中电联：关于近期电力供需形势的几点认识

第一篇：中电联：关于近期电力供需形势的几点认识

中电联：关于近期电力供需形势的几点认识

近期，社会各界针对当前缺电形势有着各种分析和评论，作为行业协会，中国电力企业联合会密切关注电力供需形势，积极开展调查研究和形势分析，对电力供需的新特征的认识不断加深。现就有关情况分析如下：

一、当前电力供需形势

局部地区时段性缺电在近几年是一直存在的，与近几年比较，当前的缺电呈现时间提前、范围扩大、缺口增加的特点，但是与2004年以前的大面积缺电明显不同。当前的缺电，主要表现仍然是结构性缺电，具有局部性、季节性、时段性特点，在华东、华中部分省（市）缺电比较严重，对局部地区的生产、生活造成一定影响。而2003-2004年的缺电是大面积、长期性的全国性缺电。因此既要高度重视当前的缺电形势，积极、主动采取相应措施缓解供需矛盾已刻不容缓，同时也要充分认识当前缺电的性质和特点，不宜过于夸大缺电的状况和影响，甚至将其定义为全国性“电荒”。

1-4月份，受电力需求较快增长、电煤供应及运力紧张、部分地区干旱导致水电出力下降、局部地区电力供应能力不足、电网跨区调剂能力受限等因素影响，全国电力供需形势总体偏紧，部分地区、高峰时段电力供需矛盾确实比较突出。例如：在电力“迎峰度冬”的1-3月份期间，1月份，全国共有近20个省级电网出现电力供应缺口，合计最大电力缺口3000万千瓦左右，这些省份基本是中西部水电、煤电大省以及取暖用电负荷比重较高的东、中部省份；2月份以后逐步缓解；4月份通过采取有序用电等措施，电力缺口下降到1000万千瓦左右，湖南、江西、重庆、浙江、贵州等地或由于处于电煤运输的末端、或由于水电持续偏枯、或由于新增装机不足、或由于当地电煤供应不足以及电力消费需求的刚性增长等因素的共同影响作用，导致电力缺口占当地最大发电负荷的比重较高，供电形势是严峻的，但是我们应该认识到这种缺电完全不同于2005年之前的全国性大面积、持久性“缺电”，总体上属于结构性缺电，通过采取有序用电措施，加大跨区跨省电力电量支援、有效协调好煤电矛盾，就可以一定程度上缓解供需矛盾、减少缺口，但是如果不及时加以解决，缺口有可能会进一步扩大，时间会进一步拖长。

迎峰度夏（6-8月份）期间，预计全社会用电量1.25-1.3万亿千瓦时，同比增长约12%；最高用电负荷增长14%左右。从电力供需平衡关系分析，在供应方面，1-5月份，全国基建新增装机约2500万千瓦，到5月底全口径装机在9.85亿千瓦左右；在新增装机中，火电比重同比进一步下降，发电出力有效能力只有火电的40%、且主要分布在西部、北部地区的风电比重同比继续提高，导致迎峰度夏期间有效的电力供应能力增幅低于最高负荷增速近3-4个百分点，全国电力供需形势总体上比前两年同期偏紧，供需缺口较大的地区依然是供应能力不足或电网输送能力受限的东部、中部地区。如果电煤价格继续高企、部分地区电煤紧张的状况不能得到明显改观，迎峰度夏高峰期缺煤停机、煤质下降以及华中、华东干旱的持续，将进一步影响这些地区电力供应能力的发挥，电力供需的缺口将进一步扩大。预计迎峰度夏期间，华东电力缺口1500万千瓦，华北、华中、南方缺口均在500万千瓦左右；而东北、西北电力富余较多。如果气候、来水、电煤供应等不确定因素的叠加作用，高峰缺口还可能进一步扩大，就全国平均而言，届时最大电力缺口占最高用电负荷的比重在5%左右（2004年这一比重超过10%）。

同时，由于近几年电源新增的机组类型结构、地区结构不均衡，使火电比重快速下降、新能源发电比重提高、西部地区电源装机容量占全国总量的比重快速增加，而相应的电网建设没有跟上，导致全国性的资源优化配臵能力严重受限，东部、中部地区的季节性电力缺口增加，反之西部、东北地区富余的电力无法输送到东中部，这是典型的结构性缺电格局。

二、发电设备利用率

在电力行业，发电设备利用率通常用发电设备利用小时数这个指标进行对标衡量。一个机组的发电容量（单位为千瓦）就是该机组一个小时内满负荷发出的电量（单位为千瓦时），机组全年8760小时满负荷发电生产，就实现了100%的发电设备理想状态利用率，对应的机组发电设备利用小时就是8760小时。根据电力行业统计指标解释，一个地区发电设备（包含火电、水电、核电、风电、光伏发电、生物质能发电等所有类型）平均利用小时为5500小时的含义，是该地区并网生产的所有类型机组在统计期末按平均设备容量（不是所有机组铭牌容量的几何叠加）在一年中满负荷运行生产5500小时，其对应的设备利用率为62.79%。

不同类型机组由于其发电的物理特性不同，其发电设备平均利用小时水平也不尽相同，如核电的全年平均发电利用小时通常在7800小时，水电全年平均发电利用小时在3400小时左右，风电全年平均发电利用小时在2000小时左右，但是火电设备利用小时差距一般比较大，这主要取决于当地电源结构、电力供需平衡情况。由于我国历史上长期处于缺电状态，火电设备利用小时数在2007年以前持续较高，这是紧缺经济的具体体现。从世界各国利用小时的统计来看，各国发电设备平均利用小时普遍处于4000-5000小时之间（对应的平均设备利用率为45.7%-57%），2007年世界平均水平是4330小时（对应的平均设备利用率为49.4%），美国等发达国家也基本在世界平均水平左右。全国发电设备利用小时从2006年的5198小时下滑到2010年的4650小时，一方面是由于装机增长较快、供需形势有所缓解，另一个方面是几年来风电、水电比重快速提高的累计效应，导致发电设备小时逐步降低。

由于水电、核电、风电等清洁能源发电的优先调度，火电承担了电力生产调峰的作用，因此其对电力需求波动的反应最为敏感。今年1-4月份，全国发电设备累计平均利用小时1530小时，比上年同期提高21小时，提高幅度不是很大，其中有水电、风电比重增加的因素。但是东部、中部地区以及西部缺电省份的火电设备利用小时不仅远高于上年同期甚至已经高于2007年（供需趋缓、供应能力得以释放的起点年份）同期200多小时，例如：江苏比2007年增加241个小时，安徽增加242个小时，湖南增加188小时，重庆、四川也分别增加244、273小时，相当于火电设备平均利用率比2007年1-4月份分别提高7-9个百分点。预计这些省份2011年全年火电设备利用小时比2010年将增加300-400小时，有些省份甚至会增加500-700小时，全国火电设备平均利用小时数也因此可能提高到5300小时，比上年增加250小时，但是全国发电设备利用平均小时数仅比2010年增加100小时左右。

发电设备利用小时只是一个从全局和宏观角度粗略判断电力供需情况的参数，对于一个具体的地区和不同的电力结构而言要做具体分析。从历史经验来看并结合新时期的用电特性，火电设备平均利用小时数在5000小时（其中煤电在5100小时）以下，表明全国电力供需平衡有余；在5000-5400小时（其中煤电在5100到5500小时）范围内，表明供需紧张；超过5400小时可认为处于缺电状态。随着电气化水平的提高、系统峰谷差拉大以及新能源导致火电调峰任务加重，今后火电利用小时有走低的趋势。2008、2009年，火电设备利用小时低于4900小时，全国电力供需呈现总体平衡有一定富余态势。2011年全国发电设备平均利用小时比2010年的增幅仍然不会很大，但是火电增幅却比较大，尤其在东、中部地区以及西部缺电省份更加明显，充分显示出2011年是结构性缺电的特征。

三、火电企业亏损问题

近几年，由于“市场煤、计划电”之间的矛盾突出，煤价上涨不能顺畅传到出去，导致电力行业经营状况持续下滑，甚至陷入经营困难的局面。2003年以来，秦皇岛5500大卡煤炭累计上涨超过150%，而销售电价涨幅仅为32%，价格传导途径严重不畅，电力行业多年来承受了过度的成本上涨压力，其累计效应已经导致电力企业经营陷入困局、可持续发展能力严重不足。

今年以来，市场煤价持续高位运行，特别是4月份以来持续上涨，目前秦皇岛5500大卡煤炭价格已经高于2008年最高点，东南沿海以及华中地区煤炭到岸（厂）的标煤价普遍超过1000元/吨。综合来看，五大发电集团公司平均到场标煤单价普遍上涨超过80元/吨，涨幅同比均超过10%，导致火电企业亏损严重。根据国家统计局统计，1-3月份，火电生产企业实现利润总额25亿元，主要集中在上网电价较高的外资、合资电厂以及部分重点合同煤能够得到充分保障的电厂，全火电行业利润额同比下降75.3%；销售利润率仅有0.8%，比上年同期下降3.1个百分点，说明作为电力供应保障基础作用的火电企业，全面处于经营困局之中，并由此拖累全电力行业的利润处于极低水平。根据中电联的行业统计调查，1-4月份，华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团火电亏损额合计105.7亿元，比上年同期增亏72.9亿元，煤价上涨是根本原因。4月份，国家上调部分省份上网电价，但是由于个别省份没有实施，再加上同期煤价持续上涨，火电企业亏损情况没有好转。4月份，五大集团火电业务仍然亏损17.1亿，如果煤电矛盾得不到根本解决，整体发电行业经营仍然将十分困难，部分发电厂已经资不抵债、甚至无钱买煤的程度和范围可能继续扩大，这些因素均给迎峰度夏电力供应保障带来很大风险。

电力行业受困于煤电价格矛盾等主要因素，各项指标全面落后于全国规模以上工业企业，也全面落后于各主要工业行业。电力行业的资产总额在各行业中居首位，但与各主要上下游行业相比，电力行业资产负债率明显偏高，利润总额及销售利润率也处于中下水平，如利润总额仅为煤炭、石油天然气开采行业的1/3左右，销售利润率仅为煤炭行业的1/5左右、石油天然气开采行业的1/12左右；电力行业亏损企业亏损额明显高于其他各行业，是煤炭的5.7倍、石油天然气开采行业的7.6倍。

四、机组检修问题

4月份是传统的用电淡季，在4月份出现电力缺口是受需求旺盛、水电减发、电煤紧张等因素综合影响，这其中也有机组检修导致供应能力下降的因素。根据电力行业运行特点，除设备临时发生故障需要立即检修外，电网、发电企业的设备检修是预防性等级计划检修，且有明确的规程规定。发电机组等级计划检修的主要内容是，根据发电机组的特性和电网运行的特性，由发电企业按规程要求作出长期和下一年的等级检修计划报电网企业共同确定，根据确定的计划严格执行。根据规定，检修计划在上一年的11月前完成批复。目前火电企业开展的停机检修基本上属于计划内检修。

电力系统需求特性决定了每年有两个用电高峰期，即夏季和冬季，这也是电力行业内所称的“迎峰度夏”、“迎峰度冬”。电力企业每年都要在这两个用电高峰来临之前进行发电、电网等设备的预防性检修，这也是按照上年电网负荷预测以及发电机组特性由电网企业、发电企业共同协商后于上年底做出的系统性安排，目的是充分利用春秋季用电低谷检修设备，从而积极应对并确保冬夏用电高峰期的电力供应。一般来说，检修高峰期以4、5月和9、10月为主。如今年南方电网公司区域安排4、5月份检修容量分别达到2067万千瓦和1541万千瓦，4月份机组检修容量占全网总装机容量的13%左右上，与年同期比较均处于正常的检修容量范围。再如湖南1-4月份火电设备利用小时比上年水电严重偏枯、导致火电大发情况下还增加了72小时；山西、河南、贵州等煤电资源省份确有因缺煤被迫停机的情况，导致1-4月份火电设备平均利用小时数下降，但尚不是导致缺电的根本原因。

五、缺电与窝电问题

“十五”以来，国家实施西部大开发和西电东送战略，通过跨区跨省电网，逐步实现西部丰富的资源向东部负荷中心区输送，在一定程度上解决了东部电力供应问题。截至2010年底，西电东送三大通道输送能力已经超过7000万千瓦（相当于2010年底广东省发电装机全部容量），比2005年增加一倍，国家资源优化配臵的格局在逐步形成。2010年全年跨区送电量完成1492千瓦时，同比增长21.7%，跨省输出电量5877亿千瓦时，同比增长12.0%，对确保全国电力供需平衡、调节不同区域季节性需求以及充分发挥不同类型发电设备生产特性（时空调剂）起到了十分重要的作用。但是目前来看，跨区送电规模仍然不能满足当前大范围资源优化配臵的需求。在今年华东、华中、华北和南方电网缺口较大的情况下，东北和西北地区还分别富余1300-1400万千瓦左右的电力，由于受限于当前跨区跨省线路的输送容量，已经无法将这些富余电力输送到东部缺电地区，造成电力富余（窝电）和缺电的情况同时存在而无法进行调剂。

2012-2013年，按照目前的需求增长和装机情况，预计电力供需形势将比今年更加紧张，电力缺口将进一步扩大。要解决这一问题，除了就地增加电力供应能力方式外，还要加快跨区电网建设项目，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，既解决了西部电力富余问题，也解决了东中部地区电力紧张问题，实现由“单纯依靠煤炭运输”向“输煤输电并举”的转变，以“就地平衡发展方式”向“大范围资源优化配臵”发展方式的转变。

第二篇：中电联发布2014全国电力供需形势分析预测报告-

中电联发布2014全国电力供需形势分析预测报告

时间： 2014-02-25 10:13:47 信息来源: 中电联规划与统计信息部

2013年，全国电力运行安全平稳，电力供需总体平衡。全社会用电量全年同比增长7.5%，同比提高

1.9个百分点；第三产业和城乡居民用电延续高速增长，分别同比增长10.3%和9.2%；第二产业用电同比增长7.0%，制造业用电增速逐季攀升，四大高耗能行业用电增速先降后升、同比增长6.0%；西部地区用电增速继续明显领先，各地区增速均高于上年。年底全国发电装机容量首次跃居世界第一、达到12.5亿千瓦，全年非化石能源新增装机占全部新增的比重提高到62%，水电新增装机创历史新高，并网太阳能发电新增装机增长近十倍。风电发电量保持高速增长，设备利用小时同比再提高151小时、设备利用率明显提高。

展望2014年，我国经济将延续平稳增长态势，预计国内生产总值同比增长7.5%左右，相应全社会用电量同比增长7.0%左右，年底全国发电装机13.4亿千瓦左右。预计全国电力供需总体平衡，东北区域电力供应能力富余较多，西北区域电力供应能力有一定富余，华北区域电力供需平衡偏紧，华东、华中、南方区域电力供需总体平衡。

一、2013年全国电力供需情况分析

（一）全社会用电量增速同比提高，季度增速前升后降

根据我会统计，2013年全社会用电量5.32万亿千瓦时、同比增长7.5%，增速比上年提高1.9个百分点，人均用电量达到3911千瓦时。主要受宏观经济企稳回升、夏季持续高温天气、冬季气温偏暖等影响，前三季度用电增速逐季回升，第三季度最高达10.9%，第四季度增速回落，仍达到8.4%，高于全年及上年同期增速。

第三产业和城乡居民用电延续高速增长。第三产业用电量同比增长10.3%，反映出第三产业市场消费需求持续活跃，占全社会用电比重同比提高0.3个百分点。城乡居民用电量同比增长9.2%、占比提高0.19个百分点，其中三季度全国大部分地区遭遇持续高温天气，当季城乡居民生活用电量同比增长17.6%、为近几年来季度用电最高增速。

图12012、2013年电力消费结构图

制造业用电增速逐季攀升，四大高耗能行业用电增速先降后升。第二产业用电量同比增长7.0%、同比提高2.8个百分点，对全社会用电增长的贡献率上升为68.7%、同比提高13.6个百分点。制造业用电增长

6.8%，分季增速依次为4.5%、5.0%、8.0%和9.3%，反映出下半年以来我国实体经济生产呈现稳中有升的良好态势。化工、建材、黑色金属、有色金属四大行业全年合计用电同比增长6.0%，分季增速依次为5.3%、3.3%、6.9%和8.6%，占全社会用电量比重同比降低0.43个百分点。

西部地区用电增速继续明显领先，各地区增速均高于上年。东部、中部、西部和东北地区全年用电增速分别为6.6%、6.9%、10.6%和4.2%，均高出上年增速。西部地区明显领先于其他地区，占全国用电比重同比提高0.7个百分点。

图22012、2013年全国分地区电力消费结构图

图32013年各地区分季度全社会用电量增速情况图

（二）全国发电装机容量首次跃居世界第一，新能源发电继续超高速增长

全年电网投资占电力工程投资比重为51.2%、同比提高1.6个百分点；电源投资中的非化石能源发电投资比重达到75.1%，同比提高1.7个百分点。全年非化石能源发电新增装机5829万千瓦、占总新增装机比重提高至62%。2013年底全国发电装机容量首次超越美国位居世界第一、达到12.5亿千瓦，其中非化石能源发电3.9亿千瓦，占总装机比重达到31.6%、同比提高2.4个百分点。全年发电量5.35万亿千瓦时、同比增长7.5%，发电设备利用小时4511小时、同比降低68小时。全国火电机组供电标煤耗321克/千瓦时，提前实现国家节能减排“十二五”规划目标（325克/千瓦时），煤电机组供电煤耗继续居世界先进水平。

水电新投产容量创历史新高。全年常规水电新增2873万千瓦，年底装机2.6亿千瓦、同比增长12.9%；发电量同比增长4.7%，设备利用小时3592小时。全年抽水蓄能新增120万千瓦，年底装机容量2151万千瓦。

并网太阳能发电新增装机同比增长近十倍。2013年，国务院及各部门密集出台了一系列扶持国内太阳能发电产业发展政策，极大地促进了我国太阳能发电发展。全年新增装机1130万千瓦、同比增长953.2%，年底装机1479万千瓦、同比增长335.1%；发电量87亿千瓦时、同比增长143.0%。

风电延续高速增长，风电设备利用率明显提高。全年并网风电新增1406万千瓦，年底装机7548万千瓦、同比增长24.5%；发电量1401亿千瓦时、同比增长36.3%，发电设备利用小时2080小时，为2008年以来的最高水平，同比再提高151小时，风电设备利用率连续两年提高。

核电投资同比减少，全年投产两台核电机组。全年完成核电投资同比减少22.4%；新增两台机组共221万千瓦，年底装机1461万千瓦、同比增长16.2%；发电量同比增长14.0%，设备利用小时7893小时、同比提高38小时。

煤电投资及其装机比重连续下降，气电装机增长较快。全年完成煤电投资同比下降12.3%，占电源投资比重降至19.6%。年底装机7.9亿千瓦，占比降至63.0%、同比降低2.6个百分点。发电量同比增长6.7%，占比为73.8%、同比降低0.6个百分点，全年设备利用小时5128小时。2013年底，全国气电装机同比增长15.9%，发电量同比增长4.7%。

跨区送电保持快速增长。全年完成跨区送电量2379亿千瓦时、同比增长17.9%，跨省输出电量7853亿千瓦时、同比增长9.1%，四川为消纳富余水电，通过向上直流和锦苏直流线路外送华东电量547亿千瓦时、同比大幅增长185.8%。南方电网区域西电东送电量1314亿千瓦时、同比增长5.8%。

电煤供应宽松，天然气供应紧张。国内煤炭市场供应宽松，电煤价格先降后升。天然气需求增长强劲，冬季用气紧张，部分燃机发电供气受限。2013年7月国家上调非居民用天然气价格以来，部分燃机发电企业因地方补贴不到位出现持续亏损。

（三）全国电力供需总体平衡，地区间电力富余与局部紧张并存

2013年，全国电力供需总体平衡。其中，东北和西北区域电力供应能力富余较多；华北、华中和南方区域电力供需总体平衡；华东区域电力供需偏紧，江苏、浙江等地在年初、夏季用电高峰时段出现错避峰。

二、2014年全国电力供需形势预测

（一）电力消费增速预计将比2013年小幅回落

总体判断，2014年我国经济将延续平稳增长态势，预计国内生产总值同比增长7.5%左右。综合考虑2014年经济增长形势、国家大气污染防治与节能减排、化解钢铁等高耗能行业产能严重过剩矛盾以及2013年迎峰度夏期间持续高温天气导致用电基数偏高等因素，预计2014年我国全社会用电量同比增长

6.5%-7.5%，推荐增长7.0%左右。

（二）电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重继续提高

预计全年新增发电装机9600万千瓦左右，其中非化石能源发电6000万千瓦左右、煤电新增3000万千瓦左右。预计年底全国发电装机达到13.4亿千瓦，其中煤电8.2亿千瓦左右，非化石能源发电4.5亿千瓦左右，非化石能源发电占比接近34%。非化石能源发电装机中，常规水电2.8亿千瓦、抽水蓄能发电2271万千瓦、核电2109万千瓦、并网风电9300万千瓦、并网太阳能发电2900万千瓦左右。

（三）2014年全国电力供需总体平衡

预计2014年全国电力供需总体平衡。其中，东北区域电力供应能力富余较多，西北区域有一定富余；华北区域电力供需平衡偏紧；华东、华中、南方区域电力供需总体平衡。预计全年发电设备利用小时4430-4480小时，其中煤电设备利用小时超过5100小时。

三、有关建议

（一）加快发展清洁能源发电

加快发展清洁能源发电已成为我国能源电力发展的重大战略选择，建议：一是深化总体战略研究，统筹规划清洁能源发电。增强水电、核电、天然气发电以及新能源发电等清洁能源发电的规划协调性，保障规划与国家财政补贴额度、环境保护要求、经济社会电价承受能力以及电力系统消纳能力等相关因素相协调。二是健全完善相关管理制度和技术标准。完善相关技术标准，加强清洁能源发电设备制造、建筑安装、生产运行、退役后处理等全过程环保标准完善与监督；加强清洁能源发电并网制度管理，严格执行并网技术规定；统筹规划、逐步开展核电标准建设工作，逐步建立并完善与国际接轨的国内核电技术标准体系。三是加快完善并落实促进分布式发电发展相关政策措施。创新分布式发电商业模式，构建以电力购买协议

为载体，由投资者、开发商和中小用户参与的第三方融资/租赁合作平台，进一步破除分布式发电融资障碍;进一步制定和落实分布式光伏发电的电费结算、补贴资金申请及拨付的工作流程，确保光伏发电补贴及时足额到位；完善天然气分布式发电电价及补贴政策。四是健全资金筹集机制和进一步完善财政税收扶持政策。拓宽清洁能源发电发展基金来源渠道，适度增加政府财政拨款额度，建立完善捐赠机制，推广绿色电力交易机制；加大财政资金对科技开发特别是基础研究的投入；对清洁能源产业制定明确的税收优惠政策；鼓励金融机构对清洁能源发电特别是分布式清洁发电项目融资贷款，并给予多方面优惠。五是推行绿色电力交易。实施居民和企业自愿认购绿色电力机制，作为电价补贴机制的重要补充。六是鼓励清洁能源发电科技创新，降低发电成本。为力争2020年前实现风电上网电价与火电平价，2020年实现光伏发电用户侧平价上网，积极开展风电、光伏发电等领域的基础研究、关键技术研发，进一步降低发电成本。

（二）加快制定实施电能替代战略规划

为贯彻落实国务院《大气污染防治行动计划》，尽快解决我国严重雾霾天气问题，需要加快实施电能替代工程。建议：一是国家尽快研究制定电能替代战略规划，出台电能替代产业政策。以电能替代战略规划统筹指导实施“以电代煤”和“以电代油”工程，提高全社会电气化水平，不断提升电能占终端能源消费比重。二是加快在工业、交通运输业、建筑业、农业、居民生活等主要领域实施电能替代工程。在工业和民用领域推广“以电代煤”，降低散烧煤应用范围，提高煤炭转化为电力的比重。在城市交通领域，大力推动城市电动汽车、电气化轨道交通的研发和应用，推广新建小区建设电动汽车充电桩。三是加快调整电源结构和优化电源布局。积极有序发展新能源发电，在确保安全的前提下加快核准开工一批核电项目，加快西南水电基地开发以及西部、北部大型煤电基地规模化和集约化开发，通过特高压等通道向东中部负荷中心输电、提高东中部接受外输电比例，实现更大范围的资源优化配置和环境质量的结构性改善。四是通过市场机制和经济手段促进节能减排，深化电力需求侧管理，推行合同能源管理，推进发电权交易和大气污染物排污权交易。五是提高电力企业环保设施运行维护管理水平，发挥好现有环保设施的污染物控制能力。

（三）加快解决“三北”基地不合理“弃风”问题

2012年以来全国并网风电设备利用率稳步提高，但“三北”基地“弃风”问题仍然存在。建议：一是坚持集中与分散开发相结合、近期以分散为主的风电开发方针。分散开发应该成为近中期风电开发的侧重点，集中开发要以确定的消纳市场和配套电网项目为前提，因地制宜稳妥开发海上风电。二是切实加强统筹规划，健全科学有序发展机制。科学制定全国中长期总量目标，立足电力行业总体规划来深化统筹风电专项开发规划，坚持中央与地方规划相统一，健全完善国家规划刚性实施机制。三是切实加强综合协调管理，提高政策规划执行力。科学制定项目核准流程规范，强化规划执行刚性；建立风电项目和配套电网、调峰调频项目同步审批的联席会议制度，建立项目审批与电价补贴资金直接挂钩制度；加快跨区通道建设，加快核准和超前建设包括特高压输电工程在内的跨区跨省通道工程，尽早消纳现有“三北”基地风电生产能力；尽早建立健全调峰调频辅助服务电价机制；科学制定各类技术标准和相关管理细则。

（四）加快解决东北区域发电装机富裕问题

东北地区电力供应能力长期富余，随着辽宁红沿河核电厂等项目陆续投产，电力供应富余进一步增加，发电企业经营困难加剧。建议：一是国家对东北电力富余问题开展专题研究，提出消纳东北电力富余电力的方案和措施；二是“十二五”期间应严格控制区域内包括煤电、风电在内的电源开工规模，以集中消化现有电力供应能力。

（五）加快理顺电价、热价形成机制，促进解决云南等水电大省煤电企业及北方热电联产企业长期普遍亏损问题

我国已经进入电价上涨周期，要立足于电力市场化改革顶层设计，加快推进电价机制改革，更多采用市场机制调节电价，减少行政干预：一是加快发电环节两部制电价改革。尽快研究云南等水电大省的煤电价格形成机制，解决这些地区煤电企业持续严重亏损、经营状况持续恶化而面临的企业生存问题；加快理顺天然气发电价格机制。二是加快形成独立的输配电价机制，稳妥推进电力用户与发电企业直接交易。国家有关部门应加大市场监管力度，对地方政府行政指定直接交易对象、电量、电价以及降价优惠幅度等行为及时纠正和追责。三是针对华北、东北及西北地区热电联产企业供热连年大面积亏损的实际困难，建议有关部门应出台分区域供热价格指导政策，对供热亏损较大的地区按照成本加成原则重新核定热价，并执行煤热价格联动机制；对热价倒挂严重、亏损严重的供热企业予以政策支持和财税补贴，以保障企业的正常经营生产，确保迎峰度冬期间安全稳定供热。

（六）加快完善大气污染物特别排放限值相关政策措施

根据国家2013年2月发布的《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》，要求重点控制区域（19个省的47个城市）主城区的燃煤机组自2014年7月1日起执行特别排放限值，非主城区的在“十三五”期间执行特别排放限值。电力企业普遍反映，执行特别排放限值在技术、工期、经济等方面存在诸多难以克服的困难。建议：一是由国家有关部门共同研究提出能够满足特别限值要求的指导性技术路线和更为科学的监督考核要求。二是相关部门继续完善特别排放限值地区的现役燃煤机组综合环保电价，针对新建机组执行特别限值而增加的成本支出应相应调整电价。三是统筹安排停机改造时间，避免停机改造影响到电力平衡问题，对于确因客观原因、在限期前不能完成环保改造的机组，顺延实施。四是对重点地区环保技改工程提供环保专项资金和贷款贴息补助

第三篇：中电联秘书长专栏文章之一： 霾、PM2.5与电力

在现阶段，以政绩为引导，以控制全国、数个行业或一个行业的污染物排放总量为主要目的的环保措施，并不能真正有效、经济地达到改善环境质量的目的。“一刀切”式的控制要求是粗放得不能再粗放、简单得不能再简单的措施、盲目得不能再盲目的控制手段，虽然“政绩”能够实现——因为仅电厂的污染物减排的要求就可以达到全国减排总量的要求，但灰霾天却不为粗放的环境管理买账，“十一五”实践结果已经证明了这个结论。

霾、PM2.5与电力

中国电力企业联合会

王志轩

去年入秋以来，由于“雾突突”的天气出现增多，公众对空气质量的实际感受与环保部门发布的空气污染指数相悖，越来越让人闹心。据媒体报道，环保部部长周生贤向全国人大常委会报告称，“珠三角、长三角、京津冀等区域性大气污染日益突出，广州、深圳、上海、南京、苏州、天津等大城市的灰霾（mái）天数已占全年的30%至50%。”

一时间，“霾”，“PM2.5”成了热门词汇。社会的高度关注，使2011的最后一天，环保部原则通过的《环境空气质量标准》中增设了PM2.5平均浓度限值和臭氧8小时平均浓度限值，收紧了PM10、二氧化氮等污染物的浓度限值。为帮助读者科学了解有关灰霾、PM2.5与电力关系，笔者在北京的一个“灰霾”天气中写下如下文字。

深入了解霾与PM2.5

霾是什么？“霾”又称“灰霾”，香港和澳门称霾为“烟霞”，根据国家权威气象机构给出的定义，霾是大量极细微的干尘粒等均匀地浮游在空中，使水平能见度小于10千米的空气普遍混浊现象。霾使远处的亮物体微带黄、红色，使黑暗物体微带蓝色。在能见度小于10千米，相对湿度小于80%时，排除降水、沙尘暴、扬沙、浮尘、烟幕、吹雪、雪暴等天气现象造成的视程障碍，就可判断为霾。但相对湿度在80～90%时，还要根据PM2.5、PM1的质量浓度以及气溶胶散射系数与气溶胶吸收系数之和三个大气成分指标来判别是否超过限值，且只要三个指标中有一种指标超过限值，即使能见度大于10千米也是霾。

根据能见度大小，霾分为轻微、轻度、中度、重度4级，重度时能见度小于2千米，轻微时能见度大于5千但小于10千米。雾和霾的区别主要在于水分含量的大小，雾是由大量悬浮在近地面空气中的微小水滴或冰晶组成的、相对温度在90%以上，使水平能见度降到1千米以内。

PM2.5是什么？在国家环境空气监测方法中它的定义为：悬浮在空气中，空气动力学直径小于和等于2.5微米的颗粒物；气象观测规范定义为：空气动力学等效直径小于和等于2.5微米的大气气溶胶质量浓度。虽然定义的角度有所不同，但本质是指能悬浮在空中的细颗粒。

所谓空气动力学直径，即实际粒子与假想的一种单位密度为1克/立方厘米的球体，在静止空气中达到相同的沉降速度时，假想粒子的直径即为实际粒子的空气动力学（等效）直径。所以PM2.5 中2.5并不是颗粒物的几何直径，相同空气动力学直径的颗粒，比重越大几何直径越小。

在实际测定环境空气中的PM2.5时用重量法、冲击法等，如用重量法时是采用一种将不同粒子粒径分离功能的设备——称为“切割器”——装在抽气装置上，将PM2.5截留在特定的滤膜上，然后称取重量，如同在家中的吸尘器口上装一个 只让PM2.5通过的 “切割器”和空气计量装置，把吸尘袋中尘称取重量一样，最后得到质量浓度。

霾与PM2.5到底是什么关系呢？由霾的定义和判别的方法可知霾是现象，PM2.5是形成霾的重要直接内因，霾虽然可以是自然因素形成，但通常情况下主要是人为排放污染物形成，这也是各国研究它们的关键原因。霾形成也与天气密切相关，在有风、雨等天气过程以及大气扩散条件好时难以形成霾，而且也易于消除已产生的霾，但解决霾的关键还是要减少PM2.5形成。

PM2.5的形成、危害和治理

要弄明白PM2.5 的成因，首先要清楚，PM2.5不是一种单一成分的空气污染物，而是由来自许多不同的人为或自然污染源的大量不同化学组分组成的一种复杂并且可变的大气污染物。

就其产生过程而言，来源一是由污染源直接排出，称为一次颗粒物，其成分主要为元素碳、有机碳土壤尘等，主要产生于化石燃料和生物质燃料的燃烧，此外还包括工业、矿物质的加工和精炼、建筑、农田耕作、风蚀、植物孢子、植物修剪过程等；来源二是由各污染源排出的气态污染物经过冷凝或在大气中由多相化学反应而形成的复合体，称为二次颗粒，其成分主要有硫酸盐、硝酸盐、铵盐和半挥发性有机物等，在大多数地区，硫和氮为主要组分，在一些地区有机气溶胶也可能是重要组成部分。在城市集中区，汽车尾气是重要的一次和二次源，既直接排放颗粒物，也可以是排放出来的NOx转化形成的，尤其是重型柴油车排放大量颗粒物和NOx是城市PM2.5的重要来源；另外，一些溶剂和涂料排放的挥发性有机物也转化成有机物进入到PM2.5。因此，不同国家、地区、城市的PM2.5其来源、组成也是各不相同的。

PM2.5对人体健康和大气环境质量的影响很大。环境空气中空气动力学直径在100微米及以下的颗粒物统称为总悬浮颗粒物（TSP），其中，PM10也称为可吸入颗粒物，PM2.5也称为细粒子。与较粗的大气颗粒物相比，PM2.5粒径小且含大量的有毒、有害物质，且在大气中的停留时间长、输送距离远，因而对人体健康和大气环境质量的影响更大，主要影响在两个方面，一是对人体健康的影响，因为颗粒物非常小，容易穿越鼻腔、穿越支气管系统进入到肺泡中，对人体健康的影响是非常明显的；二是对光的消解作用明显，影响能见度，造成严重的视程障碍。

正因如此，对PM2.5 的治理就更加重要。2005年最新出版的《世界卫生组织空气质量准则》规定：年平均浓度超过0.01毫克/立方米，24小时平均浓度超过0.025毫克/立方米即被认定为PM2.5超标；我国新发布的《环境空气质量标准》将PM2.5年和24小时平均浓度限值分别定为0.035毫克/立方米和0.075毫克/立方米，与世界卫生组织过渡期第1阶段目标值相同；治理的目标就是达到质量标准的要求。

由于PM2.5产生的复杂性，因此在污染控制上更难，关键是在指导思想上要以坚持以改善环境质量为目的分析原因，有的放矢。改善环境质量，要分清主次，并非是污染物排放量最大的源就是对环境影响最大，并非一定先抓或只抓排放“大个”，正如个子高的人不一定就是偷摘树上果子吃的人。事实上，虽然一个家庭用的煤炉一天只烧十多斤煤，一个小区供热的燃煤锅炉一天烧几吨煤，但其影响要比一个普通的一天烧一万吨煤的现代化电厂影响大得多。环境管理的关键是，抓住对环境质量影响最大、对人影响最直接的污染源，如居民用煤炉、工业锅炉等加以治理，才是提高环境质量且经济的有效方法。因此，在现阶段，以政绩为引导，以控制全国、数个行业或一个行业的污染物排放总量为主要目的的环保措施，并不能真正有效、经济地达到改善环境质量的目的。“一刀切”式的控制要求是粗放得不能再粗放、简单得不能再简单的措施、盲目得不能再盲目的控制手段，虽然“政绩”能够实现——因为仅电厂的污染物减排的要求就可以达到全国减排总量的要求，但灰霾天却不为粗放的环境管理买账，“十一五”实践结果已经证明了这个结论。

但是很可惜，我们仍然在这条道路上继续前行，如出台了全世界最严的火电厂大气污染物排放标准的要求，过严的标准将会使人们接受更高的电价且影响节能效果，而享受不到相应改善的环境质量的效果。

控制PM2.5必须采取协同控制和复合控制的手段。协同控制就是要由以城市为主要控制对象，进入到城市为主的区域协同控制，既要区域联合也需要公民发挥作用，包括生活源排放的污染控制如烤羊肉串的污染也要控制以保护自己身边的环境。

复合控制，就是多污染物控制，要对烟尘、气态污染物进行全面控制。如对交通污染源，不仅要在机动车本身的质量上下功夫，更要在使用的燃料的质量上、城市功能区划、交通道路的规划设计上、交通系统的优化上以及交通者行为引导上。再如，在建筑上不仅使用建筑涂料、油漆要环保，生产厂家也应加强产品密封各环节都加强严格控制。

事实上，控制PM2.5 就是要打一场全民攻坚战。

科学看待电力与PM2.5 的关系

电力行业与PM2.5 休戚相关。首先，电力行业是减少PM2.5污染的重要行业。随着电力工业的不断发展，电力对改善环境质量的贡献越来越大，电力工业的科学发展将是解决PM2.5的强大物质基础和技术手段。电力行业对环境质量的贡献主要体现在三个方面，一是将低效率、高排放、高污染的直接燃烧煤炭的方式，转换为清洁的电能加以利用；二是提高可再生能源发电的比例，减少煤炭的使用；三是通过电气化水平的提高，促进全社会综合控制污染水平的提高。如当电动汽车在城市得到更大应用时，城市环境质量将发生质的改善。

其次，电力行业是产生PM2.5的重要行业之一，但影响在不断减小。我国一次能源以煤炭为主，燃煤电厂是排放SO2、NOX、烟尘的重要部门，随着煤炭转换为电力比重的不断提高，大部分燃煤排放将更多转变为电力排放。目前，电力SO2排放占全国SO2排放总量的比例为42.4%，NOX排放约占三分之一强，但从文献来看，火电排放已不是影响城市环境质量和产生霾的主要原因，这得益于电力工业的结构、布局调整以及污染治理等综合措施。

电力工业的污染控制在改革开放，尤其是“十一五”以来取得巨大成就。从烟尘控制看，新建电除尘器的效率一般高于99.5%，在“十一五”期间，在年均火电装机增长13.8%的情况下，烟尘排放由20多年来的年排放350万吨左右快速下降到160万吨，每千瓦时烟尘排放由1.8克下降到0.5克，根据欧盟委员会《大型火力发电厂污染物控制最佳可行技术参考文件》以及近年来国内学者对电厂细颗粒物排放特性进行实测分析，电除尘器和布袋除尘器对细颗粒捕集效率都能达到95%以上，加上湿法脱硫装置的除尘效果，对PM2.5的平均综合去除率可达97%以上。

再从电力行业SO2、NOX治理来看，与2005年相比，2010年电力二氧化硫排放量下降374万吨（全国下降364万吨），火电单位千瓦时二氧化硫排放由2005年的6.4克下降到2.7克，好于美国2009年每千瓦时3.4克的水平。2010年全国电力NOx排放量约950万吨，相比2005年增加排放210万吨，但火电单位千瓦时NOx排放由3.62克下降至2.78克，减少0.82克。烟尘、SO2、NOx三项污染物合计年减少排放了360多万吨，且由于燃煤电厂布局也发生了重大变化，除供热电厂外，新建燃煤电厂已不在城市建设，原有的老厂通过“以新带老”、“上大压小”、“替代供热小锅炉”等措施，对于减少PM2.5的直接和间接影响发挥了重要作用。

反观其他行业和社会的污染物排放量不降反升，尤其是汽车排放量大增，这也与我国霾天气的增多关系密切。从目前的环境形势尤其是PM2.5的问题可以看出，控制其他行业（如机动车行业）的污染排放才是改善环境质量，降低PM2.5影响的关键所在。

最后，应科学控制燃煤电厂大气污染物，为解决PM2.5污染再立新功。一是要加大火电厂NOx控制力度，优先在城市区域、联防联控区域加装烟气脱硝设施；二是加大脱硫脱硝装置运行管理，保障稳定的脱除效果；三是从除尘、脱硫、脱硝、脱汞等联合控制的思路出发系统提出污染控制技术路线，使污染处理装置效果达到最优组合；四是继续科学修订火电厂大气污染物排放标准，优化控制目标，达到能源、环境、经济的协调发展，而不是单纯制定环境效益差且花费巨大、不科学又难以达到的过严排放标准。

第四篇：保安近期需整改制度

保安整改制度

1、夜晚12点以后每小时巡逻1次，并对所有楼栋巡视一遍，做记

录。

2、夜晚巡逻时发现人员走动，必须上前盘问，问清楼栋，如不是

本小区人员及时清理。

3、夜晚每小时巡逻内容，必须清楚的进行记录。

4、在交接班时对所有交接物品进行检查，并在交接记录本上记录

签名。

5、对进出车辆必须登记清楚，并要求车辆不能乱停乱放阻挡消防

通道。

6、请假调休必须提前上报到服务中心记录，如发现未上报者一次

视为旷工，三次以上者视为自动离职并不计工资。

7、夜晚发生重大问题必须第一时间上报到经理。

第五篇：公司近期需整改的问题

公司近期需整改的问题

一、上班时间要统一，计件员工可以早回家，但是不允许迟到。

二、员工车辆不允许停放在车间，充电可以在车库接线。

三、产品重量较重的不可以使用塑料周转箱，使用周转箱的要把周转箱摆放整齐。

四、产品在加工过程中放到工装车、案子、周转箱内不允许在地上铺纸箱、袋子，尤其是水壶，没有合适工装可以申请。

五、装箱打包装后及时运送到仓库，保持工作区域的场地环境。

六、各位员工要认真负责，到自己工序时先检查上一道工序是否合格，各组组长对本组的产品质量负责。

七、工具做到每组一套需要什么提出来，采购回来统一登记，各组对自己的工具负责。有坏的拿旧工具来换。