当前能源形势与其电力发展

当前能源形势与其电力发展第一页，共31页。2.1电力发展趋势分析电力需求进一步增长活动水平进一步提高城镇化水平进一步提高消费方式改变,质量提高,优质能源需求较快速增长2第二页，共31页。2.12008年电力形势分析（一）电力投资趋向于合理2008年，全国电源投资和投产规模预计将在去年的高水平上略微回落，投资完成规模保持在3000亿元左右，基建新增装机在9000万千瓦左右，全年计划安排关停小火电机组1300万千瓦。考虑南方地区灾后电网恢复重建因素，电网基本建设投资规模预计将扩大到3000亿以上，与电源基本建设投资规模基本持平，投资重点解决电厂配套送出、进一步保障电网供电安全，促进电源、电网协调发展。第三页，共31页。2.12008年电力形势分析（二）电煤供应将成为影响今年电力供需的主要制约因素在2008年煤炭产运需衔接合同汇总会议上签订电煤合同59349万吨，超出运力框架方案配置58515万吨。其中存在的问题：一是部分新增机组燃煤资源没有落实。今年全国新增电煤需求1.07亿吨，但是除大秦线外，其他地区新增机组燃煤资源和运力未得到很好落实，特别是华中、山东等铁路运输比较困难地区新增机组的电煤合同供应量与实际需求两相差较大。二是据初步测算，此次电煤价格平均上涨35~45/吨左右，按照5.85亿吨重点电煤计划计算，发电企业增加成本约205~265亿元，给电力企业生产经营带来很大压力。此外，今年初部分地区矿区停产整顿、受雨雪天气影响交通运输受阻，电煤供需矛盾加剧了引起电煤价格的进一步攀升。第四页，共31页。2.12008年电力形势分析三是去年入冬以来，水电进入枯水期出力降低，春节前电力需求旺盛，电煤耗用量一直处于高位；从一月中旬开始，电煤库存持续下降，至1月27日，全国电煤库存2107万吨，平均可用天数不到8天，为正常库存的一半。全国缺煤停机最大时达到4240千瓦。党和国家高度重视，经过煤电运等多方的共同努力，电煤库存从2月初开始明显回升。截止3月10日当日，全国直供电网存煤2628万吨，可用13天，但是京津唐、内蒙、安徽等电网范围的存煤量仍然偏低，需继续家大电煤工作力度。尽管经过集中抢运，全国范围内电煤库存普遍有了一定增长，但是随着春节后受灾地区用电逐步恢复、其他地区全社会用电不断增长、春季枯水造成水电出力不足等因素，都将导致电煤需求量的不断增加，如果不能很好地从机制上解决电煤供应的量、价、运力安排问题，今年特别是水电枯水期和迎峰度夏期间电力供需的严峻形势仍有可能重现，形势不容乐观。2008年7月份有16个省级电网的用电负荷创历史新高，个别省份用电缺口亦创下新高，很大程度上是由于煤炭价格引起的第五页，共31页。2.12008年电力形势分析（三）受灾地区损失电量对全年电力增长影响不大一是受灾地区基本都是贵州、湖南、江西等中西部省份，用电量占全国的比重不大；二是今年元月处于计划检修状态的线路较多，用电安排已有预案；三是灾期处于春节前后，部分工业生产负荷已经开始下降；四是灾害损失了一部分生产、生活用电量，但是生产损失电量左在后期弥补回来；五是灾后恢复重建会带动相当一部分新增用电需求。第六页，共31页。2.12008年电力形势分析2008年，从发电生产能力分析，全国电力供需形势处于总体基本平衡、南方电网局部偏紧的状态。考虑一月份南方地区的冰冻雨雪灾害、一次资源(煤、油、气)偏紧、运力约束以及异常气候增多等因素后，全国电力供需形势在各区域将呈现一定的差异性，部分省份电力略显紧张和部分省份电力富裕的情况将同时存在。需要强调的是，如果电煤需求得不到满足，山西、河北、山东、河南、湖北、四川、重庆、陕西等省份仍然可能需要采取需求侧管理措施来引导用电需求。预计2008年全社会用电量增长率将在12．5％左右，全年电力消费弹性系数将继续下降到1．2左右，各月发电设备利用小时数将在上半年继续下降，下半年略有上升，全年累计发电设备利用小时将在5000小时的水平上略有下降。第七页，共31页。2.12008年电力形势分析国家电网公司经营区域：华北电网区域预计全网新投机组1900万千瓦左右，全网电力供需总体基本平衡且有一定的裕度。其中，京津唐全年供需基本平衡，冬季因电煤供应和电力制约，平衡存在一定缺口；河北南网、山西基本平衡；蒙西电力盈余较多。山东电网电力供应形势严峻。东北电网区域全网新增装机在700万千瓦左右，全年电力供需平衡有余．其中，辽宁、赤峰地区部分时段电力缺口较大，吉林基本平衡；黑龙江盈余较多，伊敏地区窝电现状仍然较为严重。第八页，共31页。2.12008年电力形势分析华东电网区域预计全网新增装机容量在1700万千瓦左右，全年电力供需基本平衡，迎峰度夏期间可能会存在备用不足及电网“卡脖子”的情况。上海供需基本平衡，夏季高峰时段略显紧张；江苏电力供应充足；浙江，安徽迎峰度夏期间平衡偏紧，其余月份基本平衡；福建在正常来水情况下供需基本平衡，但如遇来水偏枯状况，夏季高峰期可能存在少量电力缺口。华中电网区域全网统调电源预计投产2467万千瓦。元月湖南、江西等省区受灾较重，一季度存在一定的电力电量缺口，二季度电网输配能力恢复后，考虑电煤供应问题基本解决，全网供需可以达到平衡，河南、湖北、湖南、四川电力装机富裕较多，江西预计平衡有余；重庆电力供需全年平衡有余。西北电网区域全网预计新增装机容量125077千瓦，电力供需平衡且盈余较多。其中，陕西、甘肃、宁夏供需盈余较多；青海受来水影响较大，在来水偏枯情况下，部分月份存在电量缺口；新疆夏季供需平衡偏紧，其余各月基本处于紧平衡状态。西藏电力供需仍然紧张。第九页，共31页。2.12008年电力形势分析南方电网公司经营区域：全网预计新投产规模机组1378万千瓦。但各省供需平衡状况分布不均，特别是受一次能源供应不足等因素的影响，南方电网电力供应形势将比2007年更加严峻。全网枯期电量紧张，汛期高峰电力不足，云南、贵州主要在枯水期因电煤供应不足导致电量缺口，广东、海南全年电力电量紧张。广东2008年新增电源较少、燃煤、燃油、天然气供应紧张和小机组逐步关停等原因，全省电力供需形势总体呈电源性缺电局面．根据南方地区雨雪冰冻灾害后电网抢修建设、西电送广东能力逐步恢复的进程以及电力需求负荷的不断增长，预计广东2月份最大电力缺口接近1000万千瓦，3月份缺口最大为1200~千瓦。第十页，共31页。2.1电力发展趋势分析 随着国民经济继续保持较快发展，预计2007年－2010年全社会用电量的年均增速在10％左右。 中国电力装机容量也将稳步保持6000万千瓦左右的增长，到2010年预计将达到9亿千瓦以上，电力供需“基本平衡”的态势不会改变。

第十一页，共31页。电力发展展望-水电建设水电发展现状及前景技术可开发量54164万kW,24740亿kWh经济可开发量40180万kW,17534亿kWh已开发量14526万kW,4867亿kWh环保问题日益受到各方面的关注。水电本来属于清洁能源，但如果处理不好也可能带来一些生态方面的问题。发展方针是：既要切实加快水电建设，又要高度重视环境保护，在解决好环保和移民问题的前提下，加快水电开发建设。到“十一五”末期装机要达到1.9亿千瓦，即“十一五”期间新增装机7300万千瓦，包括建设一部分抽水蓄能电站，重点要做好金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、黄河上游等流域的开发工作。要进一步加强水电建设的环境保护，安排落实好移民工作。继续发挥国有大型流域公司在水电建设中的主导作用，同时积极引导和规范非公有制经济主体投资水电开发。

第十二页，共31页。电力发展展望-煤电建设煤电的发展需要综合平衡煤源、水源、电力市场、电力系统、运输、环保等因素，实现煤电合理布局、优化结构、节约资源、保护环境、节约用水、提高技术水平和经济性，要积极促进热电联产，利用低热值煤炭、煤层气、高炉气、余热余压发电，实现资源综合利用，提高能源利用效率。“十一五”期间应该优先安排和考虑的项目。“十一五”期间要推进火电机组节能、减排工作，一是加大上大压小的力度，加快关停小火电机组；二是优先安排靠近用电负荷中心的环保项目；三是坑口电站，包括建设褐煤、洗中煤、煤矸石项目，以及港口、路口等运输条件优越的电厂；四是鼓励建设采用高参数、大容量的机组，如60万千瓦及以上的超临界、超超临界机组；五是火电项目要符合国家的环境保护、用水政策及热电联产政策；六是建设有利于电网安全、多方向、分散接入电力系统的项目。第十三页，共31页。电力发展展望-核电核电属于清洁能源，应积极推进建设。到“十一五”末期规划装机要达到1000万千瓦。规划到2020年，我国核电装机容量将接近7000万千瓦。核电存在的问题是技术路线不统一，现在有法国、加拿大、俄罗斯的技术，也有我国自主的技术。核电自主化程度不高，主要的设备、大件还要靠国外加工。另外，体制机制改革也滞后，核电的发展应坚持以我为主，中外合作，采用先进技术，注重经济性和安全性，统一技术路线，实现百万千瓦级压水堆核电工程的设计、设备制造本土化、批量化的目标。第十四页，共31页。电力发展展望-可再生能源发电可再生能源发电主要包括风能、太阳能、生物质能发电等。目前的问题：主要是产业体系和基础工作薄弱，其次是支持政策和措施落实难度比较大，第三是市场保证机制不完善。可再生能源属于清洁能源，应该是大力提倡的。“十一五”规划到2010年，风电装机容量将达到500万千瓦，到2020年达到3000万千瓦；生物质能发电容量到2010年将达到550万千瓦，到2020年达到3000万千瓦；太阳能发电到2010年要达到30万千瓦，到2020年达到180万千瓦。“十一五”期间，国家将实行优惠的财政税收价格投资政策和强制性的市场份额政策，鼓励生产和消费可再生能源。特别是《可再生能源法》实施以来，这项工作的步伐明显加快，到去年底，可再生能源在一次能源生产总量中的所占比例为7%，到2010年争取达到10%，2020年争取达到16%。要大力发展风电，“十一五”期间拟建成30个10万千瓦级的风电项目，在内蒙、河北、江苏、甘肃等地形成4个百万千瓦级的风电场。加快发展生物质能发电，支持秸秆发电和垃圾填埋发电，建设一批秸秆和林木生物质电站，扩大生物质固体成形颗粒、燃料乙醇和生物柴油的试点示范工作，重点培育生物质资源原料基地，积极开发太阳能、地热能和海洋能。第十五页，共31页。电力发展展望-天然气发电我国现有天然气发电装机容量1000多万千瓦，到2010年末规划为3600万千瓦。由于资源受到限制，应该适度发展天然气发电。能源安全--天然气资源-天然气价格从提高系统安全、稳定运行和满足调峰需要看，电网需要建设一批运行灵活、调峰性能好的电站。由于环保及城市用地等方面条件的制约，在中心城市及周边建设新的常规电源项目受到限制，燃气电站对厂址外部条件的要求相对宽松，在占地面积、用水量、环境污染等方面均比其它类型电站小得多，可以在负荷中心建设电厂，实现就近供电，可减轻电网输电和电网建设的压力，提高电网运行的稳定性。第十六页，共31页。3.电力发展政策和建设前景第十七页，共31页。产业结构调整指导目录（2005年版）《产业结构调整指导目录》是引导投资方向，政府管理投资项目，制定和实施财税、信贷、土地、进出口等政策的重要依据。《产业结构调整指导目录》由鼓励、限制和淘汰三类目录组成。不属于鼓励类、限制类和淘汰类，且符合国家有关法律、法规和政策规定的，为允许类。允许类不列入《产业结构调整指导目录》。第十八页，共31页。产业结构调整指导目录（2005年版）第一类

鼓励类

四、电力1.水力发电2.单机60万千瓦及以上超临界、超超临界机组电站建设3.采用30万千瓦及以上集中供热机组的热电联产，以及热、电、冷多联产4.缺水地区单机60万千瓦及以上大型空冷机组电站建设5.风力发电及太阳能、地热能、海洋能、生物质能等可再生能源开发利用6.燃气蒸汽联合循环发电（07版征求意见稿：整体煤气化联合循环发电）7.30万千瓦及以上循环流化床、增压流化床、整体煤气化联合循环发电等洁净煤发电第十九页，共31页。产业结构调整指导目录（2005年版）第一类

鼓励类

8.单机20（30）万千瓦及以上采用流化床锅炉并利用煤矸石或劣质煤发电9.500千伏及以上交、直流输变电10.投运发电机组脱硫改造（在用单机20万千万以上发电机组脱硫改造11.城乡电网改造及建设（12、电网运行安全监控技术开发）12.继电保护技术、电网运行安全监控信息技术开发（X）13.大型电站及大电网变电站集约化设计和自动化技术开发14.跨区电网互联工程技术开发15.大容量远距离超/特高压输电技术开发及应用15.输变电新技术（大电网分析、仿真、预警技术及灵活交流输电技术）推广应用16.降低输、变、配电损耗技术开发及应用17.分散供电技术开发及应用（分布式供能技术开发及应用）（19.70万千瓦及以上水轮发电机组垂直式、30万千瓦及以上汽轮发电机组平卧式蒸发冷却技术开发及应用20．垃圾发电、污泥发电）五、核能3.核电站建设20第二十页，共31页。产业结构调整指导目录（2005年版）第二类

限制类三、电力1.除西藏、新疆、海南等小电网外，单机容量在30万千瓦及以下的常规燃煤火电机组2.除西藏、新疆、海南等小电网外，发电煤耗高于300（286）克标准煤/千瓦时的发电机组，空冷机组发电煤耗高于305克标准煤/千瓦时的（常规）发电机组第三类

淘汰类（三）电力1.大电网覆盖范围内，服役期满的单机容量在10万千瓦以下的常规燃煤凝汽火电机组（服役期满的单机容量在10万千瓦以下的常规燃煤凝汽火电机组）2.单机容量5万千瓦及以下的常规小火电机组3.以发电为主的燃油锅炉及发电机组（5万千瓦及以下）4.运行满20年、单机10万千瓦级以下的常规火电机组（2010）5.设计寿命服役期满的单机20万千瓦以下的各类机组（2010）6.供电标准煤耗高出2005年本省（区、市）平均水平10％或全国平均水平15%的各类燃煤机组（2010）21第二十一页，共31页。节能政策节能重点领域重点工业:电力工业、钢铁工业、有色金属工业、石油石化工业、化学工业、建材工业、煤炭工业、机械工业。交通运输:公路运输、新增机动车、城市交通、铁路运输、航空运输、水上运输、农业、渔业机械。建筑、商用和民用：建筑物、家用及办公电器、照明器具。十大节能重点工程:区域热电联产工程：建设采暖供热为主热电联产和工业热电联产，分布式热电联产和热电冷联供，以及低热值燃料和秸杆等综合利用示范热电厂。第二十二页，共31页。3.8国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知2007年5月23日国务院国发[2007]15号发布一、充分认识节能减排工作的重要性和紧迫性二、狠抓节能减排责任落实和执法监管三、建立强有力的节能减排领导协调机制形成以政府为主导、企业为主体、全社会共同推进的节能减排工作格局。发挥政府主导作用。建立健全节能减排工作责任制和问责制，在科学测算的基础上，把节能减排各项工作目标和任务逐级分解到各市（地）、县和重点企业；强化政策措施的执行力，加强对节能减排工作进展情况的考核和监督，国务院有关部门定期公布各地节能减排指标完成情况，进行统一考核。强化企业主体责任。企业必须严格遵守节能和环保法律法规及标准，落实目标责任，强化管理措施，自觉节能减排。要加强机关单位、公民等各类社会主体的责任，促使公民自觉履行节能和环保义务。成立国务院节能减排工作领导小组，由温家宝总理任组长，曾培炎副总理任副组长。

（三）加大投入，全面实施重点工程10、推动燃煤电厂二氧化硫治理。“十一五”期间投运脱硫机组3.55亿千瓦。其中，新建燃煤电厂同步投运脱硫机组1.88亿千瓦；现有燃煤电厂投运脱硫机组1.67亿千瓦，形成削减二氧化硫能力590万吨。今年现有燃煤电厂投运脱硫设施3500万千瓦，形成削减二氧化硫能力123万吨。第二十三页，共31页。"十一五"时期淘汰落后生产能力一览表

行

业内容单

位“十一五”时期2007年电

力实施“上大压小”关停小火电机组万千瓦50001000炼

铁300立方米以下高炉万吨100003000炼

钢年产20万吨及以下小转炉、小电炉万吨55003500电解铝小型预焙槽万吨6510铁合金6300千伏安以下矿热炉万吨400120电

石6300千伏安以下炉型电石产能万吨20050焦

炭炭化室高度4.3米以下的小机焦万吨80001000水

泥等量替代机立窑水泥熟料万吨250005000玻

璃落后平板玻璃万重量箱3000600造

纸年产3.4万吨以下草浆生产装置、年产1.7万吨以下化学制浆生产线、排放不达标的年产1万吨以下以废纸为原料的纸厂万吨650230酒

精落后酒精生产工艺及年产3万吨以下企业（废糖蜜制酒精除外）万吨16040味

精年产3万吨以下味精生产企业万吨205柠檬酸环保不达标柠檬酸生产企业万吨82第二十四页，共31页。可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法中华人民共和国国家发展和改革委员会二○○六年一月四日可再生能源发电价格实行政府定价和政府指导价两种形式。政府指导价即通过招标确定的中标价格。可再生能源发电价格高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分，在全国省级及以上电网销售电量中分摊。第二十五页，共31页。可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法

风力发电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定。生物质发电项目上网电价实行政府定价的，由国务院价格主管部门分地区制定标杆电价，电价标准由各省（自治区、直辖市）2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价加补贴电价组成。补贴电价标准为每千瓦时0.25元。发电项目自投产之日起，15年内享受补贴电价；运行满15年后，取消补贴电价。自2010年起，每年新批准和核准建设的发电项目的补贴电价比上一年新批准和核准建设项目的补贴电价递减2%。发电消耗热量中常规能源超过20%的混燃发电项目，视同常规能源发电项目，执行当地燃煤电厂的标杆电价，不享受补贴电价。第二十六页，共31页。可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法通过招标确定投资人的生物质发电项目，上网电价实行政府指导价，即按中标确定的价格执行，但不得高于所在地区的标杆电价。太阳能发电、海洋能发电和地热能发电项目上网电价实行政府定价，其电价标准由国务院价格主管部门按照合理成本加合理利润的原则制定。第十条公共可再生能源独立电力系统，对用户的销售电价执行当地省级电网的分类销售电价。鼓励电力用户自愿购买可再生