中国电力与能源

关键词： 能源 效率 电能 电力

中国电力与能源（共9篇）

篇1：中国电力与能源

《中国电力与能源》读后感

从拿到《中国电力与能源》这本书的那一刻起，我花了整整8个夜晚才仔细地读了一遍这部36万多字的巨著。刘振亚总经理作为国网公司的掌舵人，以渊博的知识和广阔的视野介绍我国能源发展思路，书中讲到只有深化能源战略研究，推动能源可持续发展，树立大能源观，坚持以电力为中心，促进电力工业科学发展，推动能源发展方式转变和能源战略转型，才是实现能源可持续发展的战略通途。

进入21世纪以来，伴随着中国经济的快速发展和世界能源形势的深刻变化，中国能源面临着一系列的考验和挑战，能源供应紧张的局面反复出现，资源、环境、技术、体制等成为制约中国能源可持续发展的重要因素。作为国家能源领域的重要骨干企业，国家电网公司也面临着如何发展才能更好地保障电力供应的问题。要要保证国家电网公司的正确发展方向，必须树立战略思维和全球视野，将电网发展放到国家能源发展大局，乃至整个国家现代化建设全局中去考虑和谋划。

市场体系的构建与监管、法律法规政策的规范与支持、科技创新的支撑与引领、现代能源集团的培育与发展都是关系我国能源战略实施的重大问题。解决这些问题首先要解放思想、转变观念，破除陈旧观念的束缚；其次要处理好各种利益关系，始终从中国能源战略全局和国家根本利益出发推动工作。处理这些关系的前提是积极做好思想转变。

我们作为年轻一代的国网人，更应该不断学习，不断钻研，做一个有为的国网人，推动国家电网更远更深的发展。勇于肩负使命，积极开拓创新。

临池供电所

刘少成

篇2：中国电力与能源

成功举行

国际电力网 2009-5-26 11:29:40

5月21日—22日，由中国电力企业联合会、中国可再生能源学会联合主办的“中国能源战略转型与绿色革命”电力论坛在河北保定成功举行。国家科技部、国家能源局、各大电力企业和相关新能源企业代表200多人参加了论坛，本次论坛由《中国电力企业管理》杂志社承办。

论坛集中研讨了在世界性能源战略转型的大背景下，我国能源战略的调整以及加快新能源发展的有关重大问题。国务院参事、中国可再生能源学会理事长石定寰，中电联党组成员、秘书长王永干，国家科技部高新司副司长张志宏，国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山，保定市市委常委、常务副市长李谦在分别致辞，中电联副秘书长兼行业发展与环境资源部主任王志轩主持了21日上午的论坛。

王永干在致辞中指出，我国电力发展正面临着新的深刻转变，能源战略转型已经成为世界经济新格局调整的关键因素。温家宝总理在今年政府工作报告中特别强调要加快清洁能源的发展，并首次将积极发展太阳能发电列入国家主要工作内容，可以看出在国家层面上的重大战略转变。国际上，努力改变以透支能源和资源环境为代价的发展方式已经成为共识。美国奥巴马政府能源新政提出在未来三年把风能、太阳能和生物燃料等可再生能源的生产能力再提高一倍，确立了以建设智能电网为标志的能源产业政策，这一消耗世界25%能源的超级大国率先提出进行一场新能源革命以节约并合理使用能源，将对世界能源战略转型产生巨大的影响。

王永干强调，我国电力发展方式的转变主要是使以煤炭为主的能源结构向多元化并逐步减少化石能源比例的能源结构转变，由粗放型的能源利用方式向能源清洁高效利用转变，关键是观念的转变。要尽快改变电力工业发展中传统的资源利用方式，调整能源利用比例，加快发展核电、水电、风电、太阳能发电以及生物燃料发电等清洁能源的步伐。

国家发改委能源研究所研究员王斯成就国内外光伏发电相关技术、政策和法规发表了演讲。中国国际经济交流中心特约研究员、科学时报社首席经济学家武建东教授就美国奥巴马能源新政作了评析，并就加快我国能源战略转型和电力工业实现产业升级、建设智能互动电网提出了对策性建议。麦肯锡公司就其提出的“中国绿色革命：实现能源与环境可持续发展的技术选择”分析报告中，采用气候变化减排技术成本曲线方法，对电力等五大产业部门200多种节能减排技术所提出的一系列重要研究成果以及我国光伏产业的重大机遇发表了演讲。

在论坛上，保定市高新开发区的专家和光伏产业各大企业代表与专家就太阳能发电及大规模储能和电网接入逆变技术等进展趋势发表演讲，并与电力企业代表进行交流讨论。

篇3：中国电力工业能源效率分析

一、我国电力供需概况

我国的电力工业主要以火电和水电组成, 其余为核电和风力发电等。2006年底发电装机容量达到6.22亿千瓦, 同比增长20.3%。其中, 火电设备容量为48405万千瓦, 占全国发电设备总容量的77.82%, 同比增长24.45%; 水电设备容量为12857万千瓦, 占全国发电设备总容量的20.67%, 同比增长11.8%; 核电设备容量为785万千瓦, 占全国发电设备总容量的1.26%, 同比增长14.76%。2006年12月4日华电邹县电厂7号100万千瓦超超临界机组正式投产发电, 标志着全国发电装机容量突破6亿千瓦。

2006年全年基建新投产装机10117万千瓦, 共投产单机60万千瓦及以上机组70台, 总容量4341万千瓦, 占当年投产总量的42.9%。截止到2005年底, 我国风电设备容量还不到100万千瓦, 但2006年新增风电设备装机容量就突破90万千瓦, 年底风电装机容量达到187万千瓦, 同比增长76.7%, 是中国风电史上之最。

“十五”以来, 我国经济逐步步入高速增长时期, 经济结构“重型化”趋势更加突出, 对电力的需求也就更加高涨, 造成近几年全国发供电量始终保持高速增长的态势。全社会用电量已经从2000年的13466亿千瓦时增长到2006年的28248亿千瓦时, 年均增长13.14%, 高于“十五”期间增长率12.97%, 更远高于“九五”时期的6.4%。

二、我国发电能源消费以煤炭为主

电力行业是资源、能源密集型产业。无论电源和电网, 在建设和生产运营中都需要占用和消费大量资源, 包括土地、水资源、环境容量以及煤炭、石油、燃气等各类能源。中国发电能源消费以煤炭为主, 目前煤炭在火力发电能源构成中占95%以上。2005年全国发电用煤约11.56亿吨, 占全国煤炭消费总量的52.8%, 占全国一次能源消费量的比重基本维持在38%左右, 占全国终端能源消费总量的比重基本维持在18%左右。2006年我国电煤供热机组和燃煤机组用煤占全国煤炭总量的52%, 即煤炭产量的一半用于发电。

中国发电燃油消费量已由1980年的1600万吨下降到1995年的1000万吨左右, 1995年-2002年期间, 除1997年发电燃油量回升到1600万吨以外, 其他年份均维持在1000万吨左右。“十五”后期, 由于电力短缺, 一些小型燃油机组投入运行, 致使2004年发电燃油量回升到近1400万吨。

1980年中国发电燃气消费量仅21亿立方米, 1990年增加到近97亿立方米, 10年间年平均增长16%。2000年-2005年发电燃气量继续以年均23%的速度增长, 2005年消费量为450亿立方米。

三、我国电力工业能源效率国际比较及原因分析

能源技术效率 (又称能源系统效率) 是指能源在开采、加工、转换、储运和利用过程中得到的有效能与实际输出能之间的比例。一般包括能源生产和中间环节效率及终端能源利用效率。

电力工业是完成一次能源向二次能源转换的主要工业部门, 在占用的能源中, 包括能源转换和自身消耗两个方面。在发电过程除燃料能源转换及设备效率之外, 还需要消耗相应的供油、供水、供气、照明、维护检修等辅助生产用能。衡量电力行业能源效率和经济运行水平的主要指标是供电标准煤耗和输电线路损失率。改革开放以来, 我国有关部门投入巨额资金对火电厂燃煤系统、控制系统等进行了大量适应现代化要求的改造, 提高了机组技术水平, 降低了供电煤耗, 火电效率得到明显改善。全国火电机组平均供电煤耗从1980年的448克标准煤/千瓦时下降到2000年的392克标准煤/千瓦时, 又下降到2006年的366克标准煤/千瓦时, 同比降低4克/千瓦时, 相当于年节约950万吨标准煤。火力发电线路损失率由1980年的8.93%下降到2005年的7.18%。2006年电网线路损失率比上年减少0.13个百分点, 降为7.08%。

虽然我国电力行业节能工作成就明显, 但由于中国火电技术装备水平相对落后, 导致平均供电煤耗水平与世界先进水平相比存在较大差距。2005年中国平均供电煤耗370克标准煤/千瓦时, 约比国际先进水平高出50克标准煤～60克标准煤/千瓦时。也就是说, 按世界先进水平, 目前我国一年发电多耗标准煤1.1亿吨。国内不同参数和容量的火力发电机组的平均发电煤耗也相差150克标准煤/千瓦时～220克标准煤/千瓦时。另外, 煤耗下降的速度也很慢, 原计划1990年-2000年10年间平均煤耗下降50克标准煤/千瓦时, 但实际只下降了35克标准煤/千瓦时。输电线损率比国际先进电力公司高2.0～2.5个百分点, 相当于一年多损耗电量350亿千瓦时, 大体相当于我国中部地区一个省一年的用电量。

初步分析造成上述情况的主要原因是:

1.结构不合理。目前燃煤机组发电量占全国总发电量的80%以上, 燃煤发电比例在世界上最高, 使得整体能效偏低。发电量中水电等可再生能源比重较低, 而且近年来总量增加, 比重下降, 2006年为14.7%, 比1983年的24.6%降低9.9个百分点。供热机组的容量比例与世界先进水平相比仍然比较低, 2004年我国60000千瓦及以上火电机组中, 供热机组装机总量为4823.36万千瓦, 占火电机组总容量的14.6%, 比重远低于供热系统先进国家。

2.大机组的比重过小。我国电力发展的增量部分基本达到世界先进水平, 但总体上讲大机组的比重偏小。2005年全国6000千瓦级以上的火电机组6963台, 总容量为42373万千瓦, 平均机组容量为6.09万千瓦, 30万千瓦及以上机组占总容量47%。发电设备技术参数相对落后, 超临界机组只占火电总装机容量的4.1%, 而美国、日本、俄罗斯已占50%以上。全国火电机组中, 亚临界及以上参数机组占36.8%, 高压、超高压参数机组占40.4%, 中、低压参数机组占14.1%。燃气-蒸汽联合循环机组的比例过低, 仅占火电总装机容量的2.3%, 整体煤气化联合循环 (IGCC) 、大型循环流化床 (CFBC) 等洁净煤技术仍在发展过程中, 新能源、可再生能源发电技术及设备水平尚需进一步发展和提高。

3.电网的网架结构比较薄弱。长距离的输电线路不足, 变电站的站点布局不合理, 受端网不完善。配电网供电距离长, 主干线导线截面细, 高损耗变压器在部分地区仍占有相当大的比例。部分电网的无功补偿设备的容量和调节能力不足, 用户端无功补偿欠缺, 功率因数降低, 供电能力和电压质量受到影响, 线路损耗加大。目前, 线损考核受电量是终端用户的抄见电量, 如考虑工业大用户和趸售供电区域的情况, 到用电设备的实际损耗率会更大一些。

4.电力需求侧管理, 还有巨大的潜力。当前侧重于对用电需求进行削峰填谷, 应对电力紧缺局面, 要不断提高电能利用率, 提高终端用电效率的作用尚待进一步研究和发展。

四、政策建议

1.优化电源结构。加大关停小火电力度, 确保“上大压小”任务的完成;大力发展水电, 适度发展风电;积极发展核电, 使其成为能源重要组成, 力争到2020年, 我国核电装机容量达到4000万千瓦, 占总发电量的3.33%。

2.依靠科学技术进步, 走出一条具有中国特色的先进煤炭开发与利用的道路。把发展超临界、超超临界等大容量、高效、低污染煤炭直接燃烧发电技术放在优先位置, 以满足电力快速增长的需求。

3.加快电网改造, 优化电网运行管理, 特别是完善配电网, 进一步降低输变电损耗。

4.强化需求侧管理, 引导用电大户使用节能产品, 提高电能使用效率, 促进产业结构优化升级调整。

5.提高电力在能源总消费中的比例, 提高二次能源利用效率。

6.积极利用西电, 减轻东部环保压力, 促进东西部能源与经济协调发展。

摘要：文章从我国电力工业供需状况入手, 分析了我国电力行业的能源消费状况, 着重比较了我国电力工业能源效率与世界先进水平的差距, 并分析了原因。

关键词：电力工业,能源,节能

参考文献

[1].徐华清等.中国能源环境发展报告.中国环境科学出版社, 2006

[2].中国电力年鉴[M].北京:中国电力出版社, 2006

篇4：中国电力与能源

为东盟商家量身定制

电力设备与新能源展区为东盟各国商家量身定制，符合东盟电力企业采购中国电力设备、引进中国先进电力技术和新能源技术的需求。

该展区展示内容丰富，主要有发电设备、输/配/变电设备、电线电缆、仪器仪表及电气自动化设备等电力设备。同时，为满足东盟商家对新能源技术的需求，本届展会还将继续展示中国在新能源技术方面的最新研究成果，包括太阳能、风能、生物制能、节能减排技术项目展示及应用和LED节能灯具等新能源技术及应用。

传递行业发展合作新资讯

第12届东博会将举办2015年中国—东盟电力合作与发展论坛，就中国与东盟国家电力行业合作、各方在推进工作过程中遇到的问题以及电力行业领域的配套服务等方面进行交流探讨，传递行业合作发展新资讯。

2015年中国—东盟电力合作与发展论坛以“共建能源丝路，谱写钻石10年新华章”为主题。在这个主题的指引下，将邀请各国政府能源部门、电力工业有关商协会、相关专家学者，针对智能用电、可再生能源发电及核能发电等领域的技术发展趋势、东盟各国规划前景、投资需求、产业政策和项目对接等方面开展对话交流。可以预见，各路行业精英汇聚，将为中国与东盟电力领域的合作发展吹来缕缕清风。

电力合作前景美好

东盟国家和中国在电力行业互补性强，发展潜力巨大。一方面，近年来东盟国家经济快速发展，电力需求增长迅速；另一方面，中国电力技术和设备的优势，为东盟国家提供了强有力的支撑。

不仅如此，由于相互毗邻的地理位置，中国开发的电力设备在东盟国家具有更高的适应性。发电设备、输变电设备和电气自动化设备等产品不仅品质优越，相对欧美、日本的同类产品而言，更具有得天独厚的制造成本、人力成本、物流成本以及价格因素等方面的优势，成为东盟国家采购商钟爱的产品。

篇5：中国电力能源分布浅析

一、大型煤电基地分布

（一）山西煤电基地

山西是我国传统煤炭产区，包括晋北、晋中、晋东三个国家规划建设的大型煤炭基地，已探明保有储量2663亿吨。结合煤炭资源储量、生态环境等方面因素考虑，山西煤炭产区生产规模可达9亿吨/年。

山西水资源总量为123.8亿米3/年，多分布在盆地边缘及省境四周。未来山西煤电基地用水主要通过水利工程、城市中水和坑排水利用等方式满足，原则上不取用地下水。在采取节水、充分利用二次水源等措施后，预计2020年发电可用水量可达到7.10亿米3/年。

综合考虑煤炭和水资源，晋东南、晋中、晋北三个煤电基地可开发电源装机容量约1亿千瓦。在满足本地电力需求的前提下，山西煤电基地外送规模2015年约2620万千瓦，2020年约4100万千瓦。

（二）陕北煤电基地

陕北煤炭产区煤炭储量丰富，煤质量优良，已探明保有储量1291亿吨，包括神东、榆神、榆横、府谷四个矿区，煤炭规划生产规模合计可达到4.55亿吨/年。随着煤炭资源勘探的进一步深入，各矿区生产规模还可进一步加大。

陕北地区位于我国西北黄土高原，河川径流较小，供水设施缺乏。综合规划水利工程、城市中水利用、矿井排水利用、黄河干流引水工程等水源供给能力分析，结合各项节能设施，陕北煤炭产区未来水资源供需可以得到平衡。煤炭基地用水近期以区内水源为主，远期通过黄河干流引水工程解决。预计2020年发电可用水量为1.48亿米3/年。

综合考虑煤炭和水资源，陕北煤炭基地可开发电源装机容量约4380万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，陕北煤电基地外送规模2015年约1360万千瓦，2020年约2760万千瓦。

（三）宁东煤电基地

宁东煤炭产区煤炭已探明保有储量309亿吨，储量较为丰富，主要矿区煤质优良，开发技术条件较好。根据现有矿区资源条件，宁东煤炭产区规划生产规模达到1.35亿吨/年。

宁东煤炭产区位于银川市黄河以东，取水较为方便，宁东供水工程可以为用水企业提供可靠的水资源供应。宁东煤炭产区工业项目用水指标主要通过水权转换方式取得。根据宁夏回族自治区黄河水权转换规划，引黄灌区向工业可转换水量指标主要用于宁东基地项目，其中配置到电力的转换水量指标可达1.67亿米3/年，煤电基地建设所需水资源可以得到保证。

综合考虑煤炭和水资源，宁东煤电基地可开发电源装机容量约4880万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，宁东煤电基地外送规模2015年约1400万千瓦，2020年约1840万千瓦。

（四）准格尔煤电基地 准格尔煤炭产区煤层平均厚度达29米，已探明保有储量256亿吨，大部分为褐煤和长焰煤。根据各矿区的生产能力规划，准格尔煤炭产区生产规模可达到1.4亿吨/年。

准格尔地区水资源总量为3.6亿米3/年。煤电基地用水主要通过地下水开采、黄河干流引水、城市中水利用解决。根据对全社会水资源供需平衡分析，准格尔煤炭产区发电可用水量2020年可达到1.78亿米3/年。

综合考虑煤炭和水资源，准格尔煤电基地可开发电源装机容量约6000万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，准格尔煤电基地外送规模2015年约3000万千瓦，2020年约4340万千瓦。

（五）鄂尔多斯煤电基地

鄂尔多斯煤炭产区煤炭已探明保有储量560亿吨，水资源总量25.8亿米3/年，发电可用水量2020年可达到1.81亿米3/年。综合考虑煤炭和水资源，鄂尔多斯煤炭基地可开发电源装机容量约6000万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，鄂尔多斯煤电基地外送规模2015年约240万千瓦，2020年约480万千瓦。

（六）锡盟煤电基地

锡盟（锡林格勒盟）位于内蒙古中部，煤炭资源储量丰富，已探明保有储量484亿吨。煤质以褐煤为主。锡盟煤电普遍具有煤层厚、结构稳定、开采条件好的特点，适合大规模露天开采，开发成本较低。根据资源条件估算，锡盟煤炭产区生产规模可达3.4亿吨/年。

锡盟煤炭产区水资源总量26.1亿米3/年。未来，通过建设水利工 程、加大城市中水和矿区排水利用等措施，锡盟地区可供水量可望有加大增加。根据对全社会水资源供需分析，预计2020年发电可用水量可达到1.52亿米3/年。

结合考虑煤炭和水资源，锡盟煤电基地可开发电源装机容量约5000万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，锡盟煤电基地外送规模2015年约1692万千瓦，2020年约3012万千瓦。

（七）呼盟煤电基地

呼盟（原呼伦贝尔盟）煤炭产区煤炭已探明保有储量338亿吨，以褐煤为主，大部分资源适合露天开采，具备成为大型煤电基地的条件。根据现有资源条件估算，呼伦贝尔煤炭产区生产规模可达到1.56亿吨/年。

呼伦贝尔地区水资源较为丰富，水资源总量127.4亿米3/年。发电可用水量较为充足，2020年预计可达到1.24亿米3/年。

综合考虑煤炭和水资源，呼盟煤电基地可开发电源装机容量约3700万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，呼盟煤电基地外送规模2015年约1100万千瓦，2020年约1900万千瓦。

（八）霍林河煤电基地

霍林河煤炭产区煤炭已探明保有储量118亿吨，以褐煤为主，埋藏浅、煤层厚、结构简单，适应露天开采，煤炭生产规模可达到8000万吨/年以上。

霍林河煤炭产区水资源总量约2.4亿米3/年。通过加强水资源保护开发、兴修水利工程、坚持开源和节流并重、充分利用矿区疏干水 等措施，预计2020年发电可用水量可达到0.42亿米3/年。

综合考虑煤炭和水资源，霍林河煤电基地可开发装机容量约1420万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，霍林河煤电基地外送规模2015年约360万千瓦。

（九）宝清煤电基地

宝清煤炭产区是黑龙江省重要的资源产区，已探明保有储量52亿吨，均为褐煤。根据各矿区煤炭资源条件和建设规划估算，宝清产区煤炭生产规模可达到6500万吨/年。

宝清地区水资源总量34.6亿米3/年，可为宝清煤电基地供水1.5亿米3/年，区域外松花江干流水资源可利用量为0.73亿米3/年，发电可用水量较为充足，水资源供给能力完全能够满足煤电基地建设要求。

综合考虑煤炭和水资源，宝清煤电基地可开发装机容量约1200万千瓦。在满足本地区电力需求的前提下，宝清煤电基地外送规模2015年约800万千瓦。

（十）哈密煤电基地

新疆哈密地区煤炭资源丰富，已探明保有储量373亿吨，煤层浅，开采技术条件好，未来哈密地区煤炭生产规模可达到1.8亿吨/年，并有进一步增产潜力。

哈密地区水资源总量5.7亿米3/年。根据当地水资源利用规划，到2020年前哈密将建设乌拉台等多个水库增加供水。水资源经全社会综合配置平衡后，2020年发电可用水量可达到0.62亿米3/年。综合考虑煤炭和水资源，哈密煤炭基地可开发电源装机容量超过2500万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，哈密煤电基地外送规模2015年约2100万千瓦。

（十一）准东煤电基地

新疆准东地区煤炭已探明保有储量789亿吨，煤层赋存浅、瓦斯含量低，开采技术条件好。根据准东能源基地建设规划，2020年煤炭生产规模可达到1.2亿吨/年。

准东地区水资源总量13.9亿米3/年。通过引额（额尔齐斯河）济乌（乌鲁木齐）工程及“500”水库东延供水工程进行跨流域调水，可以解决准东煤电基地的用水问题。2020年发电可用水量约0.84亿米3/年。

综合考虑准东煤炭产区经济社会的可持续发展及煤炭资源、水资源的合理利用，准东煤电基地可开发装机容量约3500万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，准东煤电基地外送规模2015年约1000万千瓦，2020年约3000万千瓦。

（十二）伊犁煤电基地

新疆伊犁煤炭产区煤炭已探明保有储量129亿吨，煤层埋藏浅，易于开采。根据煤炭产区的资源条件，可以建成年产量上亿吨的煤炭采区。

伊犁煤炭产区水资源总量170亿米3/年，水资源丰富。考虑全社会各行业用水需求后，发电可用水量2020年可达到3亿米3/年。

综合考虑煤炭和水资源，伊犁煤电基地可开发电源装机容量约 8700万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，伊犁煤电基地2015年后开始向外送电，2020年外送规模约1000万千瓦。

（十三）彬长煤电基地

彬长煤炭产区位于陕西省咸阳市西北部，已探明保有储量88亿吨。根据资源禀赋、开发现状及技术条件，彬长煤炭产区煤炭生产规模可达4000万吨/年。

彬长地区水资源总量为15.1亿米3/年。根据陕西省对省内河流流域水资源的开发利用规划，未来将建设多个水资源工程，主要用于解决居民生活和彬长矿区的工业用水。考虑矿区排水的循环利用，彬长地区发电可用水量2020年能够达到0.42亿米3/年。

综合考虑煤炭资源和水资源，彬长煤电基地可开发装机容量约1400万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，彬长煤电基地外送规模2015年约800万千瓦。

（十四）陇东煤电基地

甘肃陇东地区位于鄂尔多斯盆地西南边缘，区域内煤炭资源丰富、煤质优良、分布集中、赋存条件好，已探明煤炭保有储量142亿吨，规划产能超过1亿吨/年。

陇东地区水资源总量为12.5亿米3/年，属相对缺水地区。为解决水资源匮乏问题，甘肃省计划结合陇东能源基地煤炭开发，修建多项水利供水工程，并充分利用城市污水处理厂的中水及煤矿疏干水，科学合理配置水资源，保障火电、化工项目用水需求。预计到2020年，发电可用水量能够达到0.79亿米3/年。综合考虑煤炭资源和水资源，陇东煤电基地可开发装机容量约2660万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，陇东煤电基地外送规模2015年约400万千瓦，2020年约800万千瓦。

（十五）淮南煤电基地

淮南煤炭产区煤炭已探明保有储量139亿吨，具有煤层厚度和分布集中的特点，开采煤层厚度平均20-30米。矿区内水系丰富，水资源总量58.0亿米3/年，煤电基地用水主要来自淮河干支流，发电可用水量较为充足。

综合考虑煤炭和水资源，淮南煤电基地可开发电源装机容量约2500万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，淮南煤电基地外送规模2015年约1320万千瓦。

（十六）贵州煤电基地

贵州煤炭产区煤炭已探明保有储量549亿吨，水资源总量超过1000亿米3/年，发电可用水充足。随着贵州用电需求的快速增长，贵州煤电基地所发电力主要在本身范围内消纳。

二、大型水电基地分布

（一）金沙江水电基地

金沙江领域面积47.32万公里2，约占长江全流域面积的26%。金沙江水力资源极为丰富，理论蕴含量约占长江总蕴含量的42%，占全国总量的16.7%。

金沙江流域共规划25级电站，装机总容量7632万千瓦。其中上游13级电站，规划装机容量1392万千瓦；中游8级电站，规划装机 容量2090万千瓦；下游4级电站，规划装机容量4170万千瓦；根据金沙江水电基地建设规划，预计2020年投产装机规模达到6160万千瓦，2030年达到7352万千瓦。

（二）雅砻江水电基地

雅砻江地处青藏高原东南部。流域面积约13.6万公里2，天然落差3830米，蕴藏水能资源丰富，技术可开发容量3461万千瓦。雅砻江水能资源具有水量丰沛、大型电站多、水电开发淹没损失小、整体调节性能好等特点，开发前景较好。

雅砻江流域共规划22座电站，装机总容量2906万千瓦。其中上游11级电站，规划装机容量280万千瓦；中游6级电站，规划装机容量1156万千瓦；下游5级电站，规划装机容量1470万千瓦。根据雅砻江水电基地建设规划，预计2020年投产装机容量达到2460万千瓦，2030年达到2606万千瓦。

（三）大渡河水电基地

大渡河是长江上游岷江水系的最大支流，流域面积约7.7万公里2，干流全长1062公里，天然落差4175米，蕴藏水能资源丰富。大渡河流域共规划27级电站，装机总容量2673万千瓦。预计2020年投产装机容量达到2300万千瓦，2030年达到2673万千瓦。

（四）怒江水电基地

怒江发源于西藏唐古拉山南麓，经我国西藏和云南后进入缅甸。我国境内流域面积13.8万公里2，干流天然落差4848米，水量丰沛稳定，水电开发的地形地质条件好，移民较少。怒江流域共规划25级电站，装机总容量3639万千瓦。其中上游12级，规划装机容量1464万千瓦；中游9级，规划装机容量1843万千瓦；下游4级，规划装机容量332万千瓦。预计2020年投产装机容量达到468万千瓦，2030年达到2639万千瓦。

（五）澜沧江水电基地

澜沧江发源于唐古拉山北麓，流经我国青海、西藏、云南后进入老挝。我国境内流域面积16.4万公里2，天然落差约4695米。

澜沧江流域共规划22级电站，装机总容量3198万千瓦。其中上游13级，规划装机容量1552万千瓦；中游5级，规划装机容量811万千瓦；下游4级，规划装机容量835万千瓦。预计2020年投产装机容量达到2600万千瓦，2030年达到3158万千瓦。

（六）雅鲁藏布江水电基地

雅鲁藏布江是西藏最大的河流，也是世界上海拔最高的河流，干流全长2075公里，流域面积约24.0万公里2。雅鲁藏布江干流水电/水能资源技术可开发量8966万千瓦，其中下游河段占95%。预计2030年前后进入集中开发阶段。

三、大型风电基地分布

（一）酒泉风电基地

酒泉地区风能资源丰富，风能技术可开发规模约4000万千瓦，主要集中在瓜州、玉门和马鬃山地区。规划到2015年酒泉风电基地装机容量达到1300万千瓦，2020年达到2000万千瓦，2030年达到3200万千瓦。酒泉风电在充分利用西北主网风电消纳能力后，部分需要外 送东中部负荷中心地区消纳。

（二）哈密风电基地

哈密风电基地位于新疆三塘湖——淖毛湖风区和哈密东南部风区，技术可开发量约6500万千瓦。规划到2015年哈密风电基地装机容量达到500万千瓦，2020年达到1000万千瓦，2030年达到2000万千瓦。哈密风电除小部分在本地消纳外，大部分需要外送到东中部负荷中心地区消纳。

（三）河北风电基地

河北省风能资源主要分布在张家口、承德坝上地区和沿海秦皇岛、唐山、沧州地区。规划到2015年，河北风电基地装机容量达到1100万千瓦，2020年达到1600万千瓦，2030年达到1800万千瓦。河北风电优先考虑在京津唐电网及河北南网消纳，剩余部分考虑在更大范围内消纳。

（四）蒙西风电基地

蒙西风电基地主要位于内蒙古自治区的乌兰察布市、锡林郭勒盟、巴彦淖尔市、包头市、呼和浩特市等地，技术可开发量约为1.07亿千瓦。规划到2015年，蒙西风电基地装机容量达到1300万千瓦，2020年达到2700万千瓦，2030年达到4000万千瓦。蒙西风电优先在蒙西电网和华北电网消纳，剩余部分在更大范围内消纳。

（五）蒙东风电基地

蒙东风电基地位于内蒙古自治区的赤峰市、通辽市、兴安盟和呼伦贝尔市境内，技术可开发量约为4300万千瓦。规划到2015年，蒙 东风电基地装机容量达到700万千瓦，2020年达到1200万千瓦，2030年达到2700万千瓦。蒙东风电优先送电东北电网，剩余部分在更大范围内消纳。

（六）吉林风电基地

吉林省风能资源主要分布在中西部平原的白城（含通榆）、四平、松原等地区。规划到2015年，吉林风电基地装机容量达到600万千瓦，2020年达到1000万千瓦，2030年达到2700万千瓦。吉林风电首先在省内和东北电网范围内消纳，剩余部分在更大范围内消纳。

（七）江苏沿海风电基地

江苏省风能资源储量主要集中在沿海滩涂和近海域。规划到2015年，江苏沿海风电基地装机容量达到600万千瓦，2020年达到1000万千瓦，2030年达到2000万千瓦。考虑华东电网调峰支援，江苏风电主要在本省范围内消纳，剩余部分在更大范围内消纳。

（八）山东沿海风电基地

篇6：中国电力与能源

关于组建中国电力建设集团有限公司、中国能源建设集团有限公司的公告

时间：2011-09-29 文章来源：企业改革局

经国务院批准，中国水利水电建设集团公司、中国水电工程顾问集团公司与国家电网公司、中国南方电网有限责任公司所属14个省（区、市）勘测设计企业、施工企业、修造企业重组，组建中国电力建设集团有限公司；中国葛洲坝集团公司、中国电力工程顾问集团公司与国家电网公司、中国南方电网有限责任公司所属15个省（区、市）勘测设计企业、施工企业、修造企业重组，组建中国能源建设集团有限公司。中国电力建设集团有限公司、中国能源建设集团有限公司由国务院国有资产监督管理委员会代表国务院履行出资人职责。中国水利水电建设集团公司、中国水电工程顾问集团公司成为中国电力建设集团有限公司的全资子公司，中国葛洲坝集团公司、中国电力工程顾问集团公司成为中国能源建设集团有限公司的全资子公司，不再列入国务院国有资产监督管理委员会履行出资人职责的企业名单。

特此公告。

篇7：中国电力与能源

库七 31、2013 年，国家发展改革委出台了《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为()类太阳能资源区，并确立了相应的标杆上网电价。

A.2 B.3 C.4 D.5 32、2009 年，国家发展改革委发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，将全国分为()类风能资源区，分别制定了不同的标杆上网电价。

A.三 B.四 C.五 D.六

33、对于交通工具来说，燃油转换为动力效率约为 20%，电能转换为动力效率约为 80%，石油转换为电能效率为 50%，可以看出电动汽车的能源利用效率约为燃油汽车的()倍。

A.2 B.3 C.4 D.5

34、()是目前利用效率最高的终端能源形式。A.水能 B.太阳能 C.风能 D.电能

中公教育金融银行·gszgjrr

35、保障充足的()是实现能源回归一般商品属性、构建公平开放的能源市场的重要基础和前提。

A.能源储备 B.能源供应 C.能源输出 D.能源消耗

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篇8：中国省际间电力产业能源效率研究

关键词：能源效率,技术效率,规模效率,电力产生

一、引言

改革开放三十多年来, 我国经济发展迅速, 能源的需求也不断加大, 而能源是支撑国民经济发展的基础。近年来能源危机越来越严重, 我国的煤炭、电力、天然气、石油等都面临着日益严重的形势。加上环境和生态问题的迫切需要, 能源结构亟须进行调整。电力产业是能源的大户, 目前新能源技术的不断发展和智能电网的建立, 都为我国能源工业注入了新鲜血液, 电力能源也正在发生巨大的变化。因此, 研究电力产业的能源效率问题具有很大的实践意义。

二、我国各省电力产业能源效率分析

(一) 构建指标体系

根据研究需要, 本文使用DEA模型进行研究, 选取4个投入指标:发电设备利用小时数 (h) 、发电厂用电率 (%) 、发电标准煤耗 (g/k Wh) 、用电标准煤耗 (g/k Wh) ;两个产出指标:发电量 (亿/k Wh) 、用电量 (亿/k Wh) 。时间为2003—2010年, 共八年的数据。由于西藏、重庆和宁西回族自治区的数据不完整, 香港、台湾和澳门的数据不可获得性, 因此在研究省际之间的能源效率时, 本文最终选取我国28个省和直辖市作为研究对象。数据来源于《中国电力年鉴》。使用软件为MAXDEA。

(二) 能源效率分析

将我国28个省市区八年间的电力产业的能源效率平均值做排序 (如下页图1所示) , 我国各个省市区电力产业之间的评价效率值具有很大的差距。首先, 广东省是效率值最高的一个省, 技术效率值和规模效率值都为1。海南省的效率在所有研究的省市中是最低的, 技术效率只有0.053。剩下的部分省市按照效率水平的相近度基本上可以分为三类。第一类, 山东省、江苏省和湖北省, 不论技术效率还是规模效率都处在较高的水平上。第二类, 山西省、湖北省、四川省、内蒙古、河南省和浙江省, 处于次等效率的水平, 效率基本上在0.6左右, 属于中等水平效率的省份。第三类, 天津市、新疆、青海省、江西省、北京市、吉林省、甘肃省、陕西省、黑龙江省、广西、安徽省、上海市、湖南省、贵州省、辽宁省、云南省和福建省的效率是比较低的, 属于低效率的省份, 基本上在0.2~0.4左右。通过以上分析可以看出, 我国各省市之间的电力产业的能源效率水平参差不齐, 差距较大。从下页图1中的数据还可以看出, 一个省市区的技术效率和规模效率之间的差距不是很大, 这与我国电力产业的整体状况是相吻合的。

从下页表1中技术效率上看, 2002年电力产业进行改革之后, 北京市、天津市、辽宁省、黑龙江省、上海市、吉林省、江西省、海南省和新疆的技术效率变化不大。剩下的省市的技术效率在八年间都得到了较大的提高, 效率提升幅度都在10%以上, 基本上呈现出逐年递增的趋势。其中内蒙古、湖北省、贵州省和云南省上升幅度最大, 基本上翻了两番。广州省的技术效率在各省市中历年都是最高值, 但是江苏省和湖北省经过一至三年的发展, 技术效率也达到了DEA有效, 其中山东省在2009年技术效率达到1, 但是2010年略有下降。综合来看, 我国大部分省市电力产业的能源效率在改革之后都有所改善, 只是提高幅度有所不同。

从纯技术效率来看, 下页表1中表明, 我国各省市的纯技术效率都处在非常高的水平上, 其中除了贵州省、河南省、黑龙江省、辽宁省、山西省、陕西省、天津市和新疆这几个省市出现过纯技术效率值低于0.9的情况外, 其余省市每年的纯技术效率值都保持在0.9以上, 很多省市的纯技术效率值都可以达到1。这与全国的纯技术效率水平是相吻合的, 说明我国电力产业在技术应用方面的效率已经很高, 纯技术的改进空间不大。从规模效率来看, 由于技术效率值=纯技术效率值规模效率值, 因此其电力产业的技术效率绝大部分取决于规模效率。通过计算得出各省市的规模效率值和技术效率值之间的差距非常小。本文选取的28个省市的电力产业在2003—2010年间, 规模报酬都保持递增的状态。

单位:%

(三) 投影分析

考虑到分析的实用性和数据量的大小, 本文投影分析仅选取2010年的数据进行研究 (见表2) , 大多数省市的发电设备利用小时数和发电厂用电率存在松弛变量值不为0的情况较少, 而非DEA有效的决策单元中, 基本上都存在发电标准煤耗和供电标准煤耗的松弛变量不为0的情况, 说明影响我国各省市电力产业能源效率的主要原因是对煤炭能源的利用率较低。产出指标中主要是用电量的松弛变量不为0的情况比较多, 说明我国在用电方面存在不少浪费情况, 对电力能源的利用效率有待加强。第51页表2中, 对各投入产出指标进行调整之后的投影值, 作为各省市电力产业发展的目标具有借鉴作用。

单位:%

三、结论

通过分析本文得出以下结论: (1) 2003—2010年, 各个省市电力产业的能源效率不断提高, 说明我国的电力改革工作得到了令人满意的结果。 (2) 我国区域各省市电力产业的能源效率差距较大。按照效率水平的高低可以将本文研究的28个省市大体分为三类:第一类, 高效率水平省份:广东、山东、江苏和湖北;第二类, 中等效率水平省市:山西、湖北、四川、内蒙古、河南和浙江;第三类, 低效率水平省市:天津、新疆、青海、江西、北京、吉林、甘肃、陕西、黑龙江、广西、安徽、上海、湖南、贵州、辽宁、云南和福建。通过以上分析可以看出, 我国大部分省市的效率水平都有较大的可提升空间。 (3) 我国电力产业能源效率较低的省市, 在地域上没有传统的东部、中部、西部的划分。 (4) 煤耗是导致电力产业能源效率较低的主要原因。这就要求我国今后将提高煤炭的利用效率放在重要位置, 从技术和设备等方面不断改进。同时提高煤炭的利用效率也有利于我国保护我国生态环境, 减少污染。

参考文献

[1]王俊松, 贺灿飞.技术进步、结构变动与中国能源利用效率[J].中国人口·资源与环境, 2009, (2) .

[2]吴巧生, 成金华.中国工业化中的能源消耗强度变动及因素分析—基于分解模型的实证分析[J].财经研究, 2006, (6) .

篇9：中国电力与能源

关键词：能源；变革；互联网；转型

中图分类号： F206 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）12-82-2

1 全球的能源产业的变革促使全球能源互联网产生的必然性

国家的发展离不开能源的发展，尤其是现代工业社会对能源的需求更加不可忽视。能源是促进经济发展的血液，提供了现代化的动力。从最初的人类用木材到发现煤炭，人类社会进入了近代工业社会。随着石油和天然气的发现及开采，近代工业进一步得到提升。电能的出现让人类社会进入飞速发展时期，尤其是工业化社会巨大前进。而现在主要的能源是来自化石资源。可是化石是不可再生的能源，大量的开采和过度的使用导致三个方面的越来越严重的问题。

首先是资源的匮乏。从去年的统计数据可以看出，全球煤炭的消耗是82亿吨、石油是三百三十多亿桶、天然气则是达到了三百五十千亿立方米。那么按照这样的消耗速度，全世界的石油最多五十三年，煤炭是五十三年，而天然气仅仅最多五十几年就会开采殆尽。

其次是对环境的破坏程度越来越严重。二十世纪六十年代全世界的化石能源消耗总合也只有51亿吨，而近两年已经增加到了159亿吨，在整个煤炭，天然气及石油的运输，加工，使用等环节对环境造成的破坏不止是翻了三倍之多、海洋的生物灭绝，空气质量的下降，土地的土壤成分恶化等等，都已经影响人类社会的健康发展。

再次就是气候的变暖。石油，煤炭及天然气的燃烧所产生的二氧化碳在全球温室气体的排放量中占据了一半以上，是全球气候温度上升的主要原因。现在关于南北极冰雪融化导致的海平面上升，粮食的减产，物种的灭绝等等问题已经严重威胁人类的生存和发展。

所以针对这些问题，最好的方法则是加快新能源的开发利用，对于绿色能源，比如太阳能，潮汐能等代替传统化石能源。用电能去替代能源消耗，用电代替化石能源燃烧，用电这种清洁绿色的能源作为主要能源消费。

二十一世纪以来，新的能源改革正在蓄势待发，电能作为绿色能源正成为必经之路及大势所趋。风能发电去年就已经超过了一万亿千瓦，太阳能更是超过了一百万亿千瓦。如果完全开发太阳能足足可以满足20个地球的消耗总量。未来20年全世界的绿色能源只要保持百分之十二的增速，那么在2050年就可以将绿色能源的比例达到百分之八十。

电能是绿色，环保，绿色的二次能源，许多的能源都可以转化成电能，用户端的能源消耗都可以用电能替代。因此电能是一种处于中心地位的能源。如果能将全球的能源互联网以特高压电网作为骨干网络，互联全球，让清洁能源在全世界大型的开发、利用以及配置这样的平台，那么前文提到的问题就可以得到解决。那么全球的互联网的实质是什么呢？就是以特高压电网为基础，智能化系统为依靠，开发清洁能源为核心。如果从高层次去说，全球能源互联网是一种把传输能源、配置资源、交易情况、智能化、信息共享综合于一个整体的网络系统，是一种开放的、兼容的、共享的超级系统，是一种发展综合的，可持续的平台。现在各种实体产业已经进入互联网时代。能源互联网也是经济全球化的必经之路。信息互联网是大脑神经，全球能源互联网就是人的经脉，经脉互联对现代工业的发展必定是万般皆好的。

组建全球能源互联网大体上可以分为三个阶段：国内省际间的互联网阶段，洲内各个国家之间的互联网阶段，五大洲之间的互联网阶段。第一阶段是5年之内，在国家内部省际间的电网上网，高科技智能化电网的研发；第二阶段是再经过10年，从与亚洲内邻国的能源互联网阶段，以及与欧洲，美洲发达国家的能源互联。第三阶段是再经过20年加快“一极一道”，实现全球的能源互联网构建。如果第三阶段达成，那么化石能源将会淡出历史舞台，绿色的能源将占主导地位，比例可达到8成。对比如今大大减少不可再生能源的消耗，二氧化碳的排放量得以控制，温室效应将不再是全球难以控制的问题，基本可以确定温度上升不会超过2°C。

2 加紧发展电力的改革转型，建设中国特色的电力能源互联网

为了响应国家主席的安全，清洁，可持续高效率的全面发展战略，我国作为一个地大物博，能源储备有限，人口众多，人均资源匮乏的发展中国家，能源一直以来都是以煤炭为主，石油和天然气进口率达到百分之六十和百分之三十。电力发电依然以火力发电站为主，发电效率相对不高。要实现“两个一百年”奋斗目标，那么我们面临的挑战无疑是巨大的，尤其在清洁能源发展方面。

特殊的能源分布和发展情况导致了，我们国家只能执行大工程量的由能源所在地的西部地区往发展良好的东部沿海城市输送电能，南方向北方供电。目的就是为了能够让能源在全国范围得到最合理的配置。但是因此造成了另一个问题就是能源的分配就特别依赖火车铁路的运输。在我国电力行业的主要发电方式是火力发电，火力发电消耗的主要是电煤。因此电力发展就比较依赖煤炭资源丰富的地区，造成了建设投资的重复及浪费严重，能源的运输局面常常比较紧张。火力发电技术对空气、水质、土壤的污染情况相对严重，二氧化碳的排放日益严重，导致温室效应加剧。现如今，我国大部分的煤电发电站（发电量约为全国的四分之三）在东中部地区，严重超过了环境的承受极限。我国环保局发布的雾霾指数最高的几个地区大部分集中在这里。京津翼鲁，长江三角洲的发电总量分别为占全国总发电量的百分之15和百分之17。如果以单位国土面积发电量来看，这些地区分别超过西北地区十几倍。在温室效应里面占主要因素的二氧化碳的排放量也超过了全国平均水平的20倍。

基于我们国家这种特殊的国情，政府在大力推进可再生能源上取得了不俗的效果。在2014年底我国的风力发电及光伏发电比二十一世纪初增长了282倍和1475倍。综合年平均增加速度为52%，是全球年平均增长的近两倍。我国的国家电网接入风力发电规模最大的电网，也是太阳能发电增加速度最快的电网。因为我国的清洁能源由于地理因素主要分布在西部及北方地区，而我国的能源消耗主要集中在东部及南部地区，所以要建设大电网来优化配置。但是由于统一的规划，一部分地区的发电业发展无序，优化配置能力欠缺，导致好的风力，水力条件得不到合理的利用。如今我国电网的跨地区输送规模很低，仅仅占清洁能源总发电量的六分之一。我国清洁能源的装机量在发展的同时，电网的发展却没有配套跟上脚步。此问题就促使我国必须加快加速特高压的能源互联网，改变如今依赖铁路运输和就地平衡的电力发展模式。

建设全国能源互联网的基本条件目前已经具备。在技术水平方面，有自主知识产权的特高压输电技术。在资源储备方面，我国可再生资源只需要开发千分之一就可以满足需求。国家电网公司建成投运“三交四直”、在建“四交三直”特高压交直流工程，建立了世界领先的特高压试验研究体系，主导编制15项特高压国际标准、11项智能电网国际标准，实现了“中国创造”和“中国引领”。

基于以上分析，为了推动我国的能源互联网建设，实现全世界能源互联网，有三个方面需要加以重视。首先是加大可再生能源的发展，其次是加大新能源代替旧能源的转型升级，再次就是各国之间一起推动构建全球能源互联网。

参 考 文 献

[1] 周泽存.高电压技术[M].北京：水利电力出版社，1994.

[2] DL/T 596-2005，电力设备预防性试验规程[S].

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[4] 李博，高志远，曹阳.智能电网支撑智慧城市关键技术[J].中国电力，2015，11：123-130.

[5] 丁荣军，张志学，李红波.轨道交通能源互联网的思考[J]. 机车电传动，2016，01：1-5.

[6] 王利.能源法的功能及其保障策略研究[D].武汉大学，2010.