电力央企投资山西 晋电外送扩大电力市场容量（范文）

第一篇：电力央企投资山西 晋电外送扩大电力市场容量（范文）

电力央企投资山西 晋电外送扩大电力市场容量

来源：中国新闻网

2010年09月21日07:52

在9月18日结束的第三届中国(太原)国际能源产业博览会上，五大电力集团以及华润集团与山西签订了投资额高达6500亿元的合作协议，其中的大部分投资将用于在未来五年加快山西的电源建设。

“规划中的晋电外送将给山西的电力企业带来机会。”一位山西能源专家表示，晋电外送将是中国能源输送方式转变的起点，除山西外，陕西、宁夏、内蒙、新疆等能源基地都将推进煤电一体化，实行输煤输电并举。对于山西大量的坑口电厂而言，如果大规模外送成行，过去的“窝电”局面将得到改善，守在“煤堆”边的电厂却缺煤的情况也将被改变。

晋电外送取代单一输煤

输煤还是输电？这个长期困扰中国能源供应的问题在未来五年将有一个明确的答案——山西省省长王君在能源博览会期间透露，山西将大力实施晋电外送战略，加快建设一批大容量高参数热电联产和煤矸石发电项目，变输煤为输电。

长期以来，我国电力工业发展以分省平衡、区域平衡为主，过度依赖输煤，在东部地区大量发展火电，输煤、输电比例严重失衡。据专家介绍，山西省2007年、2008年、2009年输煤、输电比例分别为26:

1、23:1和16：1，输电比重虽有所提高，但在整个能源运输体系中的比重依然很低。

2008年，晋、陕、蒙、宁地区煤炭产量13.8亿吨，调出煤炭7.5～8亿吨，煤电运紧张局面反复出现，当年全国缺煤停机达4000万千瓦，电力的安全可靠供应受到严重影响。

同时，我国电力使用集中区域仍将存在着巨大的电力缺口。据中国电力工程顾问集团公司规划研究中心主任徐小东介绍，华东地区和华中地区均属能源资源大量调入地区，预计2020年，京、津、冀、鲁电煤缺口约3.7亿吨标煤；华东电煤缺口约3.7亿吨标煤；中东部四省电煤缺口约2.2亿吨标煤。

根据预测，到2030年，晋、陕、蒙、宁地区煤炭产量24～26亿吨，净调出量15～16.5亿吨，将比2007年增加1倍多。中国社科院财贸所副所长史丹表示，我国这种能源运输格局，若不加以调整，随着东部能源需求量不断增长，煤炭产运矛盾还要加剧。

不仅如此，单一输煤方式的经济性也不断受到质疑。史丹就认为，长距离的煤炭运输，不仅对铁路、公路和水路运输造成较高的压力，而且还要耗费油、气等优质能源，对一个每年需进口大量石油的国家而言是极不经济的。

国家电网公司副总经理舒印彪指出，由于输煤环节多、成本高等原因，秦皇岛到达浙江、江西等地的煤炭最高价格已超过1000元/吨，东西部地区平均上网电价差已达到0.15～0.2元/度。

而据山西大学商务学院副院长容和平测算，按照当前煤价水平，特高压输电到达受端电网的落地电价，比输送煤炭在受端发电的上网电价低0.03～0.10元/千瓦时，输送电力的经济性明显好于输送煤炭。

徐小东透露，受山西省政府、山西省发改委委托，中国电力工程顾问集团公司正在负责制订山西电力外送规划。容和平也透露，山西省计划在“十二五”期间，通过特高压电网，向外输送3000万千瓦的电力负荷，每年可实现就地转化原煤5000万吨。

山西电力投资前景看好

正是看到大规模晋电外送可能带来的机遇，此次能源博览会期间，华能、国电、大唐、华电、中电投五大电力集团及华润集团纷纷与山西省签订投资框架协议，其中五大集团的签约额均为1000亿元，华润集团的签约额高达1500亿元。“十二五”期间，还有更多的央企将在山西投资电源建设项目，既包括传统的火电、水电，也包括风电、光伏等新能源电站。

山西虽然是煤炭大省，但省内的火电企业效益却并不理想。据山西一家电力企业的人士介绍，由于历史原因，山西火电厂的上网电价过去都是按“低煤价、低电价”来核定的，因而上网电价一直比较低；而在煤价放开以后，省内煤价也出现上涨，但电价调整却没有跟上，使得山西一直是火电亏损的重灾区。

据了解，在煤炭紧张的时候，山西当地的火电企业常常是守在坑口却用不上煤，而省内火电企业用高价煤发低价电的现象也很普遍，加之外送负荷较低，山西电厂还常常面临“窝电”的困境。

“规模化晋电外送替代单一的煤炭外运，有望缓解这些矛盾。”长期关注山西能源产业的一位专家表示，如果山西电力外送规划落实，电价政策也应该相应调整。据中国电力企业联合会副秘书长欧阳昌裕介绍，晋东南、晋中、晋北三个煤电基地可开发电源装机规模约1亿千瓦。目前开展前期工作的电源项目规模7520万千瓦，山西煤电基地除满足本省用电需要外，富裕电力可送电华北、华中、华东负荷中心。

电力集团显然也对晋电外送政策的前景感到乐观。华润集团副董事长王帅廷表示，华润集团将基于山西的煤炭产业优势与山西省政府开展合作，走煤电一体化道路。而根据与山西省政府签订的框架协议，国电集团将按照有关规划投资建设晋北煤电循环经济产业群、晋东南煤电外送产业基地、晋南煤电联营产业基地。中电投集团也将按照有关规划投资建设晋北、晋东南煤电外送基地。据了解，在“十二五”和“十三五”期间，山西电源规划开工规模分别为1600万千瓦和2600万千瓦，投产规模为1200万千瓦和1900万千瓦。

为了保证晋电顺利实现规模化外送，国家电网也将加大配套电网的建设。据悉，“十二五”期间规划建设晋东南、晋北、晋中三座特高压站汇集山西煤电基地电力，并建成晋北～石家庄～济南～潍坊、晋中～晋东南～南阳～荆门～长沙、晋中～豫北～徐州等三个特高压交流外送通道。

舒印彪建议，将“晋电外送”和晋北、晋中、晋东三大煤电基地纳入国家能源战略和“十二五”电力规划，将一批特高压外送工程纳入国家“十二五”重点建设项目。

环境容量是“短板”

据欧阳昌裕介绍，加快建设大煤电基地，控制东部煤电建设，将是今后我国优化发展煤电的重要内容。国家将加快山西、陕西、内蒙古、宁夏、新疆等煤炭资源丰富地区的大型煤电基地建设，在煤电基地推行煤电一体化开发，在矿区因地制宜发展煤矸石综合利用项目，并有效控制东部地区煤电装机规模，坚持输煤输电并举。

大规模对外输电的基础是拥有大量的电源，尽管电力央企巨资投资山西电源建设，但也有专家对山西能源发展的新模式表示了担忧，其中最重要的就是环境制约。

根据徐小东的研究，山西的煤炭产能、水资源条件分别能够支撑12135万千瓦和11900万千瓦的电力装机容量，电力的最大开发能力为12550万千瓦，而环境容量能够支撑的装机容量仅为6460万千瓦。

显然，环境容量成为制约山西电源建设的“短板”。而据了解，目前山西省发电装机总容量已经达到4500万千瓦左右，2011年电力装机计划将达5500万千瓦。如果不顾及环境的承载能力，未来5年高达数千亿的投资将成为环境的最大威胁。

事实上，这个问题并不是山西才存在。我国水资源和煤炭资源呈逆向分布，煤炭资源丰富的地区往往水资源缺乏，生态环境脆弱，对环保的要求较高。而根据欧阳昌裕提供的资料，“十二五”和“十三五”期间，我国煤电基地分别将开工电源建设1.94亿千瓦和1.63亿千瓦，到2020年煤电装机预计达到11.6亿千瓦。

环境和能源供应，也并非鱼与熊掌。早已有专家呼吁煤炭清洁利用，华能集团成立了华能绿色煤电有限公司，专门从事绿色煤电开发。

在推进绿色煤电开发方面，欧阳昌裕建议，在西部和北部地区主要布局建设大容量、空冷、超(超)临界燃煤机组；东中部受端地区适量布局建设负荷支撑的大容量超超临界燃煤机组；同时加快现有机组节能减排改造，因地制宜改造、关停、淘汰煤耗高、污染重的小火电，大力推行洁净煤发电技术和循环硫化床发电技术。(李阳丹)(来源：中国证券报

山西七成电力企业亏损 业界建言财政补贴遭驳斥

来源：21世纪网-《21世纪经济报道》

“现在电厂存煤只有5万多吨，可以维持4-5天的使用量。”电话另一端，山西省太原市第二热电厂（以下称“太二电厂”）燃料中心书记尚锡仁颇为无奈。

从2009年底的“煤荒”到现在，太二电厂煤炭库存一直维持在4-5天。在电煤紧张时，只有两天存煤量，第三天用煤没有着落。

缺钱、缺煤是山西电厂的两大难题。为降低燃料成本，太原第二热电厂根据燃煤来源及发电机组实际情况，开始尝试燃煤掺烧。

“所谓燃煤掺烧，通俗说就是“白面与黑面掺杂”，将优质煤与劣质煤掺和，达到一定的热值标准。例如将高热值火车煤（大于22兆焦/千克）按一定比例掺用劣质煤，热值调整到每千克19兆焦~21兆焦。目的就是降低成本。”太二热电厂负责人告诉记者。

知情人士透露，为了维持生存，山西境内80%的电厂采用掺烧劣质煤、低热值煤、煤泥手段。然而这种降低成本手段，带来了一系列安全隐患。

由于实际燃烧煤质远远偏离设计煤种，设备磨损严重，锅炉掉焦灭火事故频发。山西省电力工业协会统计，今年一季度发生锅炉灭火事故21台次，同比增加13台次；电网发生非计划停机86台次，同比增加25台次，最大非计划停机容量达到410万千瓦。

“因为电机组非计划停机、缺煤和煤质差等因素，一季度山西电力缺口达到100万千瓦。为弥补缺口不得不向华北回购电力，满足山西电力的需要。”山西电力工业协会副理事长李建伟说。

李建伟介绍，截至2009年底山西省发电装机已达到4080万千瓦，其中火电装机占全部装机98%。目前，省调2800多万装机不能满足1700万电力负荷需求，1/3电厂电煤库存低于警戒线。

“山西火电企业已经到了十分危险的时候。如不及时采取措施，不排除系统瓦解造成大面积停电事故的可能，必须引起高度重视。”李建伟担忧地说。

而从整个电力行业盈利情况来看，据中电联统计，2010年一季度全国火电利润54亿元。

山西例外：70%山西电企亏损

亏损在山西省内电厂蔓延。除煤矿自办电厂、煤电一体化电厂外，几乎所有山西电企都亏损，五大发电集团在晋电厂也不例外。

“山西火电企业从2006年开始就大面积亏损。2009年五大发电企业已扭亏，并实现了196亿的盈利。但在山西仍然有70%以上的火电企业亏损，全年共计亏损40亿元以上。”李建伟说，“放在全国范围来看，山西是一个例外。”

太原第二热电厂隶属于大唐国际山西分公司。虽然贵为央企，但是大唐国际山西分公司经营状况并不可观。该公司一季度经济分析报告显示，一季度公司利润总额完成-2522万元，同比增加22427万元；发电量完成62.95亿千瓦时，较同期多发电量16.40亿千瓦时。

“2009年分公司的经营状况更为糟糕，一季度亏损2.5亿元，全年利润4.14亿元，2008年亏损高达16.9亿元。太二电厂2009年亏损4亿元，2008年亏损7~8亿元。”太二电厂负责人告诉记者。

尽管如此，在一季度经营状况分析会上，大唐国际山西分公司党组书记、总经理王元春仍乐观地称：“在煤价大幅上涨的形势下，一季度各项经营指标均好于去年同期，实现了首季开门红。”

记者注意到，在一季度经营分析报告文字版中，开门红一词加上了重重的双引号，颇有几分无奈和尴尬。

大唐国际分公司经营状况之所以有没有恶化，很大程度上得益于其位于山西晋城的阳城电厂。山西省阳城电厂2007年投产，装机总容量将达到330万千瓦，主要用于向江苏供电。

“阳城电厂到江苏的上网电价为0.38~0.39元/千瓦时，而山西上网电价为0.315元/千瓦时，因而经营效益相对较好。0.06元的差距是企业亏损和盈利的边界，山西上网电价只需要提高4~5分钱，电企便能实现盈亏平衡。”李建伟说。

低电价遭遇高煤价

在李建伟和众多电力企业人士看来，“山西火电企业亏损的主要原因是山西火电企业失去了过去低煤价、低运费优势，上网电价太低。”

在计划经济时代，山西的电厂因坐拥一座座煤矿而享受了多年的低价煤。为了考虑区域间平衡，山西发电企业上网电价低于其他省份0.1元/千瓦时。

随着煤炭价格的提高，“计划电”和“市场煤”矛盾加剧。“山西电厂承受能力降低，省外电厂对煤价的承受能力至少比山西电厂高200元/吨。这导致外省电厂高价从山西购煤，也导致山西电厂无煤可购。”李建伟说。

山西电力协会统计，2006年山西省火电企业的到厂标煤单价为298元/吨，2007年到厂标煤单价为360元/吨，2008年一季度就上涨到460元/吨，6月上涨到600元/吨，2008年全年平均为550元/吨，2009年全年煤炭标煤单价为536元/吨。“煤价的上涨，使公司资金压力加大，公司方面正在千方百计落实资金。电厂方面派更多的人找煤，争取实现煤电联动、脱硫电价上调。但在不断攀升的煤价面前，实现煤电联动几乎是妄想。”大唐国际山西分公司燃料中心人士说。

此外，山西省力推的煤炭重组整合，改变了山西电力企业的生存环境。在过去几年里，山西小煤矿凭着低廉的价格、灵活的生产和运输方式，赢得电力企业的青睐，一度成为山西省电厂的重要合作伙伴。

在山西，一度形成“小煤窑供应省内电厂，大型煤矿供应省外电厂”的供应格局。根据山西省煤炭工业协会统计，2008年山西省大型煤炭企业供应当地电煤的比例不足15%，而小煤矿的供应比例则在70%以上。

“有小煤窑低价电煤作为基础，山西电厂没有后顾之忧。在资源整合之前，电厂处于绝对的主动地位。在煤矿老总与电厂负责人的酒会上，煤老板求着电厂买煤。喝一杯酒，就是一车煤。”一位电厂负责人这样描述当时的得意情形。

在这种市场环境下，大型煤矿企业纷纷向省外供煤，省外电厂价格承受能力比较强，而且以签订长期合作协议为主。

然而，煤炭资源重组整合使煤炭供应形势出现逆转。一些以地方小煤矿供煤为主的电企不得不异地采购煤炭，由于只能采用公路运输，不少企业异地买煤的运费超过了火车运到上海的费用，电企运费优势也消失殆尽。

“山西煤炭资源集中在大型煤炭企业手中，在价格谈判上电企处于劣势。现在一些电厂只能勉强维持运营，亏损仍在继续。”李建伟感叹道。

目前，山西省电监会牵头向山西省政府提交了山西电企经营状况的报告。但至今仍未得到政府部门的回复。

政府驳斥补贴说

山西电力企业亏损是不争的事实。但是，亏损的原因在于企业自身，还是归咎于政策的缺位？

作为山西省电力企业的代表，山西省电力工业协会建议国家及时调整山西的上网电价，使山西的上网电价达到合理水平；建议山西省政府对火电企业进行补贴，整顿煤炭营销秩序，坚决打击煤炭掺假行为；学习陕西等省经验，对省内火电企业的煤炭供应，实行最高限价，并保证供应；鉴于山西省装机容量供大于求，建议拿出部分电量开展竞价上网的实验；建议政府有关部门搞好电源发展规划，防止电源项目盲目发展。

对于上述建议，山西省经信委官员出面反驳称：“倘若给电力企业以补贴，那么其他行业是否也给以补贴？上游电价上涨后，下游产业成本势必将增加，这也是考量国家电价调整的一个因素。煤炭已经投放到市场，如何用行政手段干预？”

“电价调整是应该的。电力是国家掌控的重要商品，价格现在不能市场化。企业必须在现有的条件下挖掘潜力，提高自身的竞争能力。为什么在相同的市场条件下，有的电厂亏损，有的却盈利？”上述官员质疑。

他举例称，山西大唐运城电厂（4×600MW装机容量）一季度非但没有亏损，反而盈利。“运城位于山西南部，是山西境内唯一一个缺煤城市，但大唐运城电厂却实现了盈利。他们寻煤足迹延伸到山西中部、陕西、甘肃、内蒙，这与企业自身的经营方式息息相关。”

因为有大唐运城电厂作为典型，山西省特将“2010年第二季度电厂发电目标调控会议”安排在运城召开。

一位与会山西省政府官员说，之所以选择在运城召开目的是让电厂反思，“为什么在相同的市场情况下，电厂的经营状况各异？有些电厂决策者经营理念需要改变，不能单纯依靠政府获取煤源，而应积极地去应对市场的变化。”

事实上，对于山西电力企业亏损的呼声，山西省政府方面一直不很认同。“如果是亏损，电厂为什么不断扩建、新建发电项目？”山西经信委官员问道。

根据记者了解，华能阳城电厂、古交电厂二期、国电长治热电厂、大唐阳城电厂三期项目、太原第二热电厂七期扩建工程等一系列项目正在筹划之中。

“从电厂投资扩建的速度和规模来看，电力企业心里是有数的。投资建厂的前提是做好项目投资收益预算，电价、煤价测算，如果无利可图，电厂恐难以支撑不断扩大的投资规模。”上述官员说。

对于电厂投资规模的扩大，李建伟认为：“电力企业怀揣着电价调整的期望，国家不可能眼睁睁看着企业亏损，亏损只是暂时的。”

2月份电力全行业亏损 央企负债率皆超80% 来源：人民网

2010年03月29日08:07

据上海证券报 国资委综合局局长刘南昌27日在“2010年经济形势与电力发展分析预测会”上表示，2月份电力行业又现全行业亏损，目前电力央企资产负债率普遍超过80%，他提醒，电力行业已进入风险攀升阶段。

电力行业进入风险攀升阶段

刘南昌指出，电力央企高负债率风险继续，电力行业已进入风险攀升阶段。“长期以来，我国对电力投资的资本金比例要求很低，为满足电力需求快速增长，在发展过程中大量向银行举债，加上煤电价格形成机制长期未理顺，盈利能力偏低，企业资产负债率不断攀升。”

目前，在国资委直接管理的央企中，电力企业有10余家，主要包括两大电网公司(国家电网、南方电网)，五大发电集团(华能、大唐、华电、国电、中电投)，以及中核集团、中国广东核电集团、国家核电技术有限公司、中国长江三峡集团等。电力央企经营着我国90%以上的电网资产和50%以上的发电资产。在上述电力央企中，五大发电集团和两大电网公司的资产负债率位居前列。

国家电网公司副总经理郑宝森也在会上透露，2009年中央电力企业累计实现利润453.8亿元，销售利润率仅为2%，而中央企业平均销售利润率达到6.3%。

今年电力需求增长或达到9%

国家能源局电力司副司长郝卫平表示，2010年全国电力需求可能达到4万亿千瓦时左右，比上年增长9%，呈现前高后低的态势。

对于电力改革，国家电监会总监谭荣尧表示，要加快输配电价改革，理顺电价形成机制，不但要在发电侧，也要在配售电环节培育合格的市场主体，逐步形成多买多卖的市场格局，同时加快实施电力企业主辅分离改革和三产等多种企业改革。(叶勇)(来源：新华网)

内地首座生态电厂已投产 缓解鲁北电力紧张局面

来源：中国新闻网

2010年01月03日09:47

中新网1月3日电 据香港文汇报报道，鲁北生态电厂2×330MW热电联产项目2号机组，近日顺利通过168小时满负荷运行，标志着内地首座生态电厂—大唐鲁北电厂正式投产发电。

大唐鲁北生态电厂位于山东无棣县北部，为中国内地第一座2×33万千瓦生态电厂，亦是国家“循环经济”产业化示范项目。整个电厂形成一条循环经济生态产业链，两台机组年发电量达35亿千瓦时，可有效缓解鲁北地区电力供应紧张的局面。

李廷勇：加快山西农村电力体制改革———让民间资本快速进入垄断行业(图)来源：山西日报 2010年03月26日07:28

█家电下乡力促消费拉动内需，而拉闸限电的往往是农村；

█农村电力设施远远不适应农村发展的需要，亟需破解深层次难题；

█一方面，是农电投入等米下锅，另一方面是社会资本难寻用武之地；

█山西应该抓住国家农电体制改革的契机，加快推进农电体制改革；

█创新投融资机制，促进农村电力投资主体多元化；构建新型农电管理体制；

█对于统筹城乡发展具有长远的战略意义，对眼下的“保增长、扩内需、调结构”具有重要的现实意义。

国际金融危机以来，中央家电下乡政策，对于“保增长、扩内需、调结构”产生了深远的影响。当前面临的问题是，农村电力设施落后的问题没有从根本上得到解决。这将成为制约农村消费的一道障碍。现实的问题是，一遇到用电高峰，拉闸限电的往往是农村。这对国家刺激消费（包括家电下乡）政策的连续性落实将产生不利影响。

就山西来说，农村电力设施落后的根本原因是投入不足，历史欠账较多。尽管先前进行过两次大的农网改造，但还是未能打破投资主体相对单一的局面。单一的投资主体，没有那么大的力量。

另外一方面，好多社会资本找不到好的投资方向和渠道。就山西而言，经过不懈的产业结构调整，特别是煤炭资源整合之后，社会资本结构发生了很大的变化。如果让这些巨大的民间资本进入农电改造，是利国利民的好事情。

那么，农电改造允许民间资本进入吗？答案是肯定的。2009年国务院26号文件要求，加快研究鼓励民间资本进入石油、铁路、电力、电信、市政公用设施等重要领域的相关政策，带动社会投资。

紧接着，2009年6月9日，国家发布了《关于开展农村电力体制改革试点工作的意见》。这个文件的指导思想是：全面贯彻落实科学发展观和中央推进农村改革发展的战略部署，按照国务院关于电力体制改革的方向和总体目标，统筹城乡电力发展与改革。把农村电力发展纳入新农村建设的总体规划，把农村电力发展纳入电网发展的总体规划，把农村电力体制改革纳入电力体制改革的总体规划。

文件明确要求，在试点地区，通过加快改革，理顺农村电网投资体制、农电企业产权关系、农村电力管理体制。要求开放农村电力投资，探索各种有效投资方式，鼓励各类投资者投资农村电网，参与农村供电企业的改组改制。

而且，国家对农电改革试点省份，将给予相应特殊的优惠政策和资金扶持。目前已经有陕西、四川、广西、河北等省、区正积极申请成为改革试点。省政府也十分重视，有关部门在这方面也做了一定工作，应该进一步加大力度，抓住这一有利时机，争取进入全国农电改革试点省份。

此前2002年国务院5号文件就要求在发电端和配电端引入竞争机制。2007年国务院19号文件也强化了上述意见。

就山西而言，这一工作意义重大。农电改革有助于打破电力市场垄断行为，有助于形成投资主体多元化，有助于提高地方财政收入，有助于增强省政府的资源配置能力和宏观调控能力，促进“三个发展”，为“五个全覆盖”提供更加稳定高效的能源保障。

当前，山西煤炭资源整合工作已经取得了很大成就，胜利在握，胜利在望。在这中间，一些规模小的、弱的投资主体退出了煤炭领域，这部分资本潜力非常大。如何科学引导这部分资金继续有效地参与山西的产业结构调整？我认为开放农电投资领域，应该是一个理想的办法。而且国家的农电改革政策非常宽松，可以采取独资、合资等多种所有制形式。

让昔日的“煤老板”变成“电老板”“气老板”，调动投资者的积极性，参加新能源基地的建设，对于加快山西的产业结构调整，对于转型发展具有不可估量的战略意义。

就在本月24日，温家宝总理主持召开国务院常务会议，要求进一步解决民间资本准入难的问题，深化传统垄断行业和领域的改革开放。特别强调鼓励和引导民间资本进入包括能源在内的诸多行业。

天时、地利、人和，山西可以说都占了。这样好的机会，我们应该抓紧抓好、抓出成效。当然，面临地困难很大，这就要求我们下定决心、排除万难。

——国家电监会太原电监办党组书记、专员李廷勇博士在接受本报记者采访时说。

第二篇：电力央企6500亿资金投向山西 晋电外送扩大市场容量

在9月18日结束的第三届中国（太原）国际能源产业博览会上,五大电力集团以及华润集团与山西签订了投资额高达6500亿元的合作协议,其中的大部分投资将用于在未来五年加快山西的电源建设。

“规划中的晋电外送将给山西的电力企业带来机会。”一位山西能源专家表示,晋电外送将是中国能源输送方式转变的起点,除山西外,陕西、宁夏、内蒙、新疆等能源基地都将推进煤电一体化,实行输煤输电并举。对于山西大量的坑口电厂而言,如果大规模外送成行,过去的“窝电”局面将得到改善,守在“煤堆”边的电厂却缺煤的情况也将被改变。晋电外送取代单一输煤

输煤还是输电？这个长期困扰中国能源供应的问题在未来五年将有一个明确的答案——山西省省长王君在能源博览会期间透露,山西将大力实施晋电外送战略,加快建设一批大容量高参数热电联产和煤矸石发电项目,变输煤为输电。

长期以来,我国电力工业发展以分省平衡、区域平衡为主,过度依赖输煤,在东部地区大量发展火电,输煤、输电比例严重失衡。据专家介绍,山西省2007年、2008年、2009年输煤、输电比例分别为26:

1、23:1和16:1,输电比重虽有所提高,但在整个能源运输体系中的比重依然很低。

2008年,晋、陕、蒙、宁地区煤炭产量13.8亿吨,调出煤炭7.5～8亿吨,煤电运紧张局面反复出现,当年全国缺煤停机达4000万千瓦,电力的安全可靠供应受到严重影响。

同时,我国电力使用集中区域仍将存在着巨大的电力缺口。据中国电力工程顾问集团公司规划研究中心主任徐小东介绍,华东地区和华中地区均属能源资源大量调入地区,预计2020年,京、津、冀、鲁电煤缺口约3.7亿吨标煤;华东电煤缺口约3.7亿吨标煤;中东部四省电煤缺口约2.2亿吨标煤。

根据预测,到2030年,晋、陕、蒙、宁地区煤炭产量24～26亿吨,净调出量15～16.5亿吨,将比2007年增加1倍多。中国社科院财贸所副所长史丹表示,我国这种能源运输格局,若不加以调整,随着东部能源需求量不断增长,煤炭产运矛盾还要加剧。

不仅如此,单一输煤方式的经济性也不断受到质疑。史丹就认为,长距离的煤炭运输,不仅对铁路、公路和水路运输造成较高的压力,而且还要耗费油、气等优质能源,对一个每年需进口大量石油的国家而言是极不经济的。

国家电网公司副总经理舒印彪指出,由于输煤环节多、成本高等原因,秦皇岛到达浙江、江西等地的煤炭最高价格已超过1000元/吨,东西部地区平均上网电价差已达到0.15～0.2元/度。而据山西大学商务学院副院长容和平测算,按照当前煤价水平,特高压输电到达受端电网的落地电价,比输送煤炭在受端发电的上网电价低0.03～0.10元/千瓦时,输送电力的经济性明显好于输送煤炭。

徐小东透露,受山西省政府、山西省发改委委托,中国电力工程顾问集团公司正在负责制订山西电力外送规划。容和平也透露,山西省计划在“十二五”期间,通过特高压电网,向外输送3000万千瓦的电力负荷,每年可实现就地转化原煤5000万吨。山西电力投资前景看好

正是看到大规模晋电外送可能带来的机遇,此次能源博览会期间,华能、国电、大唐、华电、中电投五大电力集团及华润集团纷纷与山西省签订投资框架协议,其中五大集团的签约额均为1000亿元,华润集团的签约额高达1500亿元。“十二五”期间,还有更多的央企将在山西投资电源建设项目,既包括传统的火电、水电,也包括风电、光伏等新能源电站。

山西虽然是煤炭大省,但省内的火电企业效益却并不理想。据山西一家电力企业的人士介绍,由于历史原因,山西火电厂的上网电价过去都是按“低煤价、低电价”来核定的,因而上网电价一直比较低;而在煤价放开以后,省内煤价也出现上涨,但电价调整却没有跟上,使得山西一直是火电亏损的重灾区。

据了解,在煤炭紧张的时候,山西当地的火电企业常常是守在坑口却用不上煤,而省内火电企业用高价煤发低价电的现象也很普遍,加之外送负荷较低,山西电厂还常常面临“窝电”的困境。

“规模化晋电外送替代单一的煤炭外运,有望缓解这些矛盾。”长期关注山西能源产业的一位专家表示,如果山西电力外送规划落实,电价政策也应该相应调整。据中国电力企业联合会副秘书长欧阳昌裕介绍,晋东南、晋中、晋北三个煤电基地可开发电源装机规模约1亿千瓦。目前开展前期工作的电源项目规模7520万千瓦,山西煤电基地除满足本省用电需要外,富裕电力可送电华北、华中、华东负荷中心。

电力集团显然也对晋电外送政策的前景感到乐观。华润集团副董事长王帅廷表示,华润集团将基于山西的煤炭产业优势与山西省政府开展合作,走煤电一体化道路。而根据与山西省政府签订的框架协议,国电集团将按照有关规划投资建设晋北煤电循环经济产业群、晋东南煤电外送产业基地、晋南煤电联营产业基地。中电投集团也将按照有关规划投资建设晋北、晋东南煤电外送基地。据了解,在“十二五”和“十三五”期间,山西电源规划开工规模分别为1600万千瓦和2600万千瓦,投产规模为1200万千瓦和1900万千瓦。

为了保证晋电顺利实现规模化外送,国家电网也将加大配套电网的建设。据悉,“十二五”期间规划建设晋东南、晋北、晋中三座特高压站汇集山西煤电基地电力,并建成晋北～石家庄～济南～潍坊、晋中～晋东南～南阳～荆门～长沙、晋中～豫北～徐州等三个特高压交流外送通道。

舒印彪建议,将“晋电外送”和晋北、晋中、晋东三大煤电基地纳入国家能源战略和“十二五”电力规划,将一批特高压外送工程纳入国家“十二五”重点建设项目。环境容量是“短板”

据欧阳昌裕介绍,加快建设大煤电基地,控制东部煤电建设,将是今后我国优化发展煤电的重要内容。国家将加快山西、陕西、内蒙古、宁夏、新疆等煤炭资源丰富地区的大型煤电基地建设,在煤电基地推行煤电一体化开发,在矿区因地制宜发展煤矸石综合利用项目,并有效控制东部地区煤电装机规模,坚持输煤输电并举。

大规模对外输电的基础是拥有大量的电源,尽管电力央企巨资投资山西电源建设,但也有专家对山西能源发展的新模式表示了担忧,其中最重要的就是环境制约。

根据徐小东的研究,山西的煤炭产能、水资源条件分别能够支撑12135万千瓦和11900万千瓦的电力装机容量,电力的最大开发能力为12550万千瓦,而环境容量能够支撑的装机容量仅为6460万千瓦。

显然,环境容量成为制约山西电源建设的“短板”。而据了解,目前山西省发电装机总容量已经达到4500万千瓦左右,2011年电力装机计划将达5500万千瓦。如果不顾及环境的承载能力,未来5年高达数千亿的投资将成为环境的最大威胁。

事实上,这个问题并不是山西才存在。我国水资源和煤炭资源呈逆向分布,煤炭资源丰富的地区往往水资源缺乏,生态环境脆弱,对环保的要求较高。而根据欧阳昌裕提供的资料,“十二五”和“十三五”期间,我国煤电基地分别将开工电源建设1.94亿千瓦和1.63亿千瓦,到2020年煤电装机预计达到11.6亿千瓦。

环境和能源供应,也并非鱼与熊掌。早已有专家呼吁煤炭清洁利用,华能集团成立了华能绿色煤电有限公司,专门从事绿色煤电开发。

在推进绿色煤电开发方面,欧阳昌裕建议,在西部和北部地区主要布局建设大容量、空冷、超(超)临界燃煤机组;东中部受端地区适量布局建设负荷支撑的大容量超超临界燃煤机组;同时加快现有机组节能减排改造,因地制宜改造、关停、淘汰煤耗高、污染重的小火电,大力推行洁净煤发电技术和循环硫化床发电技术。

第三篇：终-更换变压器扩大电力容量申请报告

更换变压器扩大电力容量

申请报告

申请单位：天津南开华山医院 申请日期：2015年5月12日

目 录

更换变压器概要 ······································································ 2 第一章——医院发展对电压容量的需求······························· 3

一、·························· 当下发展情况对电压容量的需求 ··················································· 3

二、·························· 未来发展规划对电压容量的需求 ··················································· 4

第二章——变压器使用现状及相关危害······························· 5

一、变压器使用现状 ··········································································· 5

二、变压器容量不足对医院运行的不良影响 ···································· 5

(一)变压器容量不足对医疗安全的影响 ························· 5(二)

变压器容量不足对员工日常工作的影响 ·················· 6 第三章——关于院内安装供热采暖系统······························· 7 第四章——关于后期合作设想 ·············································· 8

一、···· 关于延长租房合同的计划 ········································ 8

二、···· 关于购买房屋产权的计划 ········································ 9

附录：发展中的华山 ···························································· 10

第四篇：2014年中国农村电力市场投资生活水平分析

2014年中国农村电力市场投资生活水平分析 智研咨询网讯：

内容提示：在新的电力市场下，供电企业要摆脱传统的粗放型经营模式，要注重电力的市场营销，尤其是农村市场，建立一个充满活力的农村电力市场氛围，让供电企业能够在自身营造的稳定的环境下持续发展。

随着社会经济的发展，人们生活水平的提高，电力用户对供电总量和质量都有着更高的要求，但是供电企业曾经一度是垄断性企业，受到传统经营模式的影响，很少会考虑到市场营销和市场竞争的问题，但是在目前飞速发展的经济模式下，电力开始成为一种商品，市场竞争的压力也越来越大，要加强电力企业的忧患意识。电力市场的营销工作是必不可少的，尤其是常常被人们忽略的农村市场。

研究部总结农村电力营销问题的对策

（一）细分用电市场，完善服务网络

打破现有的农村乡镇区分，供电服务就近分配，改革现有的供电所，科学的配置人力，物力，财力等相关资源，提高电力供应的服务效率。同时要细化用电市场，完善服务网络，建立电力供应站，电力供应站也是供电企业的派出机构，直接向用户销售电力资源并且给用户提供优质的服务，做到出现故障能够第一时间赶到故障现场解决问题。电力供应站由供电企业总部直接招聘并且系统的经过培训之后上岗，各站之间相互支持协助；电力供应站的设置要依靠合理的供电半径的计算，在完全覆盖农村市场的标准下设置电力供应站。这样人们在生活中能够随时找到供电员工，及时的解决生活中的用电问题。往往营销的成果跟服务的质量是成正比的，所以这样优质的供电服务能够为供电企业带来高质量的市场营销。

（二）完善收费体系

供电企业设置电力供应站可以兼顾收取电费的工作，电力供应站所服务的范围小，能够很及时的了解所服务区域的用户用电情况，也能及时的了解临时用电和用电性质的变化，这样就避免了电费的流失；另外电力供应站在收取电费之后要直接上缴供电企业总部财务，这样避免中间环节的弄虚作假。改变农村催缴电费的方式，建立智能化的供电系统，培养用户自觉缴费的习惯，定时定点缴费，还可以跟相关银行或者是相关软件合作，实行智能化缴费模式，这样节约用户时间，也减少了工作人员的工作量。完善的收费体系保证了供电企业的盈利，也会让供电企业更加有动力来为居民做出更好的服务。[3]

（三）强化农电工队伍，改善供电用电关系

农电工的主体地位是不容忽视的，在供电企业中，一定要明确的制定出相关的制度来规范农电工的权利和职责，让农电工在工作的过程中能够以主人的心态面对，另外面对日益繁重的工作任务，供电企业除了要增加农电工的数量，还要强化农电工的专业素养，并且在此基础上增加农电工的收入和福利，这样农电工在工作中会更加积极，态度也会更加的端正，在“电

力供应站”的工作服务下，供电与用电的纠纷也会减少，改善了居民与供电企业的关系，更加有利于电力营销在农村的发展。

第五篇：评论全面风险管理电力央企做强做优任重道远

评论电力央企做强做优任重道远

来源： 中电新闻网作者： 苏伟 日期：11.12.28分享到新浪微博

字体大小：大 中 小【打印】中国电力新闻网数据库 用户名：密码：最近，国务院国资委发出《关于2012年中央企业开展全面风险管理工作有关事项的通知》，要求各中央企业要紧密围绕企业发展战略，结合“做强做优、培育具有国际竞争力的世界一流企业”目标的要求，加强对未来中长期所面临风险的全局性、趋势性研判，准确定位风险管理工作的方向和重点，切实为企业实现经营目标提供支撑和保障。国务院国资委的通知再次对中央企业包括电力央企敲响了风险管理工作的警钟。

回顾“十一五”，在发展战略指引下，中央电力企业创新能力、配置资源能力、安全保障能力、核心竞争力和社会影响力明显提升。2011年，中央电力企业有5家进入世界500强，比2005年增加3家，国家电网公司和南方电网公司排名分别为第7名和第149名，中国华能集团、中国大唐集团、中国国电集团分别为第276、375、405名。

但是，我们也应该看到中央电力企业改革发展中还存在一些不可忽视的问题：整体上看，中央电力企业的核心竞争力和国际竞争力还不强，国际化人才严重不足，组织框架和经营模式中有很多方面不能适应国际化经营的需要。在国际标准和竞争规则的制定中，影响力还比较小。在赢利能力方面，中央发电企业主营业务赢利能力较弱或赢利基础不牢固，大而不强的问题比较突出。对于电力辅业集团而言，企业历史包袱仍很重，一些历史遗留债务、人员安置等问题尚未完全化解。

“十二五”时期，国内国际经济形势日趋复杂，经济增长不确定因素日益增多，人民生活水平提高需要更为安全、清洁、可靠的电力供应，这些因素使我国中央电力企业发展面临巨大的挑战。

在新环境下，中央电力企业应明确发展定位，力争做到自主创新能力强、资源配置能力强、风险管控能力强、人才队伍强，同时做到经营业绩优、公司治理优、布局结构优、社会形象优，防范各种风险，真正实现国有资产的保值增值。