電力工業范文

導語：如何才能寫好一篇電力工業，這就需要搜集整理更多的資料和文獻，歡迎閱讀由公務員之家整理的十篇范文，供你借鑒。

篇1

1潔凈煤技術提出的背景

當今人類面臨著三大環境問題：酸雨、溫室效應和臭氧層破壞，這都與經濟的發展密切相關。

1．1燃燒排放與酸雨污染

形成酸雨的主要物質是SO2和NOx，這兩類物質的90％都來自礦物質燃料燃燒。酸雨影響水生生物生長或使其死亡；大面積的森林死亡也歸因于酸雨的危害；酸雨還加速建筑材料的腐蝕；酸雨使地面水呈酸性。為減少酸雨的危害，必須采取增大燃煤洗選率、增加低硫煤開采與使用、大規模采用煙氣脫硫裝置、大力采用循環流化床燃燒技術、征收SO2排放稅等措施，控制造成酸雨的污染物SO2等的排放。

1．2全球氣候變暖與能源工業

大氣底層聚集大量溫室氣體，地球輻射的長波被溫室氣體反射回來，有效地避免熱量散失。當大氣層中溫室氣體濃度上升時，溫室效應增強，導致全球氣候變暖，其中影響較大的是濃度增加最快的CO2和CH4。礦物燃料燃燒和地球植被破壞是CO2濃度增加的主要原因，能源工業同時也是CH4的一個重要的產生源。隨著世界能源消耗不斷增長，電力行業在能源直接消耗中所占份額越來越大，加快電力行業的科技轉化，研究開發潔凈煤技術，將成為解決溫室效應的重點突破口。

1．3臭氧層破壞與燃燒排放

人類過多使用CFCS及礦物燃料燃燒的排放物有關。大氣同溫層O2可通過四種途徑減少：紫外光照射下的分解反應；Cl與其反應；NO與其反應；OH及HO2與O3的反應。其中，70％的O3與NO反應而消減。近年來，燃燒過程中N2O的排放引起較大重視，它是一種溫室效應氣體，并且能破壞大氣同溫層的臭氧層，同溫層中N2O濃度的增加將引起臭氧層中NO濃度增加，從而使臭氧層變薄加速。在電力行業引進先進的潔凈燃燒技術，降低NOx排放，對保護臭氧層起到積極的作用。

2潔凈煤技術進展

潔凈煤技術是針對燃煤對環境造成污染提出的技術對策，是旨在減少污染和提高效率的煤炭加工、燃燒、轉換和污染控制新技術總稱，它將成為21世紀煤炭利用中既能降低動力耗費，又能創造友好生態環境的高新技術，其構成如圖1所示。

2．1煤炭燃燒前處理技術

動力用煤洗選加工是提高煤炭質量、增加煤炭品種、節約能源、節省運力、降低燃煤對大氣污染和保護環境的重要措施。浮選脫硫屬先進的物理洗選工藝；干法分選適用于分選氧化煤與水資源缺乏的地區；化學分選適用于物理分選排除大部分礦物質后的最后一道分選工序，需要高活性化學試劑，工藝過程大多在高溫、高壓下進行，成本較高；微生物脫硫具有反應條件溫和、成本低、能耗省、無煤流失、能脫除煤中的有機硫與黃鐵礦硫等優點，

但作用時間長，反應容器大，生產工藝復雜，處理費用高，不適合大規模能源工業。

型煤加工技術在經濟上是合理的，而且環境效益、社會效益顯著。將粉煤加工成型煤，比燃燒散煤節約能源20％～30％，減少煙塵排放量40％～60％，提高鍋爐出力10％～30％。加入適量的固硫劑，燃燒時煙塵和SO2的排放都比燃燒散煤時減少40％～60％。在我國，民用型煤加工已有成熟技術，但工業型煤的發展比較緩慢，其技術開發仍處于分散的低水平重復狀態，對于其推廣缺乏有效的組織管理。

水煤漿是一種煤基液態燃料，發展水煤漿技術，不僅能節省寶貴的油資源，而且還可以解決煤炭運輸、環境污染等問題。目前國內外水煤漿技術的發展趨勢為：由小規模工業示范廠、試驗廠向大型化、商業化方向發展；水煤漿應用向多用途方向發展；水煤漿向大型化、系統化方面發展；水煤漿研究向低污染燃燒方向發展。

2．2燃燒中處理技術

為適應煤種多變、調峰及穩定強化燃燒的需要，出現不少新型煤粉燃燒器，如：煤粉鈍體燃燒器、穩燃腔燃燒器、夾心風燃燒器、雙通道自穩燃式煤粉燃燒器、火焰穩定船式燃燒器。這些燃燒器用于燃用劣質煤和低揮發分煤。其特點為：低負荷穩燃，提高熱效率；加強煤粉氣流與高溫煙氣流的湍動和混合，明顯改善著火條件；穩定燃燒，防止結渣，煤種適應性好；減少燃燒過程中NOx的生

成，降低對大氣的污染；等等。目前，降低燃燒過程中氮氧化物的生成和排放采取如下一些措施：空氣分級燃燒；煙氣再循環燃燒；煤粉濃淡分離燃燒；燃料分級燃燒。

燃燒中固硫是在燃燒過程中使煤中硫分轉化成硫酸鹽,隨爐渣排出。生成的CaSO4在800～950℃時熱穩定性好，應用成功的有LIMB爐內噴鈣技術和LIFAC煙氣脫硫工藝。LIMB技術噴入固硫劑時只要避開高溫區便能改善脫硫效果，吸收劑在爐膛出口處噴入，避免吸收劑的燒結失活。LI－FAC工藝是一種改進的爐內噴鈣工藝，除爐內噴射石灰石脫硫外，還在爐后煙道上增設一個獨立的活化反應器將爐內未反應完的CaO通過霧化水進行活化后，再次脫除煙氣中的SO2，這兩種爐內脫硫技術都已投入商業性運行。

固體顆粒處于流動化狀態下具有一系列特殊的氣固流動、熱質傳遞和化學反應特性，使得流化床鍋爐具有如下特點：燃料適應性好，可以燃用各種高灰分、高水分、低熱值、低灰熔點的劣質燃料和難于點燃和燃盡的低揮發分煤；低溫燃燒，燃燒過程中NOx大幅下降；顆粒床內停留時間較長，燃盡度高；保證蒸汽參數，實現低負荷穩定燃燒。流化床燃燒工藝由小、中型的鼓泡流化床，常壓循環流化床發展到增壓流化床燃氣蒸汽聯合循環發電，其發電效率不斷增加，且脫硫率不斷提高。

2．3燃燒后處理技術

煙氣凈化是燃燒后潔凈煤技術，主要是脫除煙氣中的灰塵、SO2，NOx。離心分離除塵器結構簡單，運行操作方便，除塵效率在85％左右；洗滌式除塵器結構簡單，除塵效率高，文丘里洗滌除塵器除塵效率在95％以上，且能吸附煙氣中的SO2和SO3，但需要污水處理裝置；袋式過濾除塵器具有較高的除塵效率，但其阻力較大；靜電除塵器除塵效率最高可達99．99％，可捕集0．1μm以上的塵粒，處理煙氣量大，運行操作方便，可完全實現自動化。

煙氣脫硫（FGD）是控制燃煤SO2排放應用最廣和最有效的技術，傳統的FGD主要是化學法，是目前唯一實現工業化的方法，但它能耗大，產生廢水或廢渣，造成二次污染，應用前景一般。電子束照射含有水蒸氣的煙氣，使煙氣中分子如O2，H2O產生強氧化性的自由基O，OH，HO2和O3等，這些自由基氧化煙氣中的SO2和NO，在有氨

存在下，生成較穩定的硫銨和硫硝銨固體，通過除塵器達到脫硫脫硝的目的。脈沖電暈法是電子束法的改進，用高壓電源電暈放電代替加速器電子束產生等離子體，不需昂貴的電子槍與輻射屏蔽，在節能方面具有很大的潛力。海水脫硫（F－FGD）將SO2以硫酸鹽的形式直接送入大海，不經過大氣、淡水湖泊、河流和土壤，F－FGD不需添加任何化學物質，依靠海水的天然堿度進行脫硫。

2．4轉換技術

整體煤氣化聯合循環（IGCC）是先將煤氣化成可燃氣體，供燃氣輪機燃用，以煤氣化設備和燃氣輪機取代鍋爐發電，排氣余熱再發生蒸汽，推動蒸汽輪機發電，其發電效率可高達47％，從而能更好地實現高品位煤化學能的梯級應用。IGCC是最潔凈和最有效的潔凈煤技術之一，在相同發電量條件下，凈化煤氣的數量低于需凈化的煙氣量，高溫煤氣凈化減輕對環境的污染，同時也保護下游燃氣輪機等設備免遭腐蝕。高溫煤氣脫硫劑種類很多，從物系上大體可分為鐵系、鋅系、銅系、鈣系和復合金屬氧化物等。高溫煤氣脫硫反應器可以采用固定床、移動床、流化床和氣流床等，目前流化床和氣流床使用最為廣泛，主要是因為它們的傳熱傳質能力高，易于實現脫硫和再生的連續運轉。

煤炭氣化能克服由于煤的直接燃燒產生的燃燒效率低、燃燒穩定性差、環境污染嚴重等問題，可在使用前將煤氣中的氣態硫化物和氮化物較容易地高效脫除。按照煤在氣化劑中的流體力學條件，把氣化方法分為：移動床氣化；流動床氣化；氣流床氣化；熔融床氣化。它們都是在特定的條件下，以一定流動方式把煤完全轉化成可燃氣體，煤中的灰分以廢渣的形式排出。煤炭氣化技術開發的熱點是煤氣化聯合循環發電技術，中國目前發展煤炭氣化技術的主要途徑是加強現有技術的推廣應用，改變傳統落后的用煤方式，達到節約利用煤炭資源，減輕用煤過程中對環境的污染。

通過加氫法、抽提法和合成法可由煤制取液體產品，煤炭液化獲得的潔凈液體燃料可以滿足飛機、坦克、火箭、汽車和多種現代化工業設備的動力需求，用于燃燒可以達到不污染環境的目的。煤的液化產物燃燒對環境造成的影響非常輕微，煤直接液化時，煤經過加氫反應，所有異質原子基本被脫除，回收的硫可變成元素硫，氮經過水處理可變成氨。煤間接液化時，是由氣化階段的氣體產物轉變而來，催化合成過程中排放物不多，未反應的尾氣可以在燃燒器中燃燒，排出的廢氣中NOx和硫很少，沒有顆粒物生成。

燃料電池是反應物燃料與空氣中的氧發生電化學反應而獲得電能和熱能的電化學裝置，將化學能直接轉化為熱能和低壓直流電能。根據燃料電池所使用的電解質的不同，可分為堿性燃料電池、磷酸型燃料電池、熔融碳酸鹽燃料電池、固體氧化物電解質燃料電池和聚合物電解質膜燃料電池。燃料電池具有熱效率高、對系統負荷變動適應力強、燃料來源廣、環境污染小、不需要大量循環水、建設工期短等特點，燃料電池從可能性原理的提出到磷酸型燃料電池兆瓦級產品的商業化應用，都是根據實際需要而發展的。熔融碳酸鹽燃料電池雖然離商業化階段有一定距離，但由于它與煤氣化能結合應用，其預計價格低于同規模的磷酸型燃料電池，因而有望用于主力電站。

3潔凈煤技術在廣東電力工業中的應用

廣東地處我國華南沿海，改革開放以來珠江三角洲經濟發展迅猛，能源需求急劇增長，環境污染日趨嚴重。雖然廣東已大力開發水電和核電，加大投資開發西部水電的力度，增架西電東送的輸變電線路，與云南、貴州等西部省份簽訂西電東送的協議，但在21世紀初，廣東以燃煤為主的火力發電的電源結構不可能改變。電力是經濟建設和社會發展不可替代的二次能源，大量燃煤對沿海經濟發達港口城市的污染日趨嚴重，電力建設者將面臨解決發展與環境矛盾的重要課題。潔凈煤技術可使煤在燃燒過程中大量減少污染物的產生和排放，同時還可以提高燃燒效率，達到高效、潔凈、環保的目的。潔凈煤技術將在廣東電力工業的持續發展中占據重要地位。

3．1廣東電力工業現狀

燃煤火電廠是廣東電力的主要電源，每年消耗原煤約23000kt，截止2000年8月，燃煤火電廠裝機總容量達12．005GW，主要電廠煤耗情況如表1。廣東通過多渠道辦電，電力增長速度較快，基本能適應經濟發展的需要。近期由于經濟復蘇，電源建設規劃滯后，經濟增長速度超過電力增長速

度，迫使許多燃煤火電機組超時運行，電網處于缺電局面，部分市（縣）采取了拉閘限電措施。因而在今后的一二十年內仍要加快廣東電力工業的建設，使電力由基本適應型向同步或超前發展型轉變。燃煤火力發電廠的建設相對核電和水電來說，具有投資小、見效快的優勢，若采用先進的潔凈煤發電技術，可減輕對環境的破壞。

3．2潔凈煤發電技術在廣東電力工業的應用前景

廣東電力工業緊隨經濟發展而發展，發電燃煤量逐年增長。能源是歷史發展和社會進步的物質基礎，大量消耗能源的結果，促進工業經濟的快速發展，但同時使環境付出巨大的代價，大量燃煤燃燒給廣東地區生態環境帶來巨大壓力。廣東電力工業以燃煤火力發電為主的電源結構，短時期內不會改變，因此，為降低污染物的排放，滿足國家環保要求，應該積極采用新的潔凈燃燒技術，從而提高能源轉化效率，降低能源系統成本，提供優質能源服務。

近期，廣東省的連州發電廠、沙角A電廠實施煙氣脫硫工程，茂名熱電廠進行把燃油機組改造為燃燒水煤漿機組的技改工程。廣東省正在惠州建設天然氣發電廠，深圳能源公司屬下的西部電廠已實現海水脫硫。這些項目的實施都已取得巨大的社會效益，并將獲取顯著的經濟效益。為最大限度降低環境污染，廣東省可根據各電廠的具體情況，在老廠改造、新廠建設和發展大機組時盡可能采用潔凈煤發電技術。

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關鍵詞:內蒙古;電力工業;問題;對策

中圖分類號:F127文獻標志碼:A文章編號:1673-291X(2010)07-0129-03

作為現代社會使用最廣泛的二次能源,電力在所有能源中占有重要地位。電力工業主要通過應用電力技術,把各種化石能源、核能、水能、風能、太陽能等一次能源轉化成傳輸使用方便、高效清潔的二次能源,可以提供優質終端服務,并能改進系統效率,控制環境污染 [1]。電力工業的發展一定程度上反映了一個國家經濟、社會、工業的發展水平。它的發展要與國民經濟的發展相適應,并向來采用以適度超前于國民經濟增長的發展原則 [2]。

在全球經濟飽受金融危機沖擊的2008―2009年,作為實體經濟的電力工業也未能幸免,電力市場不斷出現需求低下等嚴峻問題。但是中國整體經濟發展前景仍處于上升時期,預期中國經濟要保持長期平穩發展的勢態,在今后很長一段時期內仍然要堅持能源優先發展戰略,以能源工業帶動中國經濟的發展,其中電力工業將仍舊保持較快增長態勢。電力工業順應國家能源發展戰略,面對困難,積極探索,勇于創新,創造經濟效益的同時促進了民族地區的發展,積極發展電力工業也成為中國保障區域經濟全面、協調、可持續發展的重要舉措。

一、加快發展電力工業的戰略意義

(一)發電量與原煤儲量均居中國首列

黨委、政府根據區域優勢,實施大力發展電力工業戰略。從1990年開始實施“煤從空中走,電送北京城”的“西電東輸”戰略,為解決華北地區的電力短缺作出了貢獻;同時,電力企業本身也不斷加強體制改革,擴大發電裝機容量及規模,加快農電建設以及技術改進等各方面都有突出的表現,在全國電力工業比例中占據了很大的份額。據資料顯示,2008年全國發電量總計34 669億千瓦時,其中內蒙古發電量為2 136億千瓦時,居全國第四位。①

眾所周知,內蒙古火力發電工業發展較為迅速,其中具有代表性的內蒙古托克托火電站在2008年末裝機容量為480萬千瓦,具有8臺60萬千瓦發電機組,發電量為231.53億千瓦小時;內蒙古達拉特電站到2008年底裝機容量318萬千瓦,配有6臺33萬千瓦、2臺60萬千瓦發電機組,年發電量為155.05億千瓦小時, ②這些數據充分表明內蒙古電力工業已具備規模型電力企業的條件。

(二)依托現有資源,易于形成產業鏈,電力工業發展前景廣闊

內蒙古位于華北平原北部,主要以煤炭資源豐富而聞名。內蒙古煤炭遠景儲量約1.2萬億噸,占全國煤炭儲量的四分之一,煤炭質量好、煤種齊全、易開采、煤炭運輸便利而發電成本低、用電市場成長好等一系列特點為電力工業的發展提供了豐富的生產原料。

內蒙古的風能、太陽能、生物質能等新能源豐富,全區10米高度可開發利用的風能資源居全國首位,太陽能總輻射居全國第2位。經過多年的新能源開發和建設,內蒙古已在風能、太陽能領域取得較好的成績。2008年內蒙古全口徑電力裝機為4 500萬kw,成為中國重要電力基地,其中40%的電力輸送到北京和東北三省,少量輸至蒙古國 [3]。截至2009年5月底,內蒙古風電并網裝機容量已達315.28萬千瓦,居全國首位。③

其他太陽能及生物質能發電技術也在當地廣泛運用,為中國節能減排、科學發展觀之倡導新型能源發展政策實施進行了積極有益的探索與實踐,對中國電力工業可持續發展提供了巨大的參考價值。

二、內蒙古電力工業發展現狀

2007年底席卷全球的金融危機爆發以來,中國經濟形勢及用電市場下滑等問題開始顯現,內蒙古電力工業也面臨嚴峻挑戰,但是內蒙電力行業在艱難中求發展,積極創造效益,拉動內需,促進了當地的經濟平穩發展的同時自身亦成功抵御金融危機的影響。

(一)成功抵御世界金融危機的影響,實現穩定、發展目標

以內蒙古電力集團公司(以下簡稱內蒙古電力公司)發展情況為例,作為內蒙古電力工業的代表型企業,它是中國唯一獨立的省級管理電網企業,是唯一國有獨資特大型電網管理企業,負責除內蒙古東部赤峰、通遼之外的自治區10個盟市供電營業區的電網建設、經營、管理和農村電網工作。

內蒙古電力公司在金融危機中始終以合理配置資源,投資效益最大化,節能減排等為公司發展戰略,緊緊圍繞市場和負荷需求安排規劃,逐步實現穩定與發展目標。2008年,內蒙古電力公司完成售電量984.23億千瓦時,同比增長12.11%;東送電量完成201.04億千瓦時,同比增長 39.71%。完成總產值352.16億元,同比增長17.27%,其中售電收入304.47億元,同比增長16.81%;電力公司下屬施工企業完成產值29.79億元,多經企業完成產值17.9億元,實現利稅16.51億元,同比增長11.51%,其中利潤總額6 321萬元 [4]。

經濟增長最直接的效益是社會基礎設施的不斷完善和人民生活水平的提高。內蒙古電力產業發展所帶來的最大受益方是當地社會、民生、基礎設施的改善。內蒙古電力公司在“十五”期間,在“新農村、新牧區電網”建設方面完成了全區范圍內324個行政村、700個自然村、11萬戶農、牧民用電難的問題,減輕農、牧民用電負擔共3.4億元,并且行政村、戶通電率分別達到97.3%和98%。截至2008年,內蒙古電力公司以服務于全區電力需求的原則,實施“戶戶通電”工程,解決了2.5萬農牧民的通電問題。除此之外,大唐電力、神華煤電、華能煤電等大集團在當地的投資和建設形成了內蒙古以電力產業為主要產業特色的現狀,帶動內蒙古的工業化水平迅速提升。根據資料顯示,2007年內蒙古工業增加值增加到2668.58億元,工業占GDP的比重由2002年的31.7%提高到2007年的44.3%,提高12.6個百分點 [5]。

(二)尚存在內部結構不合理、管理體制落后、電網運行不穩、電網布局不合理等問題

內蒙古電力工業長期以來積極響應國家“節能減排、上大壓小、提高科技研發水平及保護環境”等政策,不斷加深改革,在擴大電網、清潔發電等方面有一定的成效。但是出于電力工業本身是一個以能源消耗為特點的產業,決定了它要從有效利用資源和保護環境等方面著手探索未來發展方向。內蒙古電力工業作為中國電力工業重要的組成部分,在發展過程中也存在其他地區電力工業普遍存在的問題,需要進一步研究和解決。

1.區內電力工業內部結構還不夠合理

在電力發電裝機中,火電比重過大,小型火電機組比重較高,造成資源消耗大、環境污染嚴重等負面影響。

2.電網管理體制不適應發展需要

電力作為商品,其發展速度和規模要與市場需求相適應。電力市場的載體是電網,電網有多大,市場就有多大。內蒙古電網歸自治區管理,與國家電網公司的關系是完全獨立的電網企業關系,也就是說內蒙古電網供電區域內的電力市場與國家電網區域的電力市場的關系是兩個完全獨立的電力市場,因此,內蒙古電網區域內上網的電廠所發電力,原則上全部由內蒙古電網包銷,除少數點對網直送電廠。雖然內蒙古電力工業在發展中不斷擴大電網建設,增加了一定的售電量,但內的經濟社會對電力需求的增量與內蒙古電網區域內近幾年投產的發電裝機相比只是個零頭,所以出現了大約48%機組不能正常運行,導致大量窩電的現象。

3.電力工業是技術性很強的行業,它必須遵循科學發展,違背這一基本原則必然是勞民傷財直至嚴重破壞電網安全穩定運行

內蒙古電網在發展中曾有這方面的沉痛教訓。2004―2006年間投入近30億元資金建設220千伏東西部3 700公里即從自治區西部額濟納旗到東部滿洲里的區內大聯網工程,雖然成功建成,但因電力技術薄弱等原因未能達到安全、穩定的技術要求,造成不能聯網只能斷開運行的局面,也就沒能實現將西部電力送到東部的初衷。

4.電源布局不合理、重復建設,造成資源浪費、破壞生態環境

“八五”期間內蒙古豐鎮電廠裝機達120萬千瓦,其中80萬千瓦空冷機組因電廠用水靠當地地下水,致使水位下降,對于農業生產和農民生活用水造成嚴重后果,導致群眾上訪不斷,電廠多次賠償,在當時形成了嚴重的社會問題。目前,內蒙古西部的錫林郭勒大草原嚴重缺水,錫林河已干枯斷水,但是這里仍在利用地下水發電,建起煤化工產業……。從本質上來講,在內蒙古這樣嚴重缺水的地區,遍地開發建設耗水特大的煤化工產業,必然影響和制約包括電力在內的其他工業及生活用水需求以及對生態環境的平衡也會造成惡劣影響。

三、進一步加快發展內蒙古電力工業的建議 [6]

在“十二五”期間制定了綠色能源發展規劃,力求將內蒙古建設為國家新型綠色能源發展基地。為實現這一能源發展戰略,筆者認為必須要做到以下幾點:

(一)加強電網建設,堅持電網與發電的有效結合,有效擴大綠色能源外送規模

為堅持電網建設與經濟發展需求相適應的原則,內蒙古電力工業要從電力資源優化配置和作為中國西電東送基地、風電基地的戰略地位的大局考慮,抓住國家東北網、華北網電網規劃的機遇,努力爭取東北、華北、西北三個臨近電網增加吸納內蒙古風電的規模,在中國電力市場贏得主動權的同時保障電力上下游產業穩定發展,促進經濟社會又好又快發展。并且,盡快解決和完善電網管理體制,使內蒙古電力基地早日融入中國電力大市場以促進內蒙古電力工業發展的科學化、市場化進程。

(二)以資源優勢制定發展戰略,在優化火電的基礎上,堅持風電、太陽能等新能源、清潔能源的開發利用,形成火電、風電、太陽能、地下煤氣發電的一體化發展原則,增強能源發展競爭力

舉例來說,內蒙古有大量埋深適當的褐煤,我們可用新技術直接在地下氣化成煤氣,它既可供燃氣輪機發電,也可為城鎮居民供給煤氣。如果這項技術得到大力推廣與應用,未來的內蒙古電力產業與現行空冷機組相比將能夠為中國節約大量水資源,并能夠對內蒙古電力企業所在地環境起到較好的保護作用。

(三)繼續淘汰、整頓發電煤耗高、污染重的小火電機組以及輸配電損耗的老舊輸配電設備,持續使用高效節能的發電及輸配電設備,提高能源效率

“十一五”期間,內蒙古電力工業不斷加大技術和裝備的投入使用,成功地將國家20%的單位GDP能耗下降指標提高到25%,在能源使用效率方面成為同時期中國其他省份的排頭兵。2007年,關停小火電103.2萬千瓦,占到中國關?？偭康?/10。其中,北方聯合電力公司積極響應國家政策,大力整頓、關停小機組,占內蒙古全區電力關?？側萘?5%以上。在今后很長一段時期堅持以這樣的措施進行改革,勢必能夠促進內蒙古電力工業的可持續發展。

(四)實施人才強企戰略,推進電力工業技術進步,提高電力企業核心競爭力

內蒙古電力工業在新能源開發利用方面所呈現的卓著表現要求電力企業不斷引進人才,提高電網運營技術水平,促進電網裝備制造業自主化設計和自主研制開發能力。并且,要積極培養人才,優化人力資源配置,努力打造勤奮敬業、業務精湛、專業齊全的科技隊伍以保障內蒙古電力工業穩定發展。

(五)全面落實“節能減排”政策,加大環境保護力度,塑造經濟增長與環境友好同步發展的能源發展工業形象

為了保障內蒙古電力工業順利發展,應當堅持國家“節能減排、降低能源消耗”的能源工業發展政策,繼續在全區電力企業中普及環保技術、潔凈煤技術。如提高生物質能利用率,煤層地下氣化,制止煤化工無序發展,加大脫硫脫氮設施安裝投入,降低碳的排放量,減少二氧化硫、氧化氮排放量等方面的努力都是成為綠色能源基地的戰略保障。

參考文獻:

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[10]張立輝.發電企業競爭力分析[M].北京:經濟管理出版社,2007: 2.

Inner Mongolia Autonomous Region, the Existing Problems in the Development of

Electric Power Industry and the Countermeasures

WU Yun-na

(Economics School, Minzu University of China, Beijing 100081, China)

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寧夏電力公司在努力提高企業經濟效益的同時，積極承擔經濟責任、社會責任、政治責任，努力為自治區社會經濟發展服務，為自治區黨委和政府的重點工作服務，為提高廣大人民群眾的生活水平服務，為建設社會主義和諧社會服務，全力落實科學發展觀，優化資源，保護環境，實現企業經濟利益與社會整體利益的協調統一。

寧夏電力公司下轄16個單位，其中管轄供電局6個(銀川、石嘴山、銀南、固原、寧東、中衛供電局)，其他分公司4個、子公司3個、控股公司1個，另有多經公司2個。公司共有24個縣級供電企業，區內各縣均為直供電模式。公司系統全民職工總數9908人，農電工2480人，在多經企業工作的社會用工15000多人。

電網建設方面，“十五”以來，公司先后投入電網建設與改造資金80多億元，大力建設各個電壓等級的堅強電網。近年來，每年投資額度均保持在20億元上下，基本建成了以220kV和330kV兩個電壓等級為主的主網架，以青銅峽為界，北部主網以220kV電壓等級為主電網呈網格狀分布，東、南部基本形成了以330kV網架為主的環網。寧夏電網通過4回330kV線路與西北主網聯網運行，與西北電網的功率交換能力為116萬kW，滿足了自治區經濟與社會高速發展對電力供應的需求。

區內目前已建成220kV變電站21座，主變壓器42臺，總容量567萬kVA，220kV線路1860km；330kV變電站7座，主變壓器9臺，總容量262萬kVA，330kV線路1014km：110kV變電站89座，主變壓器154臺共568 75萬kVA，110kV線路3132km；35kV變電所115座，主變164臺，總容量69.63萬kVA；35kV線路2497 16km。

寧夏區內110kV電網已覆蓋區內所有市縣，75.9％的110kV變電站實現了雙變運行，77.1％實現了雙電源供電。35kV電網基本以各110kV變電所為中心向各鄉鎮呈放射狀分布，目前已有41％的35kV變電站實現了雙變運行，其中14％實現了雙電源供電。供電區域約10萬km2，供電可靠性指標在國網系統排名靠前，在2006年同業對標活動中被國家電網公司樹為國網系統“電網運行”標桿單位和西北區域“資產經營、電網運行、人力資源”標桿單位。

2006年，公司積極配合自治區政府和國家電網公司催批蘭州東至銀川東750kV交流輸變電工程和銀川東至天津東+500kV直流輸電工程取得重要進展，蘭州東至銀川東750kV交流輸變電工程于2006年底開工建設，從而揭開了寧夏電網建設史上全新的一頁，吹響了寧夏電力公司向建設和運行當今世界經濟運行的最高電壓等級進軍的號角。工程的開工建設，為銀川東至天津東+500kV輸變電工程的核準、打通寧夏電力外送通道發揮了積極的促進作用，對寧夏電力工業乃至寧夏經濟長遠發展具有重大戰略意義。

目前，銀川東750kV變電站工程已經完成750、330kV構架基礎，完成接地9.8km，占總量的80％；完成了綜合樓零米以下基礎，建成了交流部分的圍墻；完成750kV鋼構架的組裝：完成了一次設備訂貨并簽訂了監造合同，大部分二次保護規范書已通過公司組織的專家審核。

2006年，寧夏電力公司取得了歷史上最佳的經營業績。售電量完成327 38億kWh，同比增長19.21％，人均裝機容量和人均年用電量分別達到0.87kW和5082kWh，均居全國之首，遠高于全國0.3955kW和1894kWh的平均水平(據中國電力企業聯合統計信息部2006年底數據)：最大日負荷達到536萬kW，平均負荷442萬kW；兩個市級供電局售電量跨越百億千瓦時大關；主營業務銷售收入103.63億元；截止年底資產總額達到118.69億元，同比增長11.67％。2006年末寧夏統調裝機容量已達到644萬kW，預計2007年還將新增統調裝機135萬kW。裝機容量迅速增長一方面充分滿足了電力市場的需求，另一方面將使電力供需市場進一步逆轉，火電機組利用小時數大幅下降，增加公司購電成本。

。十五“期間，寧夏電力公司農網規范化管理和農村電網建設取得了新的成就。從1998年起，公司著手建設統一、規范的農電市場。經過艱苦努力，徹底解決了出售、轉供的問題，完全實現了農電直供，為農電規范化打下了堅實的基礎。1998年至2005年實施的一、二期農網改造，投入資金35億元，使全區農戶通電率達到99.41％。建成了一個全新的比較堅強的農村電網，城鄉居民實現了同網同價同服務。2006年率先在西部省區實現農村戶戶通電。通電農戶6985戶，受益人口26958人，完成投資3587萬元。農村‘戶戶通電’是國家電網公司主動承擔社會責任的具體體現，是一項實實在在的“民心工程”，取得了良好的社會效益。

在農村電網建設與改造方面，總投資3億元的中西部農網完善工程截止2006年底累計完成總投資的92％。2005年啟動的農電。四項“規范化建設”累計完成投資2500萬元。通過大規模的內質外形建設，顯著提高了農網設備健康水平，改善了農電服務水平，提高了農電人員的綜合素質。

為順應城市化進程的大趨勢，寧夏電力公司下大力氣建設和改造城市電網，提高供電能力。2006年底，銀川市城網電纜入地率達70％以上，處于全國先進行列。

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關鍵詞：軟科學 電力軟科學 呼喚 決策 挑戰 有力支撐

1.軟科學與電力軟科學

“軟科學”這一術語是借現代計算機科學中軟件的概念，據考證，“軟科學”一詞最早源于1964年英國出版的《科學的科學》一書中。1971年，日本出版了《科學技術白皮書》，并將軟科學概念定義為：軟科學是一門新興的綜合性科學技術，它以闡明現代社會復雜的政策課題為目的，應用信息科學、行為科學、系統工程、社會工程、經營工程等正在急速發展的、與決策科學化有關的各個領域的理論或方法，依靠自然科學的方法，對包括人和社會現象在內的廣泛對象進行跨學科的研究工作。

“軟科學”一詞在我國最早出現是在改革開放的八十年代初期。1986年，萬里同志在首屆全國軟科學研究工作座談會發表題為《決策民主化、科學化是政治體制改革的一個重要課題》的重要講話，提出要大力推行科學民主決策，他指出：“軟科學研究的根本目的，是為各級各類決策提供科學依據，是為領導決策服務的。從這個意義上說，軟科學研究就是決策研究，就是在把科學引入決策的過程中，利用現代科學技術手段，采用民主和科學的方法，把決策變成集思廣益的、有科學依據的、有制度保證的過程，從而實現決策的民主化、科學化和制度化，以加快我國的現代化建設?！?/p>

軟科學研究的范圍主要包括發展戰略、規劃、政策、管理、體制改革、科技法制、軟科學基本理論和方法等方面的研究以及技術經濟分析、重大項目可行性論證等內容。

在我國，“能源軟科學”一詞的最早出現是在上世紀八十年代初期，走在能源軟科學研究前沿的是由周德群教授帶領的南京航空航天大學能源軟科學研究團隊。電力軟科學是能源軟科學的一個重要組成部分，但“電力軟科學”一詞的出現還是近年的事，而且電力軟科學的研究嚴重滯后電力工業的快速發展。我國電力軟科學的研究機構主要是2009年剛剛成立的國網能源研究院，其它與電力軟科學研究有關的研究機構很少，且主要零散分布在少數電力類高等院校和科研單位，但研究不系統針對性不強，或鮮有研究，研究人才也較少，這與我國電力工業的快速發展極不相稱，許多電力問題的出現與頻頻告急，與我國電力軟科學方面的研究嚴重滯后和支撐不夠關系極大。

電力的生產、輸送、分配、使用是一個龐大的復雜系統，任意一個環節配合不好， 都不能保證電力系統的安全、經濟運行。

電力的組織、計劃、控制、指揮、協調涉及到管理科學、統計學、預測學、決策科學、技術經濟學、電力科學等學科，因此，有學者把研究與電力相關的生產、組織、計劃、控制、指揮、協調、交流等各方面問題，為與電力相關的各種類型、各個層次的決策提供科學依據的科學稱為電力軟科學。

電力是一個國家工業化和現代化的基礎。電力工業的發展與國民經濟、人民的生活有著密切的關系。特別是在當前電力工業的快速發展過程中，電力的生產、規劃、運營等各個層次的決策都需要提供科學的依據，尤其是電力工業發展過程中，面臨著各種矛盾與挑戰也亟需電力軟科學對其進行研究，充分發揮咨詢、智囊作用。

2. 快速發展的電力工業呼喚著電力軟科學的支撐

近年來，在我國GDP平均以10%左右速度快速增長和人民生活質量持續改善的背景下，能源問題在歷史上沒有任何一個時期比現在更引起人們的高度重視。在新一輪能源革命中，電力居于中心位置，電力的發展面臨著前所未有的機遇與挑戰。

2.1 我國電源結構不合理 煤電比例過高矛盾

資料顯示，截止2010年底全國裝機容量達到9.62億千瓦，5年來年均增長13.22%。發電裝機容量自1996年起穩居世界第二。

伴隨著電源的快速增長，電力結構不合理的問題仍然突出。在電力生產結構中，煤電比例過高的矛盾突出，煤電占75%的現狀沒有得到根本改變。水電裝機只占全部電力裝機容量的20%。核電目前占全部電力裝機容量的比重不到2%，遠低于世界17%的平均水平。風電等新能源不到總裝機的1％。這都表明，我國電源結構不合理，在電力快速發展的過程中，根據我國的能源分布狀況，調整電源結構是電力軟科學研究的重要課題。

2.2 清潔能源發電的快速增長 電能上網和傳輸矛盾

近幾年，清潔能源在我國發展迅速，核電在建規模世界第一；風電并網裝機規模已居全球第二，風電累計并網裝機達3107萬千瓦；我國水電發展迅速，水電裝機容量突破2億千瓦，裝機總量已經位居世界前列，但水電開發率僅僅約為水能資源的34％，遠低于發達國家60%水平，表明水電開發潛力巨大。資料顯示，僅2011年我國非化石能源裝機將增加3550萬千瓦。

根據中電聯《電力工業“十二五”規劃研究報告》顯示，預計到2015年，全國發電裝機容量將達到14.37億千瓦左右，年均增長8.5%。其中，水電為2.84億千瓦，核電4300萬千瓦，天然氣發電3000萬千瓦，風電1億千瓦，太陽能發電200萬千瓦，生物質能發電及其他300萬千瓦。

清潔能源在電源結構中的比重日益加大，也對電網提出了越來越高的要求。傳統電網對于大規模接納這些個性迥異的新成員，確實有些困難。

首先，清潔能源的接入，帶來了電網調頻、調峰與經濟運行問題。清潔能源發電大多具有間歇性、波動性特點。這些特征打破了原有電網電能供給和負荷需求之間的平衡，給電網調頻、調峰及安全穩定運行帶來了影響。其大規模接入電網，也容易對電網安全穩定運行帶來沖擊。

此外，我國風能、太陽能資源集中在西北、華北、東北以及沿海地區，水電集中在西南地區，大多遠離負荷中心，必須依托遠距離輸電將清潔能源電力送到中部、東部和南部的負荷中心。

清潔能源發電的快速增長，大量的清潔能源的上網和傳輸，在現有電網資源的情況下，管理者需要對電網大范圍優化配置資源做出抉擇，這些抉擇呼喚電力軟科學的有力支撐。

2.3 電網規模的擴大 安全可靠性面臨挑戰

經過“十一五”的快速發展，國家電網規?？傮w翻番。相關資料顯示，中國現在電網規模已經超過了美國，居于世界第一。

但是，電網規模的日益擴大，系統的復雜程度空前提高。一方面，電網規模的擴大有利于提高資源優化配置能力，有利于大規模可再生能源的接入和傳輸。但另一方面，電網運行與控制的復雜程度越來越高，發生連鎖性事故和大面積停電的風險也日益擴大，對實現電能的安全傳輸和可靠供應提出重大挑戰，電網的堅強可靠成為普遍關注的焦點。

2.4 電網的開放 優質服務面臨挑戰

電力工業是典型的資本密集型和技術密集型產業，特別是在輸電和配電等生產環節具有自然壟斷屬性。這些技術經濟特征決定了電力工業自身發展規律，一體化的壟斷經營模式成為電力工業的自然選擇，并在相當長的歷史時期內有效地推動了電力工業的快速發展。

對于電網企業要改變傳統服務觀念，以客戶為中心完善服務機制，從客戶的利益出發，創新服務方式方法，增加客戶滿意度和信賴度。電網企業還要為發電企業做好服務，為分布式發電和電動汽車的快速發展和廣泛使用，為可再生能源發電并網，減少化石能源消耗以及實現能源階梯利用服務。同時，電力用戶的身份定位也悄然轉變，部分用戶已經從單純的電力消費者，轉變為既是電力消費者，同時又是電力生產者。

電網的開放透明為電網自身的運營發展提供了巨大機遇，用戶的積極、廣泛參與對于電網優化資產效能，提高安全生產水平，降低運營成本具有重要意義，但同時也對電網友好兼容各類電源和用戶接入，提供高效優質服務提出了更高的要求。

2.5 發電量的快速增長 消費仍然不足矛盾

改革開放30年來，我國用電總量快速增長，2007年人均用電量2465千瓦時，是1978年的9.5倍。從人均用電量增長來看，不到30年的時間里，我國人均用電量實現了3次翻翻，而且成加速發展的態勢。

但是，我國能源資源人均擁有量和消費量遠低于世界平均水平，2005年中國人均一次能源消費量1.19噸油當量，僅為世界平均水平1.63噸油當量的66%。與發達國家相比，人均用電更少，以2007年為例，我國人均用電水平僅僅相當于美國的1953年，韓國的1991年左右的用電水平。人均用電消費不足表明我國電力工業的發展空間巨大，電力的快速增長態勢不會改變。

能源的消費不足，不僅影響我國工業化和現代化進程，而且還影響我國全面建設小康社會的進程。電力的飛速發展和電力嚴重不足的矛盾是電力軟科學研究的現實課題。

2.6 能源消費帶來的環境的挑戰

能源的供應主要依賴化石能源，化石能源特別是煤炭在整個能源構成中占據主導地位，2006年，我國煤炭消費占能源消費比重達69.4%，而且，這種能源構成估計在今后幾十年內不會有大的改變。一方面，化石能源是不可再生能源，終將會由于不斷地消耗而逐漸枯竭；另一方面，化石能源的大量開發利用，造成了環境污染，引發了全球氣候變暖等災難性問題。

2009年，總書記在聯合國氣候變化峰會上提出，中國要大力發展可再生能源和核能，爭取2020年非化石能源占一次能源消費比重達15%左右。我國政府也承諾：到2020年單位國民生產總值二氧化碳排放比2005年下降40～45%。

因此，能源需求量不斷增大，電力的快速發展，面臨著環境的挑戰，亟待電力軟科學的發展和對此進行卓有成效的研究，為各級各類管理決策部門制定能源發展規劃，尤其是電力發展規劃提供科學依據。

2.7 需求側管理上的挑戰

發達國家的經驗告訴人們，電力需求側管理是緩解電力供需矛盾的必要手段，更是提高能源利用效率、實現節能降耗目標、促進經濟社會可持續發展的戰略性選擇。加強電力需求側管理，需要從完善法律法規，實現電力需求側管理工作法制化、規范化；建立健全相關的財政、稅收、投資融資政策，鼓勵開發、推廣和使用節能新技術、新產品；完善市場機制，促進全社會節能。但目前，這幾個方面都沒有跟得上，與電力裝機容量快速增長趨勢極不相稱，以致終端用電效率明顯低下，被迫以加快裝機來化解電力需求快速增長帶來的供需矛盾。如何解決需求側的矛盾也呼喚著電力軟科學的快速發展。

3.結語

能源問題紛繁復雜，涉及多學科、多領域的知識。能源問題不僅是重大的經濟和社會問題，而且也涉及重大的外交、環境和安全問題。電力在能源中又具有突出的重要地位。

解決復雜的能源問題，尤其解決快速發展的電力的問題不僅需要技術創新和高效的管理，而且更多的需要法律以及相關政策的支持，而相關的決策的制定，在依賴于電力軟科學相關知識支持的同時，亟待電力軟科學的快速發展，也迫切需要電力軟科學的研究成果為各類管理決策部門提供有力支撐。

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關鍵詞：電力工業　可持續發展　新能源

一、我國電力工業發展形勢

改革開放30年，我國電力事業的快速發展為GDP年均增長9.8％提供了有力支撐。2008年，我國電力裝機容量達到7.93億千瓦，全社會用電量34268億千瓦時，均僅次于美國居世界第2位。2006、2007、2008年連續3年以每年一億千瓦的電力建設速度展，在我國歷史上是空前的，在世界上也是罕見的。如此之大的電力建設規模，基本上滿足了對電力的需求，為未來我國電力工業的進一步發展打下了良好的基礎。

但是，中國電力工業的發展同樣面臨資源和環境兩個瓶頸。目前，中國人均裝機僅0.54千瓦，與工業化國家相比還存在較大差距。隨著經濟發展和社會進步，中國的電力需求還將進一步增加。中國電力工業可持續發展，仍然需要克服很多困難。能源消費過度依賴煤炭，電源結構不盡合理。中國發電量的80％以上來自煤電，大量消耗煤炭造成了較大的環境和運輸壓力。電網建設相對滯后，電網與電源的結構性矛盾在一定范圍內仍然存在，局部地區“窩電”和缺電并存。電力市場化改革任務還未完成，電價機制需要進一步理順，電網調度監管體系尚不健全。此外，受當前國際金融危機影響，中國電力市場供需關系也面臨很多不確定性因素，為電力工業的結構優化增加了困難。

二、電力工業持續發展面臨的困境

(一)一次能源資源面臨枯竭，相關要素資源嚴重短缺

近年來，我國電力裝機急速增加。需求預測一再被突破。根據《2020中國可持續能源情景》(2003年版)預測，2020年電力裝機容量最多為8.20億千瓦：但僅僅6年后，我國2009年電力裝機容量預計將達到8.6億千瓦，已經超出預計的2020年裝機數。

根據中國2050年達到目前中等發達國家水平的經濟發展目標，中科院可持續發展戰略研究組設計了未來中國發展的“基準”、“低碳”和“強化低碳”三種情景，利用模型定量分析了2005-2050年不同情景下的能源需求和二氧化碳排放情況及預測。數據表明，2005-2050年能源需求總量驚人。按照平均數計算，石油在基準、低碳和強化低碳情景下，2005-2050年總耗量分別達到365億噸、235億噸和236億噸，遠遠超出我國目前約21億噸的石油探明可開采儲量。以平均數計算，煤炭在基準情景、低碳情景和強化低碳情景下，2005-2050年總消耗量分別為1259億噸、936億噸和865億噸標準煤，換算成原煤分別為1763億噸、1310億噸和1211億噸(按照1公斤原煤折合0.7143公斤標準煤計算)。也就是說，目前我國探明可開采的約1145億噸煤炭儲量遠不能滿足國內需求。

核電和水電雖然是清潔能源，但也面臨著資源有限性的問題。核燃料鈾的儲量不容樂觀。根據2007年世界鈾資源紅皮書，全球已探明的開采成本低于130美元／公斤的鈾資源總量為546.9萬噸，按2006年全球天然鈾消耗6.65萬噸計算，可用82年。我國現在探明的天然鈾儲量只能供4000萬千瓦裝機運行50-60年，實際產量也嚴重不足，未來大規模發展核電所需的鈾燃料只能主要依賴進口。2008年，世界上共有438座核電站運行，44個在建(新開工項目大多在中國)，計劃新建的核電站超過200座。隨著核電熱在全球再度興起，對鈾資源的爭奪必將日趨激烈。水電方面，根據2006年最新的資源普查，我國大陸水力理論蘊藏量6.94億千瓦，經濟可開發量4.02億千瓦，而且怒江、瀾滄江等大江大河的水能資源是否適合開發尚有爭議。因此，低碳情景和強化低碳情景下2050年水電裝機4.8億千瓦還存在較大的不確定性。

電力行業除了消耗大量的一次能源之外，還需要占用、耗費大量的土地、淡水以及銅、鋁、鋼等材料，這些資源也都正在變得越來越稀缺。例如。2008年我國電力行業消耗的銅占全國總耗量的近43％，消耗的電解鋁占全國總耗量的14％。2008年6月，中國環境與發展國際合作委員會和世界自然基金會(WWF)共同的《中國生態足跡報告》指出，中國消耗的資源已經超過了其自身生態系統所能提供資源的2倍以上，并超過了全球資源承載力的15％。

(二)資源消耗過大，環境嚴重惡化，面臨巨大的溫室氣體減排壓力

我國電源結構不合理，直接導致了一次能源特別是煤炭資源消耗過大，高碳排放和環境狀況惡化。截至2008年底，我國火電裝機占總裝機容量的75.9％(主要是燃煤機組)，發電量比例更是高達81％。煤炭的大量開采嚴重消耗了本已十分緊缺的煤炭資源、土地資源和水資源。大量的煤炭燃燒則加劇了污染物的高排放。在各類一次能源中，單位熱量含碳量從高到低依次是：木材(110)、煤炭(97)、石油(73)、天然氣(56)，我國以煤為主的能源結構，導致了二氧化碳等污染物排放水平居高不下。2006年，電力行業排放的二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物、煙塵分別占到全國總排放量的40％、53％、50％和42％左右。目前，我國二氧化硫排放量居世界首位，溫室氣體(包括二氧化碳、甲烷、氧化亞氮等)排放總量也即將超過美國排世界第1位。有關研究表明，我國環境污染帶來的經濟和生態破壞損失大約相當于當年GDP的7％-20％。

科學觀測表明，地球大氣中二氧化碳的濃度已從工業革命前的280ppm(280毫升／立方米)上升到了2008年的386ppm，遠遠超過了過去65萬年自然因素引起的變化范圍。全球平均氣溫也在近百年內升高了0.74℃，特別是近30年來升溫明顯。研究表明，人類活動對全球氣候變暖的影響超過90％。很多科學家將400--450ppm設為大氣中二氧化碳的濃度上限(也有樂觀者認為是550ppm，有悲觀者認為是350 ppm)，以避免“不可逆轉的災難性后果”。電力行業作為我國溫室氣體的主要排放大戶，必須承擔起相應的減排責任。

(三)電力工業傳統技術路線面臨挑戰

工業革命的偉大成就，是通過不斷的技術進步把人類改造物質世界的能力幾乎發揮到了極致――沿著更大、更快、更高、更強的技術路線――一直走到了核裂變、核聚變。從電力工業來看，其基礎原理和技術一直沿用工業革命以來的架構，沒有出現革命性的突破。發電機、變壓器參數越來越高、體積越來越大、重量越來越重，連風力發電機也已達到數百噸；輸電線路、電纜直徑越來越粗、電壓越來越高、容量越來越大、距離越來越長。當一條又一條、越來越多的截面達上萬平方米(寬、高各為幾十至上百米)、長度逾千公里的巨大高壓電磁

走廊在大地上縱橫捭閻、呼嘯而過的時候，我們不能不憂心忡忡地感到困惑：電力工業沿著這條技術路線還將走多遠?由此帶來的嚴重的資源、環境、運輸以及安全等方面的困境，究竟如何得到根本解決?

三、電力工業可持續發展的思考

堅定不移地發展清潔電力，提高能源效率，減少污染物排放，保護生態環境是世界電力工業可持續發展的大趨勢，也是中國電力工業健康發展的內在要求。

(一)主打可再生和清潔能源牌

中國的能源狀況一直為國內外所普遍關注。新能源主要界定在兩方面。一是關于風電、太陽能、生物質能等新能源：二是對傳統能源進行技術變革所形成的新能源，如對煤炭清潔的高效利用、車用新型燃料以及智能電網等。

下一步中國發展新能源要著力做好五件事：一是把新能源放在戰略地位；二是做好新能源產業發展規劃：三是加強新能源技術研發：四是大力增加對新能源產業的投資；五是創新體制，促進新能源的發展。

國家能源局表示，將促進風電規?；l展。堅持以風電特許權方式建設大型風電場，推動風電設備國產化，逐步建立風電產業體系。制訂千萬千瓦風電基地規劃，按照“融入大電網、建設大基地”的要求，力爭用10多年時間在甘肅、內蒙古、河北、江蘇等地形成幾個上千萬千瓦級的風電基地。啟動太陽能發電示范項目建設，開展城市屋頂太陽能光伏發電應用示范項目建設，促進太陽能硅材料技術研發和產業化。核電中長期發展規劃也正在研究調整過程中。

(二)調整電力工業結構

目前，中國核電裝機僅占電力總裝機的1.3％，發展潛力很大。無論是從人才隊伍，還是從技術水平和裝備制造能力看，都具備了加快發展核電的條件。中國水電資源豐富，可開發的資源量約5.4億千瓦。在科學論證、系統規劃、妥善處理好生態環境保護和移民安置的前提下，2020年水電裝機規?？赏_到3億千瓦。

為應對國際金融危機，促進經濟平穩較快發展，能源局今年將加快電力工業結構調整。今后3年，分別計劃關停1300萬千瓦、1000萬千瓦和800萬千瓦，相應建設大型、高效、清潔燃煤機組5000萬千瓦。大力推進煤炭發展方式轉變，重點建設國家規劃的13個大型煤炭基地，提高大基地煤炭產量比重。

同時，統籌利用境內境外油氣資源，建成投產中亞天然氣管道和西氣東輸二線西段、中哈原油二期工程，推進中緬油氣管道和中俄原油管道建設。此外，加強能源法制建設。配合國務院法制辦進行《能源法(送審稿)》審查，爭取早日提交國務院常務會議審議。完善產業政策體系。加快研究出臺石油天然氣、電力、可再生能源、煤層氣等產業政策。

(三)發展潔凈煤發電技術

為減少溫室氣體排放，應對氣候變化，加強先進清潔發電技術的示范推廣是必要的。中國擬開展一些示范項目的建設，比如采用IGCC、循環流化床和碳捕獲等技術的電站項目，實現火電的高效發展和清潔發展。同時，進一步優化電力布局，鼓勵發展熱電聯產、煤矸石綜合利用電廠、余熱余壓余氣發電、低濃度瓦斯發電等，提高能源利用效率。

(四)加快老機組脫硫改造步伐

控制在役燃煤火電機組的污染排放十分重要。中國政府將進一步采取有效措施，落實相關優惠政策，加快在役的燃煤火電機組的脫硫改造步伐，到2010年實現在役火電機組全部脫硫運行。同時，鼓勵在役的中型燃煤火電機組進行節能改造，提高機組運行效率，減少排放。

篇6

一、2012年全國電力工業運行主要特點

（一）全國電力消費增速比2011年明顯回落，但第四季度電力消費增速已企穩回升

根據我會2012年全國電力工業年快報統計，2012年，全國全社會用電量4.96萬億千瓦時，比2011年增長5.5%，增速回落6.5個百分點，增速明顯回落主要是受經濟增長明顯放緩的影響。第一、二、三季度，全社會用電量同比分別增長6.8%、4.3%和3.6%，與GDP增速逐季回落、但幅度逐季收窄的變化趨勢相吻合。第四季度，全社會用電量增速達到7.3%，與四季度我國宏觀經濟總體趨穩向好的運行態勢相吻合，表明前期“穩增長”的政策措施效果逐步顯現，經濟正逐漸趨穩回升。

（二）第二產業前三季度用電量增速偏低，但第四季度增速明顯回升，成為帶動全社會用電量增速回升的主要動力

2012年，第一產業用電量零增長；第二產業用電量同比增長3.9%，低于同期全社會用電量增速1.6個百分點，是前三季度全社會用電量增速持續回落的主要原因，前三個季度第二產業用電量同比分別增長4.5%、2.9%和1.6%，而第四季度增速回升至6.7%，且第四季度各月同比分別增長5.9%、7.0%和8.5%，對全社會用電量增長的貢獻率均超過70%，成為帶動全社會用電量增速回升的主要動力；第三產業和城鄉居民生活用電量同比分別增長11.5%和10.7%，持續較快增長，對全社會用電量的增長起到較大拉動作用（尤其在前三季度）。

（三）第四季度各月工業及制造業用電量增速持續回升

2012年，工業用電量同比增長3.9%，比2011年回落8.2個百分點，工業用電量占全社會用電量比重為72.7%，比上年降低1.1個百分點；第一、二、三季度工業用電量同比分別增長4.5%、2.9%和1.5%，第四季度回升至6.7%，10、11和12月份增速分別為5.9%、7.0%和8.5%，增速逐月回升，與工業生產形勢趨穩回升的態勢相吻合。分輕、重工業看，2012年輕、重工業用電量同比分別增長4.3%和3.8%，其中重工業各季度增速分別為4.8%、2.5%、0.7%和7.2%，第四季度增速明顯回升。

2012年，制造業用電量同比增長3.2%，低于全社會用電量平均增速2.3個百分點；第一、二、三季度同比分別增長2.1%、2.9%和1.7%，維持低速增長水平，但第四季度用電量增速回升至6.1%。2012年，化工、建材、黑色金屬冶煉及壓延和有色金屬冶煉及壓延四大重點行業合計用電量同比增長2.7%，增速比同期全社會用電量平均增長水平低2.8個百分點，比2011年大幅回落10.8個百分點；四大行業合計用電量各季度增速分別為1.1%、2.0%、0.0%和7.6%，四季度增速已明顯回升，四季度四大行業用電量增長對全社會用電量增長的貢獻率達到33.3%，明顯高于前三季度的7.1%，是帶動全社會用電量增速回升的重要原因。

（四）西部區域各季度用電量增速均偏高于其他區域，第四季度各區域用電量增速均有較為明顯的回升

2012年，西部區域用電量同比增長8.3%，增速持續領先于其他區域，但區域內的重慶、廣西、寧夏、四川增速均低于全國平均增長水平；中部區域用電量同比增長5.3%，略低于全國平均增長水平，其中安徽增速為11.5%，而江西、湖北和河南增速均低于4%；東部區域用電量同比增長4.6%，其中海南增速為12.3%，而上海、浙江、河北和天津增速均低于4%；東北區域用電量同比增長2.2%，增速偏低于其他區域，其中吉林和遼寧分別增長1.1%和2.1%。

分季度看，東部和東北區域用電量增速呈現出前三季度逐季回落、第四季度明顯回升的特征，第四季度增速分別為6.5%和4.9%，分別比第三季度回升4.1和6.2個百分點；西部區域用電量增速前三季度基本平穩，第四季度升至10.3%，比第三季度上升2.7個百分點；中部區域用電量增速從第一季度的9.4%降至第二季度的2.6%，但隨后的第三、四季度增速分別回升至3.2%和6.3%。

（五）電源完成投資比上年有所減少，電網完成投資與上年基本持平

2012年，全國電力工程完成投資7466億元，比上年降低1.9%。其中，電源完成投資3772億元，比上年降低3.9%；電網完成投資3693億元，比上年增長0.2%。電源投資中，火電投資比上年降低10.5%，延續了“十一五”以來逐年遞減的態勢，火電投資所占電源投資比重降至26.9%；風電由于基數增大及部分地區風電消納問題逐漸顯現影響到企業投資積極性，投資比上年大幅減少31.8%，結束了“十一五”以來快速增長的態勢；而水電投資同比增長31.5%，核電完成投資同比增長1.8%。

2012年，全國基建新增發電裝機容量8020萬千瓦，比上年減少1416萬千瓦，主要是火電新增裝機容量減少1176萬千瓦，此外，并網風電新增裝機容量減少243萬千瓦，而水電新增裝機容量比上年增加268萬千瓦。截至2012年底，全國全口徑發電裝機容量為11.4億千瓦，其中，水電2.5億千瓦、火電8.2億千瓦、并網風電6083萬千瓦。

（六）水電發電量增速較高，而火電發電量接近零增長，火電設備利用小時比上年下降較多

2012年，全國全口徑發電量為4.98萬億千瓦時，比2011年增長5.2%，增速回落6.7個百分點。分類型看，由于來水形勢較好，全口徑水電發電量比上年增長29.3%，占總發電量的17.4%，比上年提高3.2個百分點；由于需求回落及水電大發，全口徑火電發電量增長0.3%，占總發電量的比重為78.6%，比上年降低3.9個百分點。

2012年，全國發電設備平均利用小時4572小時，比上年降低158小時。其中，水電設備平均利用小時為3555小時，比上年提高536小時；火電設備平均利用小時為4965小時，比上年降低340小時；風電設備利用小時為1893小時，比上年提高18小時。

（七）電煤供應總體平穩，發電企業經營情況有所改善

2012年，重點電廠電煤庫存總體維持較高水平。截至12月底，全國重點電廠的電煤庫存為8113萬噸，可用19天，仍處于較高水平，但10月份以來電煤庫存總體處于持續減少的態勢。由于煤炭市場消費需求總體回落，2012年以來煤炭價格總體處于下行態勢，尤其是6月至7月上旬沿海下水市場煤價下降較多，近月來市場煤炭價格已基本平穩。

由于2011年電價調整，以及2012年火電企業的燃料成本壓力有所減輕，水電生產形勢相對較好，加上企業貸款利率的下降，企業融資成本有所減少，發電企業經營情況總體有所改善，但是火電企業經營依然困難，五大發電集團全年火電企業虧損面仍超過了40%，五大發電集團的合計負債率仍高達85%。

二、全國電力供需形勢預測

2013年，電力消費需求情況取決于國家宏觀調控政策特別是拉動內需政策的力度和效果，初步預計國家出臺的一系列穩定經濟增長的政策措施效果繼續顯現，全年GDP增速在7.5%―9%，預計全年全社會用電量增速在6.5%―8.5%，比2012年有所回升。2013年，電力裝機供應能力仍保持一定增長水平，全年新增裝機容量預計超過8500萬千瓦，全國電力供應能力總體上能滿足電力消費的需求；電力保障要素方面，當前重點水電廠蓄水情況較好，能有效保障汛期前的水電生產維持往年正常水平，同時，國內煤炭產能總體上能保障煤炭消費需求，且仍保持一定的煤炭進口規模，因此電煤供應總體充足。綜合分析，預計2013年我國電力供需總體平衡，局部地區電力供應能力仍有一定富余，但江蘇、浙江等部分省份在用電高峰時段可能因天然氣供應緊張導致氣電機組不能頂峰發電以及部分火電機組停機進行脫硝等環保技改的影響，電力供需偏緊。

三、建議

（一）繼續優化電源布局和結構，加快核準開工建設一批重點電力項目

一是盡快出臺并落實好促進分布式風電、太陽能發電發展的相關政策措施；二是加快核準和新開工西南水電基地等一批水電項目，加大移民工作的機制研究，加強移民工作的協調力度，確保已核準水電項目的建設進度，確保按期投產；三是在確保安全的前提下積極推進已核準的核電站項目，保持合理的電源在建規模，保障電力供需的中長期平衡；四是加強調峰調頻電源建設，以提高電力系統消納風電能力，同時，加快建設一批燃氣電站并且理順調峰電源的電價形成機制；五是繼續實施西電東送戰略，加快推進特高壓等跨區通道建設，盡快核準啟動一批重點項目，將“三北”地區的風電及富裕電力輸送到東中部地區；六是加大對智能電網以及城鄉電網改造等方面的投資力度，盡快研究出臺電力普遍服務機制。

（二）關注煤電聯動政策的執行力，加快電價體制改革

2012年12月20日，國家出臺了《關于深化電煤市場化改革的指導意見》，自2013年起取消重點電煤合同，并提出了完善煤電價格聯動機制，當電煤價格波動幅度超過5%時，以年度為周期，相應調整上網電價，同時將電力企業消納煤價波動的比例由30%調整為10%，通過這一機制，在煤價過快上漲時能有效緩解電力企業的經營壓力。為了更好地貫徹此次改革意見，國家相關部門應提升政策的執行力，落實相關實施細則，出臺相關煤炭價格指數、電煤中長期合同監管規范等。

同時，盡快完善一次能源價格、上網電價、銷售電價之間的聯動機制，引導電力資源的合理配置和高效利用，把電價改革方案納入到電力體制改革的總體方案當中；研究云南、四川等水電大省的火電價格形成機制，以保障火電企業投資和生產的積極性；此外，加強電價監管，防止部分地區借電力供需形勢緩和之機，出臺降低電價政策，拉動高耗能行業的生產。

（三）落實并完善新能源電價補貼政策，通過各種經濟、財稅、信貸等措施來緩解電力企業經營壓力，提高行業可持續發展能力

篇7

11月份全社會用電量較快增長

1-11月份，全國全社會用電量48310億千瓦時，同比增長7.5%，增速比上年同期提高2.4個百分點。

分產業看，1-11月份，第一產業用電量935億千瓦時，同比增長0.1%，占全社會用電量的比重為1.9%；第二產業用電量35391億千瓦時，同比增長6.8%，占全社會用電量的比重為73.3%，對全社會用電量增長的貢獻率為67.4%；第三產業用電量5731億千瓦時，同比增長10.8%，占全社會用電量的比重為11.8%，對全社會用電量增長的貢獻率為16.2%；城鄉居民生活用電量6254億千瓦時，同比增長9.4%，增速比上年同期低1.2個百分點，占全社會用電量的比重為12.9%，對全社會用電量增長的貢獻率為15.6%。

分地區看，1-11月份，全社會用電量增速高于全國平均水平（7.5%）的省份有13個，其中增速高于10%的省份為：新疆（32.4%）、重慶（12.6%）、青海（12.5%）、安徽（12.5%）和云南（10.6%）；全社會用電量增速最低的三個省份分別為黑龍江（2.2%）、吉林（2.5%）和山西（3.8%）。

11月份，全國全社會用電量4485億千瓦時，同比增長8.5%，增速比上月下降1.1個百分點。分產業看，第一產業用電量78億千瓦時，同比增長7.0%；第二產業用電量3437億千瓦時，同比增長8.6%，對全社會用電量增長的貢獻率為78.0%；第三產業用電量483億千瓦時，同比增長8.8%，對全社會用電量增長的貢獻率為11.1%；城鄉居民生活用電量487億千瓦時，同比增長7.2%，增速分別比上年同期和上月下降1.0個和7.4個百分點，對全社會用電量增長的貢獻率為9.2%。

分地區看，11月份，全社會用電量增速高于全國平均水平（8.4%）的省份有13個，其中增速高于20%的省份為新疆（36.9%）；全社會用電量增速最低的省份為吉林（-0.2%）。

11月份日均制造業用電量比上月增加較多

1-11月份，全國工業用電量34786億千瓦時，同比增長6.8%，增速比上年同期提高3.4個百分點，占全社會用電量的比重為72.0%，對全社會用電量增長的貢獻率為65.7%。其中，輕工業用電量為5808億千瓦時，同比增長6.2%，增速比上年同期提高1.4個百分點；重工業用電量為28978億千瓦時，同比增長6.9%，增速比上年同期提高3.7個百分點。

11月份，全國工業用電量3377億千瓦時，同比增長8.5%，對全社會用電量增長的貢獻率為76.1%。其中，輕工業用電量為545億千瓦時，同比增長6.5%，增速比上年同期下降1.7個百分點；重工業用電量為2832億千瓦時，同比增長9.0%，增速比上年同期提高2.3個百分點。

1-11月份，全國制造業用電量25773億千瓦時，同比增長6.5%，增速比上年同期提高3.5個百分點。11月份，全國制造業用電量2476億千瓦時，同比增長8.4%，增速比上月下降0.7個百分點；全國制造業日均用電量82.5億千瓦時/天，比上月增加6.4億千瓦時/天。

11月份四大高載能行業合計用電量比上月略有增加

1-11月份，化學原料制品、非金屬礦物制品、黑色金屬冶煉、有色金屬冶煉四大高載能行業用電量合計15094億千瓦時，同比增長 5.8%；合計用電量占全社會用電量的比重為31.2%，對全社會用電量增長的貢獻率為24.1%。其中，化工行業用電量3632億千瓦時，同比增長5.2%，用電增速比上年同期回落2.7個百分點；建材行業用電量2857億千瓦時，同比增長6.0%，用電增速比上年同期提高5.8個百分點；黑色金屬冶煉行業用電量4986億千瓦時，同比增長7.1%；用電增速比上年同期提高11.5個百分點；有色金屬冶煉行業3619億千瓦時，同比增長4.5%，用電增速比上年同期回落3.1個百分點。

11月份，四大高載能行業用電量合計1463億千瓦時，同比增長7.9%，增速比10月回落0.7個百分點，環比增長2.2%；合計用電量占全社會用電量的比重為32.6%。其中，化工行業用電量349億千瓦時，同比增長6.1%，增速比上月提高0.3個百分點，環比增長0.8%；建材行業用電量295億千瓦時，同比增長9.4%，增速比上月提高3.5個百分點，環比增長4.2%；黑色金屬冶煉行業用電量479億千瓦時，同比增長11.8%，增速比上月下降3.9個百分點，環比增長1.9%；有色金屬冶煉行業340億千瓦時，同比增長3.3%，增速比上月提高2.2個百分點，環比增長2.7%。

11月份水電發電量增速有由負轉正

截至11月底，全國6000千瓦及以上電廠裝機容量11.80億千瓦，同比增長10.0%。其中，水電2.38億千瓦，火電8.48億千瓦，核電1461萬千瓦，并網風電7160萬千瓦。

1-11月份，全國規模以上電廠發電量47413億千瓦時，同比增長7.0%，增速比上年同期提高2.6個百分點。其中11月份發電量4392億千瓦時，同比增長6.8%，增速比上月降低1.6個百分點。

1-11月份，全國規模以上電廠水電發電量7127億千瓦時，同比增長3.4%，增速比上年同期降低23.3個百分點。其中，11月份水電發電量589億千瓦時，同比增長7.2%，增速比上年同期放緩12.2個百分點，但增速有由負轉正；分省來看，在水電裝機較多（超過1000萬千瓦）的7個省份中，僅有云南（64.3%）、四川（21.8%）和青海（0.8%）實現正增長，降幅較大的是湖南（-32.5%）、湖北（-21.8%）和貴州（-17.1%）；水電發電量最多的三個省分別為云南（160億千瓦時）、四川（141億千瓦時）和湖北（67億千瓦時），其合計水電發電量占全國水電發電量的62.6%。

1-11月份，全國規模以上電廠火電發電量38126億千瓦時，同比增長6.8%。其中，11月份火電發電量3585億千瓦時，同比增長5.8%，環比增長5.5%。分省來看，火電發電量增速超過20%的省份有新疆（45.1%）、（39.2%）、重慶（22.2%）、湖南（21.5%）、廣西（20.3%）；四川（-11.3%）、上海（-7.8%）、海南（-6.9%）、浙江（-6.8%）、山西（-6.7%）和黑龍江（-6%）的火電發電量同比增速低于-5%。

1-11月份，全國核電發電量1003億千瓦時，同比增長12.3%。6000千瓦及以上風電廠發電量1252億千瓦時，同比增長39.2%；其中，內蒙古風電發電量300億千瓦時，占全區發電量比重達到10.7%。

風電設備利用小時比上年同期大幅提高

1-11月份，全國發電設備累計平均利用小時4132小時，比上年同期降低46小時，降幅比1-10月份有所縮小。

分類型看，1-11月份，全國水電設備平均利用小時3095小時，比上年同期降低258小時；水電裝機容量最大的7個省份同比均呈下降態勢，其中四川、云南、湖南、青海、廣西、湖北、貴州分別降低25小時、78小時、208小時、290小時、413小時、667小時和880小時。全國火電設備平均利用小時4540小時，比上年同期提高28小時；在火電裝機容量超過3000萬千瓦的10個火電大省中，浙江、山西、河南、山東、安徽、內蒙古火電設備利用小時分別提高101、84、71、60、55、3小時，廣東和遼寧分別下降424小時和173小時。全國核電設備平均利用小時7195小時，比上年同期降低5小時。全國風電設備平均利用小時1889小時，比上年同期提高157小時；分省來看，風電設備利用小時較高（超過2200小時）的省份有青海（2792小時）、新疆（2405小時）、福建（2399小時）、廣東（2283小時）、天津（2264小時）、上海（2236小時）；在風電裝機超過200萬千瓦的省份中，除河北外，其他省份風電設備利用小時均有所上升。

全國跨省區送電量平穩較快增長

1-11月份，全國跨區送電完成2187億千瓦時，同比增長17.5%。其中，華北送華中（特高壓）89億千瓦時，同比增長1.0%；華北送華東151億千瓦時，同比下降3.3%；東北送華北159億千瓦時，同比增長68.9%；華中送華東804億千瓦時，同比增長57.3%，華中送南方214億千瓦時，同比下降13.5%；西北送華北和華中合計407億千瓦時，同比下降2.6%；三峽電廠送出電量778億千瓦時，同比下降16.2%。

1-11月份，全國各省送出電量合計7163億千瓦時，同比增長8.7%。其中，內蒙古送出電量1319億千瓦時，同比增長9.0%；山西送出電量731億千瓦時，同比增長1.8%；湖北送出電量712億千瓦時，同比下降18.1%；安徽送出電量408億千瓦時，同比增長0.4%；四川送出電量714億千瓦時，同比增長94.3%；貴州送出電量514億千瓦時，同比下降2.4%；云南送出電量598億千瓦時，同比增長45.5%；寧夏送出電量322億千瓦時，同比增長1.3%。

11月份，全國跨區送電完成197億千瓦時，同比增長50.0%；三峽送出電量48億千瓦時，同比下降13.6%。各省送出電量合計694億千瓦時，同比增長28.9%。

西南水電投產帶動水電新增裝機規模創新高

1-11月份，全國基建新增發電生產能力6931萬千瓦，比上年同期多投產1201萬千瓦。其中，水電2471萬千瓦、核電221萬千瓦、風電881萬千瓦、太陽能發電403萬千瓦，分別比上年同期多投產1159萬千瓦、221萬千瓦、59萬千瓦和364萬千瓦；火電新增2956萬千瓦，比去年同期少投產602萬千瓦。11月份，新投產重點電源項目有：三峽溪洛渡水電站1臺77萬千瓦機組、國投錦屏一級水電站1臺60萬千瓦機組、華能龍開口水電站1臺36萬千瓦機組、大唐龍灘水電站1臺30萬千瓦機組、國網新源仙游抽水蓄能電站1臺30萬千瓦機組，以及華電貴州塘寨電廠、榆橫電廠各1臺60萬千瓦機組。

篇8

改革開放以來，內蒙古電力工業得到了長足發展，特別是“十五”時期，發展更是突飛猛進。

全區發電裝機總容量由2000年的901萬千瓦，增加到2006年的3019萬千瓦；發電量由2000年的439億千瓦時，增加到2006年的1413億千瓦時；全社會用電量由2000年的254.7億千瓦時，增加到2006年的878.12億千瓦時。全區百萬千瓦裝機以上電廠達到9座，分別是：大唐托克托發電廠（8×60萬千瓦）；達拉特發電廠（6×33+1×60萬千瓦）；元寶山發電廠（1×30+2×60萬千瓦）；海渤灣發電廠（2×10萬千瓦+2×20萬千瓦+2×33萬千瓦）；豐鎮發電廠（6×20萬千瓦）；華能伊敏發電廠（2×50萬千瓦）；岱海發電廠（2×60萬千瓦）；上都發電廠（2×60萬千瓦）。

電網主網架由220千伏向500千伏過渡；電力系統安全穩定運行水平、供電可靠率和電力技術檔次都有了關鍵性的提高；自治區電網形成了向西延伸至阿拉善盟額濟納旗、向東經由興安盟扎賚特旗、扎蘭屯市、海拉爾市，連接到滿洲里市，實現了自治區東西聯網。內蒙古已經建成的向區外送電通道主要有七條：豐鎮至萬全至順義500千伏線路、托克托至安定500千伏線路、岱海至萬全500千伏線路、元寶山至遼寧500千伏線路、通遼至吉林220千伏線路、伊敏至黑龍江500千伏線路、錫盟上都至河北500千伏線路。

自治區電力工業已經開始步入布局較為合理、產業銜接比較有序、速度明顯加快的新的歷史發展時期。這些成就的取得，得益于自治區黨委、政府將電力工業作為第一優勢產業來抓的正確決策；得益于自治區實施的產權重組戰略、市場開放戰略和產業延伸戰略；得益于自治區電力系統廣大干部職工勇于改革、加快發展的機遇意識和真抓實干、力求實效的工作干勁。

二、內蒙古電力工業發展形勢分析

“十一五”時期是全面建設小康社會的關鍵時期，在進入“十一五”規劃這一新的歷史階段，充分發揮自治區電力工業的優勢，保持“十五”時期電力工業發展的良好態勢，進一步做強做大內蒙古電力工業，對于落實科學發展觀、構建和諧社會、實現自治區國民經濟和社會各項事業持續健康發展，建設資源節約型和環境友好型社會，都具有重要的現實意義。

與其它省區，特別是毗鄰省區相比，內蒙古電力工業的發展優勢主要有以下三個方面。

一是區位優勢

位于祖國北疆，橫跨東北、華北、西北三個大的區域，與京津冀經濟區、環渤海經濟區和東北經濟區毗鄰，輸電距離較近，輸電成本較之運煤成本有較大優勢。例如：元寶山發電廠、通遼發電廠、伊敏發電廠、達拉特發電廠、豐鎮發電廠、托克托發電廠、岱海發電廠和上都發電廠，這些發電廠的建設和不斷擴建，主要得益于其區位優勢，其所發電量的60%以上、有的甚至是全部向區外送電。加之京津冀、遼寧、吉林等省份煤炭資源原來并不是特別豐富，而建國后隨著開采強度的逐年加大，其后續資源已經日漸枯竭。但是這些地區在改革開放政策的推動下，其經濟發展中心的地位越來越明顯，經濟總量和用電量均呈逐年增大態勢，其中很大一部分新增用電量將主要靠外部供給。這就進一步鞏固了自治區境內火力發電廠的區位優勢。隨著國家特高壓輸電技術（750千伏至1000千伏交流或直流輸電技術）的不斷成熟，輸電成本將會進一步降低，自治區發電企業的區位優勢將更加顯現。

二是資源優勢

內蒙古煤炭資源豐富，預測儲量達1.23萬億噸，占全國的22%，僅次于新疆，位居全國第二位。保有儲量達2300億噸，占全國的22%，僅次于山西，位居全國第二位。

2006年，內蒙古生產原煤2.98億噸。原煤產量僅次于山西省，位居全國第二位。內蒙古原煤產量6年增長了2.5倍。

自治區煤炭工業的發展，為電力工業的發展提供了充足的燃料，奠定了堅實的基礎。

內蒙古風能資源豐富，風能總蘊藏量達10.1億千瓦，可開發利用量1.01億千瓦，位居全國之首。截至2006年底，內蒙古風力發電場總裝機容量50.89萬千瓦，總裝機容量列全國第一位。

內蒙古土地資源廣闊，土地總面積118.3萬平方公里，耕地面積僅占4.4%，建設火力發電廠地價相對低廉，建廠條件比較好。

三是行業優勢

內蒙古電力行業從無到有、由小到大，經歷了一個漫長的發展史。近些年的高速發展，不僅積累了豐富的發展建設經驗，推動了自治區經濟發展和社會進步，而且培養了大批的管理人才和專業人才，為“十一五”時期乃至今后相當長一個時期的電力工業大發展奠定了堅實的基礎。

內蒙古向區外送電已經有20多年的歷史，內蒙古電力工業的壯大不僅有力地支持了東北、華北地區毗鄰省份的經濟發展和社會全面進步，同時也與毗鄰省份建立起了長期友好的協作關系，為內蒙古電力工業的繼續發展構建了穩固的區外用電市場。自治區黨委、政府制定的支持鼓勵配套政策，各級政府服務意識的增強，投資環境的不斷改善，將繼續有力地促進自治區電力工業的快速發展。

同時還必須看到，加快內蒙古電力工業發展仍然存在一些制約因素。

一是外送電和區內的用電電價仍然偏低。煤炭價格和排污收費的不斷快速上漲與電價的小幅較慢上漲，使得發、供電企業收益減少過多，持續發展后勁不足。

二是水資源日漸缺乏嚴重制約著火力發電的發展。盡管采取了空冷節水新技術，但是火力發電機組的耗水量依然偏大，火力發電的繼續發展將受到水資源缺乏的嚴重制約。

三是區內電力市場及后續產業的開發不足。由于電力行業的這種發、供、用電同時完成的特點，使得用電市場及用電結構對發電和供電企業的生產和效益影響很大。培育用電市場、改善用電結構、開發后續產業，已經顯得愈來愈迫切。

三、對策建議

（一）深化改革，加強協調，促進區域電力市場形成，進一步建立和完善資源價格的市場形成機制

改變目前電價偏低現狀的可靠辦法，是依靠市場。自治區向區外送電的電價普遍偏低，而送電目的地的電價卻較高，大部分收益流向了區外。區域電力市場的形成，將使各方面收益趨于合理。

首先，由于煤炭資源的豐富以及煤炭運輸距離較近等因素，自治區境內電廠具有明顯的競價上網優勢。這樣將使發電廠的機組年利用小時數以及上網電價保持在一個較高的水平，發電廠收益也會得到較好的保障。

其次，區域電力市場的形成，將進一步理順資源性產品的價格，資源的稀缺性將得到充分體現。內蒙古是資源輸出大區，資源價格的逐步提升，將使包括電力企業在內的資源產品生產企業普遍受益。

第三，區域電力市場的形成，將使風力發電上網電價高于火力發電上網電價差額的分攤范圍，由區內擴大到東北區域和華北區域，減輕內蒙古電力公司和工業用電大戶的分攤壓力。

（二）加強水資源管理，優化用水結構，節約用水，充分發揮自治區現有水資源的作用

一是新建、改建火力發電機組均應采用空冷節水新技術，努力降低火力發電機組度電耗水量，使現有水資源得到充分利用。

二是充分利用城市污水處理后的中水，減少對地下水的開采，保障居民和其它更加重要的企業、事業單位的用水。

三是提高地表水的利用效率，多次循環利用，使得火力發電廠在現有水資源不增加的情況下，更多地發出電能。

（三）科學規劃，合理布局，發揮好自治區電力工業的優勢，延伸產業鏈，做強做大內蒙古電力工業

第一，要由目前的以推進新建、改建電力項目為重點向搞好現有發電廠經營管理、提高效益轉變，促進自治區電力工業的持續快速發展。

第二，要由注重增加裝機容量、發電量，向發電與消耗指標并重，突出控制煤耗、水耗、廠用電率等消耗指標，實現資源的有效利用。

篇9

關鍵詞：電力;工程管理;企業發展

0前言

作為國民經濟基礎產業之一，電力工業在社會生產中有著舉足輕重的作用。但在新形勢下，競爭更加激烈的市場給電力企業提出了更多更高的要求。在新的時代背景下，電力行業面臨著諸多的變化和問題。為了提高市場競爭力，電力企業要順應新形勢下的變化，電力工程管理需要不斷的改進，力求創新突破，用科學合理的方法促進電力工程的發展建設。

1電力工業工程的現狀和電力企業未來發展的形式

1.1電力工業工程的現狀

隨著電力工業的高速發展，電力工程不再只是生產、輸送和分配電能的工程。電能早已經作為能源和動力應用于社會的各個領域。電力工程成為一個綜合的系統。除了火力發電作為主要的發電形式之外，核電和水力發電也在迅速發展，新能源和再生能源也正在興起。這使得電力工業和社會生產實踐休戚相關，主導著我們的生活。而同樣，新時期的電力企業也面對著許多新的問題。

1.2電力企業未來發展的形式

在市場經濟的改革大潮中，企業必須加強自身管理，提高競爭力，以保持自己得優勢地位。因為電力工業是基礎工業，其作用非常重要。電力企業應該做好面對風險的準備，為了提升企業的管理水平和加強創新的管理模式。尋找新的發展辦法，進行自身建設，保持較強的風險抵御能力，做好這些，需要尋求更好的電力工程管理模式[1]。

2加強電力工程管理的相關對策

2.1加強質量管理

質量在整個電力工程中時最重要的，在電力工程管理中要把質量放在最重要的位置上。要高度重視電力工程的質量問題，即使一個很小的質量問題，也會對整個工程造成很嚴重的后果。質量問題會影響到整個電力工程的發展，降低電力工程的安全性，導致危險的事故，威脅到人民群眾的生命財產安全。電力企業在進行工程建設施工時，在整個工程過程中，都要加強管理，不疏忽每一個環節，每一道工序都要把好關，要保證安全，不留任何隱患。但由于電力工程的特殊性，難免會有質量問題存在于施工過程中，結合具體情況，采取措施預防，避免其發生。規范、合理的保證電力工程管理。

2.2提高質量意識

在電力工程建設施工過程中很多問題是由于人的疏忽造成的。針對這一問題提高質量管理意識勢在必行，施工人員應該端正態度，提高質量意識，質量是企業賴以生存的條件，施工人員更要了解質量問題的嚴重性。同時要提高技術人員的素質，在工程施工過程中，專業技術人員需要認真的調研現場，利用自身的專業技術，發現問題、避免問題，并要引起人們對質量問題的重視。提高技術人員的素質的同時，也提高了整個電力工程的安全系數。因此，電力企業需要大力的培養人才，來完善專業技術人才隊伍。同樣也提高了企業自身的競爭力[2]。

2.3成本管理

電力市場競爭激烈，降低不必要的成本消耗，也會增加企業的經濟效益。施工材料的購買和管理也是至關重要的，尤其是在工程項目開始階段，會對整個施工工期和質量造成影響，也會對成本產生影響。這就需要加大監督和管理材料采購的力度，相關的負責人員要嚴格檢驗。這需要企業提高自身管理水平。電力企業打算在工程建設中獲利，一定要在保證安全和質量的前提下，嚴格控制成本。在質量達到最初的要求和標準時，盡量降低成本，但不能因為利益，而忽視質量和安全。

3電力工程管理模式的創新和企業的發展方向

3.1創新管理體制

由于我國電力系統發展迅速，電力工程數量增加，電力企業之間的競爭加劇。電力企業不僅要做好質量管理，還需要采取一些管理措施，來提高競爭力。社會在發展進步，電力企業的工程管理體制也要進步，在電力企業中，如果體制不夠完善，就會有諸多問題問題出現。要依據企業自身的特殊形式和發展目標，具體規劃，把現代的管理辦法靈活運用到電力工程管理中來。作為國民經濟基礎產業的電力工程來說，應該對未來要到來的風險提前預防。這是一個企業對社會履行責任的責任[3]。

3.2電力企業的發展方向

傳統的工程管理模式已經不能完全適應時代需求了，尤其是在競爭如此激烈，社會需求多種多樣的情況下。面對如此復雜的環境，電力企業一定要建立一個全新的管理模式，力求突破創新，經過實踐來尋找答案。電力工程在借鑒先進經驗的同時，也要結合自身實際需要，全方位的對電力工程管理進行改進。未來的電力行業將會呈現一個嶄新的面貌。

4結語

隨著經濟的發展和社會的進步，創新正在逐步深入。新形勢下，電力企業面臨著新的挑戰，為了提升自身的競爭力，從企業自身出發，建立適應企業發展的電力工程管理模式，有效的提高電力工程施工質量，需要對相關的工程管理的體系進行完善，使其變得專業化，科學化。做好管理，一定要保證質量安全，提高質量意識，抓好成本控制，因此而提高的經濟效益具有重大的意義。從而使電力企業適應激烈地市場競爭，從而增加企業競爭力，加快發展。

參考文獻：

[1]付慶軍,楊立冬.電力工業工程管理探討[J].中小企業管理與科技(上旬刊),2012(10):65-66.

[2]張向鋒.新形勢下電力工程管理探討[J].中國高新技術企業,2014(18):166-167.

篇10

【關鍵詞】電力企業；職工養老保險；探討

養老保險亦稱國家養老保險，它是由國家統一政策規定強制實施的為保障廣大離退休人員基本生活需要的一種養老保險制度。20世紀90年代之前，我國企業職工實行的是單一的養老保險制度。1991年，《國務院關于企業職工養老保險制度改革的決定》中明確提出：“隨著經濟的發展，逐步建立起基本養老保險與企業補充養老保險和職工個人儲蓄性養老保險相結合的制度?！睆拇?，我國逐步建立起多層次的養老保險體系。在這種多層次養老保險體系中、基本養老保險可稱為第一層次，也是最高層次的養老保險。

一、養老保險的種類

（一）社會統籌與個人賬戶相結合的養老保險制度

社會統籌與個人賬戶相結合（簡稱‘統賬結合”），是我國社會保險基金籌集模式上的一個創新。社會統籌是指社會保險基金在大范圍內由社會保險機構依法統一收繳、統一管理、在屬地范圍內統一調劑使用。它體現的是現收現付、略有節余的原則。個人賬戶則是指由企業和個人共同繳費，記于個人名下，以備將來之需。它體現的是預籌積累、收支相對分離的原則。社會統籌與個人賬戶相結合是一種部分積累的基金籌集方式，這種結合的實質就是把公平與效率結合起來，把社會互濟與自我保障結合起來，把保障基本生活與鼓勵勤奮勞動結合起來。這種結合，不能簡單地理解為社會統籌再加上個人賬戶，二者應當是相互滲透、相互補充的有機整體。社會統籌與個人賬戶相結合的基本養老保險制度是指以“統賬結合”為保險基金籌集模式的一種基本養老保險制度。在這種養老保險制度的實施中，社會統籌部分的基金主要來源于企業繳費.由社會保險經辦機構在大范圍內進行統籌管理、調劑使用。一是用來解決已退休職工的養老金保障；二是為有個人賬戶但出現收支赤字的職工提供補償。個人賬戶的基金由個人全部繳費和企業的部分繳費構成，主要用于將來退休的職工的養老金保障。

（二）強制儲蓄型養老保險

強制儲蓄型養老保險也稱公積金模式，是一種固定繳費的模式，對繳費率存具體規定，待遇由所繳費用以及利息決定。（1）缺乏互助互濟性。實行這種養老保險突出的是多勞多得，少勞少得，不能體現社會保險的互濟性原則，即出現風險靠大家繳費分擔；（2）養老金比較單一。這種制度一般規定了高投保率。雇主投保費很高，已無力再出資籌辦企業補充養老保險，這樣。雇員只能享受單一的基本養老金，再無其他社會養老金來源；（3）該制度對低薪工人的老年生活保障不利。一般繳費年限長、收入高者退休時個人賬戶儲存額多，反之則少。

二、電力企業基本養老保險基金的籌集

1.凡參加電力行業養老保險統籌的單位和職工必須按月繳納基本養老保險費。

（1）單位繳納的基本養老保險費，按國家統計局關于工資總額的統一口徑以本單位職工工資總額為計提基數，根據電力行業實際需要，按財政部核定的計提比例，由企業按月計提；（2）職工個人繳納基本養老保險費，自1995年起按職工本人上—年月平均工資總額的1%繳納，今后要在理順分配關系，加快個人收入工資化、工資貨幣化進程的基礎上逐步提高個人繳納的比例。職工個人繳納的基本養老保險費，由企業在發放工資時按月代為收繳。職工本人的繳費工資高于社會平均工資（目前暫按電力行業職工平均工資300%的，按社會平均工資300%作為個人繳費基數；低于社會平均工資60%的，平均工資的60%作為個人繳費的基數；（3）單位和職工個人繳納的基本養老保險費。實行差額解繳和撥付?；鶎悠髽I月后10日內交網、省局等綜合管理單位。各綜合管理單位于季后20日內繳電力部社會保險局；逐級向下撥付也按這個周期進行。逾期不繳納基本養老保險費的.按每日加收2%的滯納金。

2.國家對養老保險事業的支持，單位繳納的基本養老保險費用在稅前列支。工業企業由企業成本列支；施工企業列入工程預算，由工程成本中列支；事業單位按原渠道解決。個人繳納的養老保險費不計征個人所得稅。

三、改革基本養老保險金計發辦法

職工達到法定退休年齡.凡個人繳費累計滿15年，或本辦法實施前參加工作連續工齡（包括繳費年限）滿10年的人員，均可享受基本養老保險年金待遇，按月領取養老金。

1.為確保職工退休后的基本生活，又能體現本人在職期間的貢獻大小和個人繳費多少?；攫B老保險金分為兩部分.一部分是社會性養老金，按社會平均工資計發、另一部分是個人賬戶養老金，與個人繳費年限和數額掛鉤，按個人賬戶儲存額計發。計算公式為：月基本養老金=上年社會月平均工資×20%十基本養老保險個人賬戶儲存額×系數十120。設置系數是為了推算出其全部工作年限的儲存額。以及合理調整過渡期間不同人員的養老待遇。系數根據工齡和繳費年限確定。

2.職工的退休年齡，按現行規定不變。對國家規定可以提前退休的從事高空、井下、高溫、低溫、有毒、有害工作和特別繁重體力勞動的職工，仍可按國家規定的退休年齡執行，退休時按本辦法計發基本養老金。

3.本辦法實施后，職工獲得勞動模范等稱號時，由獎勵單位給予一次性獎勵或由本單位為其辦理補充養老保險，退休時不另外提高基本養老金計發標準。對本辦法實施前，已獲得國家規定可享受養老保險優惠待遇的勞動模范等稱號的職工，退休時仍保留優惠待遇。

4.本辦法實施前參加工作，連續工齡（包括繳費年限）不滿10年，或者本辦法實施后參加工作，繳費不滿15年到達退休年齡的人員，按其個人養老保險個人賬戶全部儲存額的1.25倍，一次支付給本人，同時終止養老保險關系。

四、健全電力行業的社會保險管理體制

1.成立電力工業部社會保險管理監督委員會。負責審議批準行業讓會保險的規劃、法規、規章和重大政策；審查批準上報財政部的保險基金的預決算；技照國家關于基本養老保險金保值、增值的有關規定，批準行業保險基金保值、增值措施。全面負責統籌基金籌集、支付和保值增值的審計和監督。

2.電力工業部人事教育司履行電力行業社會保險管理的政府職能。負責編制行業社會保險發展規劃和改革方案，擬定行業社會保險的法規、規章、政策，經批準后組織實施。

3.成立電力工業部社會保險事業管理中心（局），負責保險基金的征集、支付和保值增值的管理；編制預決算以及進行各項統計、調查研究和日常管理等工作。

4.各網、省局等綜合管理單位成立社會保險管理監督機構，負責統籌基金的籌集、支付和保值增值的管理和審計監督。

5.各網局、直屬省局等綜合管理單位，應按照“人、錢、事統—?！钡脑瓌t及工作需要建立相應社會保險管理中心（局），不占網、省局機關企業編制，業務工作歸口勞動人事部門。

6.各網局、省局等綜合管理單位，要建立健全各類離退人員管理服務組織，逐步實行養老金的社會化發放，實現養老金計算機管理。各級保險經辦機構要切實為離退休人員辦實事、辦好事.為企業分憂解難，逐步實現離退休職工管理服務社會化。

參考文獻