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[行業信息]2017年中國電力發展情況綜述
作者:中國電力企業聯合會    瀏覽:663次    時間:2018年6月14日

  2017年,在以習近平同誌為核心的黨中央堅強領導下,全國各地區各部門深入貫徹落實黨的十八大、十九大精神,堅持穩中求進工作總基調,堅持以提高發展質量和效益為中心,統籌推進“五位一體”總體布局和協調推進“四個全麵”戰略布局,以供給側結構性改革為主線,統籌推進穩增長、促改革、調結構、惠民生、防風險各項工作,砥礪奮進,攻堅克難,經濟運行穩中有進、穩中向好、好於預期,經濟社會發展主要預期目標全麵實現,開啟了高質量發展時代新征程。

  2017年,全國國內生產總值實現82.7萬億元,增長6.9%、增速比上年加快0.2個百分點,為2011年以來首次回升;第三產業增加值比重為51.6%,與上年持平。規模以上工業增加值比上年增長6.6%、增速提高0.6個百分點,高技術製造業和裝備製造業增加值分別比上年增長13.4%和11.3%,工業生產穩步回升、產品結構向價值鏈中高端延伸發展。固定資產投資比上年實際增長7.0%,其中基礎設施投資增長19.0%,民間固定資產投資增長6.0%,增速分別回升1.6和2.8個百分點,對固定資產投資的支撐作用增強。全社會消費品零售總額比上年實際增長10.2%,最終消費支出對經濟增長的貢獻率為58.8%、比資本形成總額高26.7個百分點,消費的基礎性作用有效發揮。外貿進出口總額27.8萬億元,比上年增長14.2%;全年累計順差2.9萬億元。人均國內生產總值8813美元。

  2017年,全國一次能源生產總量35.9億噸標準煤,比上年增長3.6%;其中,原煤生產35.2億噸、增長3.3%,天然氣生產1480億立方米、增長8.2%。能源消費總量44.9億噸標準煤,比上年增長2.9%。其中,煤炭消費占能源消費的比重為60.4%,比上年降低1.6個百分點;天然氣、水電、核電、風電等清潔能源消費量占能源消費總量的20.8%,比上年提高1.3個百分點。

  2017年,電力行業按照黨中央、國務院統一部署,積極落實能源“四個革命、一個合作”發展戰略,在保障電力係統安全穩定運行和可靠供應、提供電力能源支撐的同時,加快清潔能源發電發展,加大電力結構優化調整力度,持續推進電力市場化改革,大力推動電力科技創新,狠抓資源節約與環境保護,積極應對氣候變化,倡導構建全球能源互聯網,持續擴大電力國際合作,電力行業發展取得新的成績,為國家經濟社會發展、能源轉型升級和落實國家“一帶一路”戰略做出了重要貢獻。

  一、電力供應和電網輸送能力進一步增強,電源和電網結構進一步優化

  供應能力持續增強,電源結構持續優化調整 截至2017年年底,全國全口徑發電裝機容量177708萬千瓦,比上年增長7.7%,增速比上年回落0.5個百分點。其中,水電34359萬千瓦(其中抽水蓄能發電2869萬千瓦、增長7.5%),增長3.5%;火電110495萬千瓦(其中煤電98130萬千瓦、增長3.7%),增長4.1%;核電3582萬千瓦,增長6.5%;並網風電16325萬千瓦,增長10.7%;並網太陽能發電12942萬千瓦(其中分布式光伏發電2966萬千瓦),增長69.6%。全國人均裝機規模1.28千瓦,比上年增加0.09千瓦,超過世界平均水平,電力供應能力持續增強。全國非化石能源發電裝機容量68865萬千瓦,占全國總裝機容量的38.8%,分別比上年和2010年提高2.2個和11.7個百分點;100萬千瓦級火電機組達到103台,60萬千瓦及以上火電機組容量所占比重達到44.7%、比上年提高1.3個百分點,非化石能源發電裝機及大容量高參數燃煤機組比重繼續提高,電源結構持續優化調整。

  新增裝機規模創曆年新高,新增裝機的結構和地區布局進一步優化 全國基建新增發電生產能力13118萬千瓦,比上年多投產975萬千瓦,是新增裝機規模最大的一年;主要是光伏扶貧、光伏領跑者、光伏發電上網電價調整等政策促進太陽能發電裝機容量新增5341萬千瓦,比上年多投產2170萬千瓦。新增水電1287萬千瓦,比上年多投產108萬千瓦;新增並網風電1819萬千瓦,比上年略有減少;新增核電218萬千瓦,是5年來核電新增規模最小的一年。新增火電4453萬千瓦(其中新增煤電3504萬千瓦),國家防範化解煤電產能過剩風險措施初見成效,火電及煤電新增規模連續三年縮小。2017年,新增非化石能源發電裝機容量9044萬千瓦,占全國新增發電裝機容量的68.9%,比上年提高3.6個百分點,新增裝機結構進一步優化;東、中部地區新增新能源發電裝機容量占全國新增新能源發電裝機的76.0%,比上年提高18.1個百分點,新能源發電布局繼續向東中部轉移。2017年,全國新增抽水蓄能發電裝機容量200萬千瓦,北方地區累計完成10個電廠、共計725萬千瓦火電機組靈活性改造項目,對電網調節能力和新能源消納能力提升起到了積極作用。

  電網規模穩步增長,跨省區輸送能力大幅提升 全國新增110千伏及以上交流輸電線路長度和變電設備容量58084千米和32595萬千伏安,分別比上年多投產1406千米和少投產1990萬千伏安;新增直流輸電線路和換流容量分別為8339千米和7900萬千瓦,分別比上年多投產4948千米和4660萬千瓦。截至2017年年底,全國電網35千伏及以上輸電線路回路長度183萬千米、比上年增長4.0%,變電設備容量66億千伏安,比上年增長5.3%。其中,220千伏及以上線路長度69萬千米、增長6.2%,變電設備容量40億千伏安、增長9.1%。2017年,全國共投產5條直流、2條交流特高壓項目,新增跨區輸電能力4350萬千瓦,極大提高了電網跨大區能源資源優化配置能力和清潔能源消納能力。年底全國跨區輸電能力達到1.3億千瓦;其中,交直流聯網跨區輸電能力超過1.1億千瓦,跨區點對網送電能力1344萬千瓦。

  煤電投資大幅下降,特高壓項目投資快速增長 全國主要電力企業1電源工程建設完成投資2900億元,為2011年以來最低水平,比上年下降14.9%;其中,太陽能發電投資增長18.2%;水電投資基本持平,抽水蓄能電站投資142億元、增長68.6%,是抽水蓄能電站建設投資最多的一年;核電、風電投資分別下降9.9%和26.5%;常規煤電投資706億元,比上年下降27.4%,帶動火電投資(858億元)下降23.4%。全國電網工程建設完成投資5339億元,繼續保持很高投資規模;其中,特高壓輸電和配電網建設項目仍是電網投資建設的重點,±1100千伏、±800千伏電壓等級投資增加較多,帶動特高壓建設投資1017億元、增長16.9%;全國小城鎮中心村電網改造全麵完成、惠及農村居民1.8億人,實現平原地區機井通電全覆蓋、惠及1.5億畝農田,貧困村基本通動力電、惠及3.35萬個村莊,全年配電網投資2826億元,電力普遍服務能力持續增強。

  二、電力生產較快增長,新能源發電增量對電量增長的貢獻作用顯著增強

  新能源發電增量對電力生產的貢獻作用顯著增強 全國全口徑發電量64171億千瓦時,同比增長6.5%,增速比上年提高1.6個百分點。其中,水電11931億千瓦時、增長1.6%,火電45558億千瓦時、增長5.3%(其中煤電發電量41498億千瓦時,增長5.2%),核電2481億千瓦時、增長16.4%,並網風電3034億千瓦時、增長26.0%,並網太陽能發電1166億千瓦時、增長75.3%。2017年,水電、核電、並網風電和太陽能發電等非化石能源發電量合計比上年增長10.1%,占全口徑發電量的比重為30.3%、比重比上年提高1.0個百分點。青海、甘肅、寧夏、內蒙古、新疆、河北、吉林、黑龍江和西藏9個省份新能源發電量占本省發電量的比重超過10%,新能源發電已經成為內蒙古、新疆、河北等12個省份的第二大發電類型;新能源發電量增量對全國發電量增長的貢獻率為28.6%,山東、雲南、甘肅等14個省份的新能源發電量增量超過火電發電量增量,新能源對發電生產的貢獻作用顯著增強。

  棄風、棄光現象明顯改善 2017年,國家陸續出台了《關於促進西南地區水電消納的通知》、《解決棄水棄風棄光問題實施方案》等政策文件,行業企業也積極行動,綜合施策推動解決“三棄”問題,全國棄風棄光現象明顯改善。據國家能源局數據,2017年,全國棄風電量419億千瓦時、同比減少78億千瓦時,棄風率12%、同比下降5.2個百分點,是三年來首次棄風電量和棄風率“雙降”;棄光電量73億千瓦時,棄光率6%、同比下降4.3個百分點。據調研,四川、雲南棄水電量也分別比上年有所減少。

  新能源發電設備利用小時同比增加較多,火電利用小時回升  全國並網風電設備利用小時1949小時,比上年增加204小時,已經連續兩年增加;太陽能發電設備利用小時1205小時,比上年增加76小時。受電力消費增長回暖拉動、以及水電發電量低速增長等因素影響,火電設備利用小時4219小時,比上年提高33小時,是自2014年開始連續三年下降後首次回升。水電設備利用小時3597小時,比上年降低22小時;核電設備利用小時7089小時,比上年增加28小時。綜合來看,受發電裝機結構變化等因素影響,全國6000千瓦及以上電廠發電設備利用小時3790小時,比上年降低7小時,呈現持續下降趨勢。

  電力建設及生產運行安全可靠 全國沒有發生重大以上電力人身傷亡事故,沒有發生較大以上設備事故,沒有發生電力安全事故,沒有發生水電站大壩漫壩、垮壩以及對社會有較大影響的電力安全事件。主要電力可靠性指標總體保持在較高水平,其中,10萬千瓦及以上煤電機組、4萬千瓦及以上水電機組、燃氣輪機組、核電機組等效可用係數分別為92.76%、92.55%、92.60%、91.10%,除煤電機組略有下降外,其他三類機組分別提高0.11個、0.30個和2.33個百分點。架空線路、變壓器、斷路器三類主要輸變電設施的可用係數分別為99.497%、99.856%、99.942%。直流輸電係統合計能量可用率、能量利用率分別為95.35%、54.42%,分別比上年提高0.68和0.25個百分點;總計強迫停運33次,比上年減少7.5次。全國10(6、20)千伏供電係統用戶平均供電可靠率為99.814%、比上年提高0.009個百分點,用戶平均停電時間16.27小時/戶、減少0.84小時/戶,用戶平均停電次數3.28次/戶、減少0.29次/戶。

  三、電力消費需求進一步回升,電力供需總體寬鬆

  電力消費需求進一步回升 受宏觀經濟持續穩中向好、新業態和新興產業蓬勃發展以及夏季高溫天氣等因素影響,全國全社會用電量63625億千瓦時,同比增長6.6%,增速連續兩年回升。其中,第一產業用電量1175億千瓦時,比上年增長7.5%;第二產業用電量44922億千瓦時,比上年增長5.5%,增速比上年提高2.7個百分點,拉動全社會用電量增長3.9個百分點,是全社會用電量增速提高的最主要動力(其中製造業用電量增長5.8%,拉動全社會用電量增長3.0個百分點);第三產業用電量8825億千瓦時、增長10.7%(其中信息傳輸、計算機服務和軟件業用電量增長14.7%),城鄉居民生活用電量8703億千瓦時、增長7.7%,分別拉動全社會用電量增長1.4和1.0個百分點。第一、第二、第三產業和城鄉居民生活用電量占全社會用電量的比重分別為1.8%、70.6%、13.9%和13.7%;與上年相比,第三產業和城鄉居民生活用電量占比分別比上年提高0.5和0.2個百分點;第二產業及其四大高耗能行業用電量占比均降低0.7個百分點。2017年,全國人均用電量和人均生活用電量分別為4589千瓦時和628千瓦時,分別比上年增加268千瓦時和44千瓦時。

  電能替代成效顯著 2017年,在居民采暖、工(農)業生產製造、交通運輸、電力供應與消費、家庭電氣化及其他領域,大力推進電能替代,成效顯著。《北方地區冬季清潔取暖規劃(2017-2022年)》發布實施,京津冀及周邊“2+26”城市完成煤改電127萬戶。據統計,國家電網有限公司(以下簡稱“國家電網”)和中國南方電網有限責任公司(以下簡稱“南方電網”)經營區域共推廣完成電能替代電量1286億千瓦時,占全國全社會用電量的2.0%;其中,居民采暖領域替代電量88億千瓦時,工(農)業生產製造領域替代電量773億千瓦時,交通運輸領域替代電量128億千瓦時,電力供應與消費領域替代電量239億千瓦時,家庭電氣化及其他領域替代電量57億千瓦時。

  積極推進電力需求側管理 國家有關部委印發了《關於深入推進供給側結構性改革做好新形勢下電力需求側管理工作的通知》,並同時修訂了《電力需求側管理辦法》,明確了新形勢下電力需求側管理的新定義與新內容,補充了實施主體,增加了實施領域與方向;繼續開展工業領域電力需求側管理專項行動計劃(2016-2020年)。行業企業積極推進電力需求側管理工作,截至2017年年底,全國已有171家單位通過電能服務機構能力評定;國家電網、南方電網、內蒙古電力(集團)有限公司(以下簡稱“內蒙古電力”)和陝西省地方電力(集團)有限公司(以下簡稱“陝西地電”)超額完成2017年度電力需求側管理目標任務,共節約電量157億千瓦時、電力395萬千瓦,有力保障了電力供需平衡,促進了能源電力資源的優化配置。

  電力供需形勢總體寬鬆 2017年,全國電力供需延續總體寬鬆態勢,區域間供需形勢差異較大。分區域看,華北區域主要是迎峰度夏期間偏緊,7月中旬受持續高溫天氣影響,區域內絕大部分省級電網用電負荷均創曆史新高,河北、山東、天津等地執行有序用電;華中區域電力供需基本平衡;華東和南方區域電力供需平衡有餘;東北和西北區域電力供應能力富餘較多。

  四、行業綠色發展水平進一步提高,節能減排取得新成績

  能效水平持續提高 全國6000千瓦及以上火電廠供電標準煤耗309克/千瓦時,比上年降低3克/千瓦時,煤電機組供電煤耗水平持續保持世界先進水平;電網線損率6.48%,比上年降低0.01個百分點;由於煤電超低排放改造、負荷率下降等原因,6000千瓦及以上火電廠廠用電率6.04%,比上年提高0.03個百分點;火電廠單位發電量耗水量1.25千克/千瓦時,比上年降低0.05千克/千瓦時。

  汙染物排放大幅下降 根據中電聯統計分析,截至2017年年底,全國燃煤電廠100%實現脫硫後排放。其中,已投運煤電煙氣脫硫機組容量超過9.4億千瓦,占全國煤電機組容量的95.8%;其餘煤電機組主要為循環流化床鍋爐采用燃燒中脫硫技術;已投運火電廠煙氣脫硝機組容量約10.2億千瓦,占全國火電機組容量的92.3%;其中,煤電煙氣脫硝機組容量約9.6億千瓦,占全國煤電機組容量的98.4%。常規煤粉爐以選擇性催化還原(SCR)脫硝技術為主,循環流化床鍋爐則以選擇性非催化還原(SNCR)脫硝技術為主;全國累計完成燃煤電廠超低排放改造7億千瓦,占全國煤電機組容量比重超過70%,提前兩年多完成2020年改造目標任務。2017年,全國電力煙塵、二氧化硫和氮氧化物排放量分別約為26、120和114萬噸、分別比上年下降25.7%、29.4%和26.5%;單位火電發電量煙塵排放量、二氧化硫排放量和氮氧化物排放量分別為0.06、0.26和0.25克/千瓦時,比上年分別下降0.02、0.13和0.11克/千瓦時;單位發電量廢水排放量0.06千克/千瓦時,與上年持平全國燃煤電廠粉煤灰綜合利用率為72%,與上年持平;脫硫石膏綜合利用率為75%,比上年提高1個百分點。

  應對氣候變化貢獻突出 單位火電發電量二氧化碳排放約844克/千瓦時,比2005年下降19.5%。以2005年為基準年,2006-2017年,通過發展非化石能源、降低供電煤耗和線損率等措施,電力行業累計減少二氧化碳排放約113億噸,有效減緩了電力二氧化碳排放總量的增長,其中供電煤耗降低對電力行業二氧化碳減排貢獻率為45%,非化石能源發展貢獻率為53%。

  五、科技創新取得新進展,創新成果獲多項大獎

  特高壓技術繼續引領世界大電網技術發展 率先研發應用了特高壓直流分層接入技術,全麵攻克了±1100千伏直流輸電工程係統成套技術,掌握了1000千伏特高壓交流和±800千伏特高壓直流輸電關鍵技術,特高壓技術繼續引領世界大電網技術發展;世界首台機械式高壓直流斷路器投運,世界首台特高壓柔直換流閥研製成功,我國柔性輸電技術取得長足進步;世界上電壓等級最高、容量最大的蘇南500千伏統一潮流控製器建成投運,全球規模最大的冀北新能源虛擬同步機係統實現並網,建成了集成可再生能源主動配電網示範工程,電網控製和新能源接納能力顯著提高;電動汽車、分布式電源的靈活接入取得重要進展,在數量規模、運營關鍵技術、電動汽車與電網互動技術領域,均走在世界前列。

  電源科技創新取得新進展 二次再熱發電技術具備自主開發製造能力,燃煤耦合生物質發電技術實現示範應用,超超臨界關鍵前沿技術研究有序推進,化石能源清潔高效利用取得新進展;以CAP1400和“華龍一號”為標誌,中國核電已達到三代核電技術的先進水平,並擁有完整的自主知識產權和核心製造能力;風電開發運行逐步向信息化、數字化、智能化、高可靠性方向發展;百萬千瓦水電機組關鍵部件成功問世,奠定了中國水電技術的世界領導者地位。

  電力科技創新成果獲多項大獎 電力行業科技項目共獲得國家科學技術獎20項。其中,“特高壓±800kV直流輸電工程”獲國家科學技術進步獎特等獎,“600MW超臨界循環流化床鍋爐技術開發、研製與工程示範”獲國家科學技術進步獎一等獎,“燃煤機組超低排放關鍵技術研發及應用”獲國家技術發明獎一等獎。

  六、電力市場建設加快推進,電力市場交易更加活躍

  電力市場體係和試點建設加快推進 國家圍繞全麵深化電力改革出台了一係列涉及輸配電價、售電側改革、增量配電網放開、電力交易規則等方麵的政策措施,各省政府也結合實際積極製定電力改革和市場化交易試點方案,有力支持和推進了電力市場體係構建和電力市場交易試點。截至2017年年底,售電側改革試點擴大到10個省份,一大批售電企業準入市場交易,活躍了市場環境;22個省份開展了電力改革綜合試點,改革措施各具特點,市場發育日益完善;新批複增量配電業務改革試點89個,累計批複試點195個,增量配電業務改革有序推進;確定南方(廣東起步)、蒙西等8個地區作為電力現貨市場建設試點,電力市場交易品種逐步豐富。此外,還組織在東北等地區開展電力輔助服務市場建設。中國電力企業聯合會受政府委托開展電力行業信用體係建設與評價工作,並配合有關政府在健全信用工作體係、聯合獎懲製度、製定信用評價管理辦法、推進市場主體信息采集等方麵出台了一係列政策性文件,升級編製包括發電、電網、設計、建設、售電、電能服務、電力大用戶等7個專業領域的信用評級規範,為行業信用體係建設提供了政策和實施保障。

  市場化交易比重大幅提高 截至2017年年底,全國共成立北京、廣州2個區域性電力交易中心和32個省級電力交易中心。國家加快放開發用電計劃,各類市場主體積極參與電力交易,有力地促進了煤電市場化率加快提高,也鼓勵了清潔能源發電積極參與市場交易,電力市場化交易規模大幅增加。初步統計,全年市場化交易電量約1.6萬億千瓦時、同比增長超過60%,市場化交易電量占全社會用電量的25.9%,比重比上年提高7個百分點;其中10家大型發電集團2合計市場化交易電量占全國市場化交易電量的66%,占這10家大型發電集團上網電量的33%(即上網電量市場化率)。

  行業支撐實體經濟降成本效果顯著 繼續推進輸配電價改革,曆經三年、全麵完成各省級電網輸配電價核定,核定後的全國平均輸配電價比原購銷價差降低近1分/千瓦時,核減32個省級電網(除西藏外)準許收入約480億元;降低在電價環節征收的政府性基金及附加標準25%,減輕社會用電成本160億元;取消通過電價征收的城市公共事業附加、電氣化鐵路還貸電價和向發電企業征收的工業企業結構調整專項資金,涉及金額800億元。以上措施共降低社會用電成本超過1400億元,有力扶持了實體經濟發展、助推產業轉型升級。此外,國家調整降低了風電和太陽能光伏發電項目上網電價。

  七、電力企業主營收入快速增長,火電利潤大幅下降

  電網企業主營業務收入快速增長 據國家統計局數據,全國規模以上電力供應企業資產總額5.8萬億元,比上年增長4.9%;負債總額3.0萬億元,比上年增長3.4%。據中電聯調查,2017年,受宏觀經濟穩中向好、工業生產形勢改善、電能替代加快推進等因素帶動電力消費較快增長影響,國家電網、南方電網、內蒙古電力、陝西地電合計主營業務收入29117億元,比上年增長11.1%;國家電網和南網電網合計公司利潤總額1091億元,比上年增長1.1%。

  火電企業利潤大幅下降 據國家統計局數據,全國規模以上發電企業資產總額7.6萬億元,比上年增長4.2%;負債總額5.1萬億元,比上年增長3.8%;受電煤價格大幅上漲、市場化交易量增價降等因素影響,全國規模以上火電企業僅實現利潤207億元,比上年下降83.3%,直接拉動發電企業利潤同比下降32.4%。據中電聯調查,截至2017年年底,五大發電集團3電力業務收入9559億元,比上年增長9.1%;電力業務利潤總額310億元、比上年下降64.4%,其中火電業務虧損132億元,繼2008年後再次出現火電業務整體虧損。

  八、全球能源互聯網加快推進,電力合作成為“一帶一路”合作新的亮點

  全球能源互聯網加快推進 按照習近平總書記在“一帶一路”國際合作高峰論壇上“建設全球能源互聯網,實現綠色低碳發展”的倡議,全球能源互聯網建設加快推進,全球能源互聯網理念贏得國際認可,並納入聯合國工作框架。全球能源互聯網合作組織會員數量增長至五大洲22個國家和地區的265家,組織體係逐步完善;《全球能源互聯網發展戰略白皮書》、《跨國跨洲電網互聯技術與展望》、《全球能源互聯網發展與展望2017》等多項課題成果陸續發布;積極組織和宣傳全球能源互聯網發展理念,為全球能源互聯網建設營造良好發展環境。

  國際交流影響力不斷增強 電力行業企業與國際知名能源電力行業組織、企業保持密切聯係與合作,積極參與、主導、組織各類國際組織交流活動,國際交流更加頻繁,參與國際能源電力事務的能力、影響力和話語權不斷增強。2017年,主辦和承辦的國際性會議49場,境內外國際展覽69個,對外簽署重要協議及備忘錄60項。截至2017年底,國內電力行業、企業分別加入了125個國際主要行業技術組織與機構,並在其中的48個組織或機構擔任主要角色單位,102位各類專家、學者在上述組織擔任主要職務;國內電力企業在境外的128個國家和地區共設立有效分支機構或辦事處600個。

  電力國際合作有新突破,“一帶一路”合作呈現新的亮點 我國對外投資建設的一大批電源、電網項目順利投產,非洲最大水電站――安哥拉卡古路•卡巴薩水電站開啟了中國企業在非洲水電建設新紀元,巴西美麗山水電送出特高壓工程一期投產運行,中核集團建設的巴基斯坦恰希瑪核電站一期工程全麵建成,中廣核集團投資建設的英國欣克利角核電站C項目主體工程正式動工。2017年,主要電力企業實際完成對外投資193億美元,新增電力對外投資項目26項;對外承包工程新簽合同額488億美元,境外承包項目中投產火電機組1227萬千瓦、水電機組166萬千瓦;出口設備和技術合計超過52億美元。電力項目合作是“一帶一路”合作新的亮點和明星領域,全年主要電力企業在“一帶一路”沿線國家完成電力投資項目12項、合計項目總投資126億美元,承擔大型承包項目194個、合計合同金額306億美元,涵蓋火電、水電、風電、太陽能發電、核電、輸配電等工程領域。

  九、問題與展望

  黨的十九大做出了“中國特色社會主義進入新時代”的重大論斷,我國經濟已由高速發展階段轉入高質量發展階段。在我國發展新的曆史方位下,能源電力行業要推進能源生產和消費革命,構建清潔低碳、安全高效的能源體係,這是能源電力行業的曆史性重任,也是建設現代化經濟體係的重要基礎和支撐。但從當前電力發展改革現狀看,還存在很大差距,仍麵臨著較為嚴峻的形勢和挑戰。

  電力係統安全穩定運行麵臨嚴峻考驗 隨著我國電力快速發展和持續轉型升級,大電網不斷延伸、電壓等級不斷提高、大容量高參數發電機組不斷增多,新能源發電大規模集中並網,電力係統形態及運行特性日趨複雜,特別是信息技術等新技術應用帶來的非傳統隱患增多,對係統支撐能力、轉移能力、調節能力提出了更高要求,給電力係統安全穩定運行帶來了嚴峻考驗。此外,各類自然災害頻發,保障電力係統安全任務更為艱巨,發生大麵積停電風險始終存在。

  清潔能源消納問題依然突出 2017年,在各方共同努力下,通過綜合施策,棄風、棄光率有所下降,雲南、四川棄水電量有所減少,遼寧、福建核電限電情況有所緩解,但並沒有從體製機製上解決清潔能源消納問題,清潔能源發展麵臨的問題依然突出,如發展協調性不夠、係統靈活性不足導致調峰困難、輸電通道建設不匹配導致大範圍消納受限、水電流域統籌規劃和管理較為薄弱、新能源自身存在技術約束、需求側潛力發揮不夠、市場機製不完善、政策措施有局限等問題依然沒有得到較好解決,未來核電和大規模新能源發電並網消納、西南水電開發與送出的壓力和挑戰會越來越大,難以適應國家“推進能源生產和消費革命,構建清潔低碳、安全高效的能源體係”的總要求。

  煤電企業經營困難,保障煤電清潔發展能力較弱 煤電發電量占全國發電量的65%,長期以來在電力係統中承擔著電力安全穩定供應、應急調峰、集中供熱等重要的基礎性作用,在未來二三十年內,煤電在清潔發展的基礎上,仍將發揮基礎性和靈活性電源作用,仍是為電力係統提供電力、電量的主體能源形式。但2016年下半年以來,煤炭供需持續緊張,電煤價格上漲並長期高於國家設定的500-570元/噸的“綠色區間”,據調研測算,2017年五大發電集團到場標煤單價比上年上漲34%,導致電煤采購成本比上年提高920億元左右;全國煤電行業因電煤價格上漲導致電煤采購成本提高2000億元左右,導致煤電行業大麵積虧損。煤電長期經營困難甚至虧損,不利於電力安全穩定供應,也極大削弱了煤電清潔發展的能力,煤電清潔發展的任務更加艱巨。

  核電建設發展停滯 核電是可以大規模替代煤炭、為電力係統提供穩定可靠電力的清潔能源發電類型,是實現國家2020年和2030年非化石能源發展目標、構建清潔低碳、安全高效能源體係的重要手段。但近兩年核電發展停滯,已連續兩年沒有核準新的核電項目(除示範快堆項目外),核電投資規模也連續兩年下降,在建規模減少到2017年底的2289萬千瓦,核電發展進度明顯慢於《國家電力發展“十三五”規劃》,可能會影響國家非化石能源消費比重目標完成,也與核電產業鏈(核電特殊性:建設周期長、安全要求高、人才培養慢)宜平穩發展這一產業特殊性要求有較大差距。

  電力改革與市場化建設進入深水區 兩年多來,電力改革全麵推進、成效顯著,接下來的電力改革將逐步進入攻堅克難、啃硬骨頭的深水區。綜合體現在:一是政策多門、各地各異。導致各類試點在具體落實過程中,中央各部門之間、中央與地方之間、政府與市場主體之間、電力企業與社會之間協調難度大,規則不規範,市場準入標準各地各異。二是跨省區交易存在壁壘障礙。市場交易體係不健全、品種不完善、信息不對稱,製約清潔能源跨區交易與消納規模,難以體現市場對資源配置的優勢。三是電價體係有待完善。當前電力上遊至電力各產業鏈乃至用戶側價格仍以計劃調控為主導,缺乏合理的市場化疏導機製,導致發電企業尤其是煤電企業的合理利潤空間被肆意擠壓,輸配電成本歸集和電價交叉補貼沒有科學化的監審標準,電網和社會企業投資增量配電網積極性受挫,行業可持續發展能力減弱。四是支撐增量配電業務試點的相關政策規範和發展規劃缺乏、相關法規不清晰,配電存量與增量的區域劃分與建設發展困難重重,投資效益不確定,安全運營風險加大。

  2018年是全麵貫徹黨的十九大精神的開局之年,是改革開放40周年,是決勝全麵建成小康社會、實施“十三五”規劃承上啟下的關鍵一年。我國電力發展也進入轉方式、調結構、換動力的關鍵時期,電力供需多元化格局越來越清晰,電力結構低碳化趨勢越來越明顯,電力係統智能化特征越來越突出。電力行業將按照黨的十九大報告提出的“推進能源生產和消費革命,構建清潔低碳、安全高效的能源體係”的總要求,以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導,繼續遵循能源 “四個革命、一個合作”戰略構想,深入研究社會主要矛盾變化對能源電力行業的影響,準確把握能源電力發展大趨勢,立足當前、著眼長遠,持續推進電力供給側結構性改革,持續優化供給結構、提高供給質量、滿足有效需求,著力解決電力安全穩定運行、清潔能源消納、煤電企業經營困難及保障清潔發展能力弱、核電發展停滯等突出矛盾和問題,繼續加快推進電力改革,擴大電力市場化電量比重,持續推動電力發展質量變革、效率變革和動力變革,努力實現電力行業平穩健康可持續發展。(摘自《中國電力行業年度發展報告2018》)

    注釋:

    1納入中電聯統計口徑的26家大型發電企業:中國華能集團有限公司(以下簡稱“華能集團”)、中國大唐集團有限公司(以下簡稱“大唐集團”)、中國華電集團有限公司(以下簡稱“華電集團”)、國家能源投資集團有限責任公司(以下簡稱“國家能源集團”)、國家電力投資集團有限公司(以下簡稱“國家電投集團”)、中國長江三峽集團有限公司(以下簡稱“三峽集團”)、中國核工業集團有限公司(以下簡稱“中核集團”)、中國廣核集團有限公司(以下簡稱“中廣核集團”)、廣東省粵電集團有限公司(以下簡稱“粵電集團”)、浙江省能源集團有限公司(以下簡稱“浙能集團”)、北京能源投資(集團)有限公司、申能股份有限公司、河北省建設投資集團有限公司、華潤電力控股有限公司、國投電力控股股份有限公司、新力能源開發有限公司、甘肅省電力投資集團公司、安徽省皖能股份有限公司、江蘇省國信資產管理集團有限公司、江西省投資集團公司、廣州發展集團有限公司、深圳能源集團股份有限公司、黃河萬家寨水利樞紐有限公司、中鋁寧夏能源集團公司和山西國際電力集團有限公司。

    2指參加中電聯電力交易信息共享平台的華能集團、大唐集團、華電集團、國家能源集團、國家電投集團、三峽集團、中核集團、中廣核集團、粵電集團和浙能集團。

    3指華能集團、大唐集團、華電集團、國家能源集團和國家電投集團。

 
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