
419,"2017-09-18 05:18:35","电煤合约价创新高 煤荒电荒或比往年来得更早",2011-04-12,"　　国家发改委近日展开电煤价格专项检查，强调将2011年重点合同电煤价格维持2010年水平不变，并不得以任何形式变相涨价。而相关数据统计显示，在夏日用电高峰到来的前夕，各地电煤库存却先后陷入“告急”的困境。 　　电煤合约价再创新高，让“煤荒”或“电荒”的现象比往年似乎来得更早。 　　4月1日，斯特拉塔与日本中国电力株式会社签署了本财年(始于4月1日)的供应合同。在伦敦上市的斯特拉塔将以每吨130美元的价格向后者供应电煤，较2010-2011年度每吨98美元的价格上涨了32.6%，最新的合同价格也高过2008-2009年度创下的每吨125美元的历史最高纪录。 　　4月7日，山西大同6000大卡动力煤车板价上涨10元/吨至705元/吨，环比涨幅1.44%。 　　据了解，去年重点电煤合同价格约为520元/吨，而目前市场煤价格则大约增加了200元/吨。由于合同价与现货价相去甚远，重点合同煤的兑现率也越来越低。最新监测数据显示，全网电煤库存已降至914万吨。",国际电力网,南方都市报,齐鲁晚报,2011-04-12,电煤
420,"2017-09-18 05:18:41","各地煤库告急电煤合约价创新高 电荒料提前到来",2011-04-11,"　　摘要：国家发改委近日展开电煤价格专项检查，强调将2011年重点合同电煤价格维持2010年水平不变，并不得以任何形式变相涨价。而相关数据统计显示，在夏日用电高峰到来的前夕，各地电煤库存却先后陷入“告急”的困境。 国家发改委近日展开电煤价格专项检查，强调将2011年重点合同电煤价格维持2010年水平不变，并不得以任何形式变相涨价。而相关数据统计显示，在夏日用电高峰到来的前夕，各地电煤库存却先后陷入“告急”的困境。 　　在此背景下，新能源发电建设的紧迫性更加突出，但硬件和技术障碍的突破还需要时日，这给我国用电带来新的挑战和难题。 　　“煤荒”袭来 　　电煤合约价再创新高，让“煤荒”或“电荒”的现象比往年似乎来得更早。 　　4月1日，斯特拉塔与日本中国电力株式会社签署了本财年(始于4月1日)的供应合同。在伦敦上市的斯特拉塔将以每吨130美元的价格向后者供应电煤，较2010-11年度每吨98美元的价格上涨了32.6%，最新的合同价格也高过2008-09年度创下的每吨125美元的历史最高纪录。 　　4月7日，山西大同6000大卡动力煤车板价上涨10元/吨至705元/吨，环比涨幅1.44%。 　　针对每到夏日，用电负荷骤然增加、煤电价格上涨的问题，4月2日，国家发改委下紧急通知，要求各地和相关企业将2011年重点合同电煤价格维持2010年水平不变，并不得以任何形式变相涨价。 　　据了解，去年重点电煤合同价格约为520元/吨，而目前市场煤价格则大约增加了200元/吨。由于合同价与现货价相去甚远，重点合同煤的兑现率也越来越低。最新监测数据显示，全网电煤库存已降至914万吨，其中以湖南最为严峻，目前已降至54万吨，可用天数为4天，低于存煤警戒线。 　　寻求核电步伐没有停止 　　在“煤荒”或“电荒”的映衬下，新能源发电建设的紧迫性更加突出。 　　此前备受追捧的核电，因日本地震发生核泄漏从而让中国发展核电的决心一时难以看得明朗。不过，申银万国证券研究所首席宏观分析师李慧勇表示，由于碳排放目标约束和高油价的影响，中国对于核能的态度相对西方国家更为积极。 　　即使福岛核事故发生后，3月16日国务院常务会议要求抓紧编制核安全规划，调整完善核电发展中长期规划，在批准核安全规划之前，暂停审批核电项目。也就是说，等待核安全规划制定出来之后(届时福岛核事故也应该平息了)，所有核电计划就继续进行。另据路透报道：尼日尔政府表示，该国已从中国进出口银行获得6.5亿元优惠贷款，用于开发该国北部的阿泽里克铀矿。此消息表明，我国并没有因为福岛核事故而放缓寻求核燃料资源的步伐。 　　新能源技术待突破 　　而风电等新能源在技术上的障碍能否突破，亦备受关注。 　　对此，国家发改委能源研究所副所长李俊峰对南都记者表示，风电并网难首先是国家的发展规划和实际发展速度脱节。以2007年为例：公布的风电发展规划，到2010年只有500万千瓦，2008年公布的规划到2010年只有1000万千瓦，实际上我们2009年就完成了2500万千瓦。由于国家规划的速度落后于实际发展的情况，这大大影响了电网建设，电网建设的滞后势必影响风电的上网。 　　此外，提高电网企业的积极性一方面是行政的约束，另一方面是经济激励政策，电网企业在吸纳可再生能源发电上网时也需要有经济利益，至少是不亏损。总之，面对目前风电产业发展中所出现的问题，我们需要用风电的发展来促进电网的发展进步，碰到问题要解决问题。",国际电力网,南方都市报,"龙金光 梁虹",2011-04-11,电煤