电力行业发展

第一篇：电力行业发展

摘要：首先分析了加强线损管理的社会背景，然后总结了线损在管理体制上的主要问题，最后主要从管理、技术和制度三方面提出了加强线损管理的具体措施。关键词：线损；管理；技术；制度

前言

电能经输电线路和变压器时因元件存在电阻而发热，产生的功率损耗（△

P=3xI2R）称为线损。电能由发电厂经超高压电网、高压电网、配电网向各用户供电，大型企业用户由企业电网供电。发电厂送入电网的电能量叫做供电量，电网售给企业的电能量叫做售电量。供电量减去售电量等于线损电量，线损电量除以供电量等于线路损失率，售电量除以供电量等于输电效率。线损率是供电企业一项综合性的经济技术指标，供电企业经济效益的好坏，在很大程度上取决于线损管理水平的高低。因此，研究线损管理，降低损耗是供电企业提高企业经营效益的根本问题，有利于建设节约型社会。

1提高线损管理的背景

长期以来减少线损一直是电力部门努力的目标，也是供电企业的重要职责和长期任务。近几年来，随着用电量的快速增长，供电线损逐年升高的问题不能不引起有关部门的极大重视。2006年，国家电网公司、南方电网公司的线损率分别为6.40%、7.08%，年损失电量分别为1169亿kWh和282亿kWh，全年全国损失电量1451亿kWh，如果加上地方电网与企业电网的电能损失，线损电量超过1600亿kWh，这相当于两个三峡电站的电力供应。在我国全面落实“十一五”规划中万元GDP能耗降低指标的背景下，最大可能的减少线损显得更为重要和迫切。

党的十六届五中全会提出了全面建设小康社会和建设和谐、节约型社会的一系列重大方针和原则，明确要求“十一五”期间单位国内生产总值能源消耗比“十五”期末降低20%左右。因此，电网企业要贯彻国家能源政策和发展战略，提高企业经济效益和管理水平，必须加强线损管理，大幅度降低线损。当前线损管理体制存在的主要问题

造成线损的原因，从客观上讲有输电系统不配套，线路布局不合理，卡脖子及无功补偿不足等方面的问题。同时，也有管理问题，主要表现为对线损管理的放松。

2.1 非主管部门对线损管理重视不够

电网建设一般主要考虑供电可靠性和供电能力，而没有把线损作为检验电网发展是否合理的重要指标，造成高压电网投资偏大，中低压电网投资偏低，各电压等级的投资比例不太合理，使整个电网的理论线损偏大；生产部门在安排运行方式和停电计划时往往出于安全的考虑，使电网在非经济状态运行的时间过多，经济运行和停电管理的精细化程度不高。线损管理涉及到计划、基建、生产、农电、调度和市场营销等多个部门，而地级公司的线损主管部门一般为市场营销部，非主管部门对线损管理往往重视不够。

2.2 线损的过程管理有待加强

在线损管理中，“重指标轻过程”的思想不同程度存在，没有建立常态的分析、监督、协调、督办、反馈机制。线损主管部门由于对其他部门的业务不熟悉，加上信息的不对称，对其他部门分管业务协调难度大。此外，线损管理停留在统计和简单分析上，分析查找问题不及时、不深入；跟踪监督不到位，督促整改不彻底；尚未实现线损指标的可控、能控和在控。

2.3 线损管理的考核不科学

各单位对考核的心理认同程度不高，实施考核过程中争议多，难度大。由于线损理论计算存在不准确的因素，对各单位供电量、供电结构预测不准确，加上采用综合的线损指标不能真实反映线损管理的实际水平，造成给各单位下达的指标不合理。几点加强线损管理措施

线损管理，作为一门专业学科，贯穿整个电力行业的供、配、售网络，具有系统性、抽象化、复杂多变的特点，涉及到所有用电客户和每一位供电员工的切身利益。建立高效、现代化的管理模式，做到降损的可控在控，是当前供电企业线损管理所追求的目标。

3.1 建立线损信息化管理平台

建立完善的线损管理网络和激励制度；实行分电压等级的指标细化考核；采用系统性的现代化手段保证线损数据的准确性，减少人为因素，提高工作效率。线损信息化管理平台可以应用了计算机管理、无线通讯、自动控制等多种现代化新技术，由电能量管理系统、大用户监控系统、用电信息管理系统、线损理论计算系统、配电线路无功补偿系统等五大系统的集成。使用这种管理系统可以实时掌握单位的线损管理工作，对数据的采集、数据的处理、报表的生成等等，可以全部实现自动化，能达到只要点击鼠标就能纵览全局的效果，充分体现了信息化管理的优越性。

3.2 全网无功优化运行

做好电网降损节能的关键是全网无功优化运行。而全网无功真正优化运行的前提是进行无功补偿的优化配置，包括无功补偿配置点优化和补偿容量的优化，即什么地方用就什么地方补偿，用多少就补偿多少，最理想的是无功需求点的就地、足额补偿。另外无功需求是动态的，所以无功补偿量需要实时调整，即什么时候用就什么时候补偿。只有通过采用高性能的动态无功跟踪补偿设备才能完成实时补偿的任务，需要电能的发、输、供、用各环节共同努力和协调的统一行动。

3.3 完善制度，规范管理

线损管理是一项复杂的系统工程，涉及到企业的方方面面，要做好这项工作，必须规范管理，完善相应的配套制度，逐步形成分级负责、指标落实、分工明确的正常管理秩序。同时还应重视加强理论线损计算工作。各单位专职、兼职线损管理人员应根据设备和负荷情况，定期不定期地进行线损理论计算，通过对计算结果的分析，以准确的数据来衡量线损实际的高低，发现网络薄弱环节，制定相应的对策，使降损工作有的放矢。同时，认真做好相关数据的测录、统计和分析。可实行三对比：与上月比、与去年同期比、与理论计算比。

结束语

总之，线损管理是一项重要的综合性管理工作，更是一项持久艰苦的工作，要坚持用科学手段加强线损管理，要坚持用先进技术完善电网结构，要坚持用完善制度规划管理和技术。

第二篇：中国电力行业2015发展报告

中国电力行业2015发展报告

2015年，电力行业按照党中央、国务院的统一部署，坚持“节约、清洁、安全”的能源战略方针，主动适应经济发展新常态，积极转变发展理念，着力践行能源转型升级，持续节能减排，推进电力改革试点，加大国际合作和“走出去”步伐，保障了电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，为经济社会的稳定发展和全社会能源利用提质增效做出了积极贡献。

一、电力供应能力进一步增强

电力投资较快增长。2015年，全国电力工程建设完成投资

[1][2]

8576亿元，比上年增长9.87%。其中，电源工程建设完成投资3936亿元，比上年增长6.78%，占全国电力工程建设完成投资总额的45.90%；电网工程建设完成投资4640亿元，比上年增长12.64%，其中特高压交直流工程完成投资464亿元，占电网工程建设完成投资的比重10%。在电源投资中，全国核电、并网风电及并网太阳能发电完成投资分别比上年增长6.07%、31.10%和45.21%；水电受近几年大规模集中投产的影响，仅完成投资789亿元，比上年下降16.28%；常规煤电完成投资1061亿元，比上年增长11.83%；非化石能源发电投资占电源总投资的比重为70.45%，比上年提高1.49个百分点。

加快城镇配电网建设改造。贯彻落实《关于加快配电网建设改造的指导意见》和《配电网建设改造行动计划（2015-2020年）》，2015年全国安排城网建设改造专项建设基金130亿元，带动新增投资1140亿元；安排农网改造资金1628亿元，其中中央预算内资金282亿元。

电力工程建设平均造价同比总体回落。2015年，因原材料价格下降，燃煤发电、水电、太阳能发电以及电网建设工程单位造价总体小幅回落，回落幅度分布在1.5—5%区间内。风电工程单位造价小幅上涨1.57%。

新增电源规模创历年新高。2015年，全国基建新增发电生产能力13184万千瓦，是历年新投产发电装机最多的一年。其中，水电新增1375万千瓦，新增规模比上年减少805万千瓦，新投产大型水电站项目主要有四川大渡河大岗山水电站4台机组合计260万千瓦、云南金沙江观音岩水电站3台机组合计180万千瓦和云南金沙江梨园水电站1台60万千瓦机组，投产的抽水蓄能电站包括内蒙古呼和浩特和广东清远3台机组合计92万千瓦；火电新增6678万千瓦（其中燃气695万千瓦、常规煤电5402万千瓦），新增规模较上年增加1887万千瓦，全年新投产百万千瓦级机组16台；核电新投产6台机组合计612万千瓦，分别为辽宁红沿河一期、浙江秦山一期、福建宁德一期、福建福清一期、海南昌江一期以及广东阳江各1台机组；新增并网风电、并网太阳能发电分别为3139万千瓦和1380万千瓦，均创新增新高。在全年新增发电装机容量中，非化石能源发电装机占比为49.73%。

截至2015年底，全国主要电力企业在建电源规模1.82亿千瓦，同比增长25.35%。

电源规模持续快速增长。截至2015年底，全国全口径发电装机容量152527万千瓦，比上年增长10.62%，增速比上年提高1.67个百分点。其中，水电31954万千瓦（其中抽水

[3]蓄能 2305万千瓦），比上年增长4.82%；火电100554万千瓦，比上年增长7.85%，其中煤电90009万千瓦、增长7.02%，燃气6603万千瓦、增长15.91%；核电2717万千瓦，比上年增长35.31%；并网风电13075万千瓦，比上年增长35.40%；并网太阳能发电4218万千瓦，比上年增长69.66%。截至2015年底，全国人均装机规模1.11千瓦，比上年增加0.11千瓦。

全年退役、关停火电机组容量1091万千瓦，比上年增加182万千瓦。

新增电网规模同比下降。2015年，全国新增交流110千伏及以上输电线路长度57110千米，比上年下降4.50%，其中，110千伏、220千伏、1000千伏新增线路长度分别比上年下降10.66%、0.20%和99.59%，而330千伏、500千伏和750千伏分别比上年增长79.87%、1.61%和24.78%。全国交流新增110千伏及以上变电设备容量29432万千伏安，比上年下降4.61%，其中，新增110千伏、220千伏、330千伏电压等级变电设备容量分别比上年下降11.36%、24.06%和13.36%，而500千伏和750千伏等级分别比上年增长17.54%和440.91%。全国直流工程输电线路长度没有新增，±800千伏特高压直流工程换流容量新增250万千瓦。

电网跨省区输送能力进一步提升。截至2015年底，全国电网220千伏及以上输电线路回路长度60.91万千米，比上年增长5.46%；220千伏及以上变电设备容量33.66亿千伏安，比上年增长8.86%。辽宁绥中电厂改接华北电网500千伏工程投运，使东北电网向华北电网的跨区送电能力达到了500万千瓦，国家电网公司跨区输电能力合计超过6900万千瓦；糯扎渡水电站送广东±800千伏特高压直流工程全部建成投运，中国南方电网有限责任公司“西电东送”形成“八交八直”输电大通道，送电规模达到3650万千瓦。随着我国最长的特高压交流工程——榆横—潍坊1000千伏特高压交流输变电工程正式开工，列入我国大气污染防治行动计划的四条特高压交流工程已经全部开工，全国特高压输电工程进入了全面提速、大规模建设的新阶段。

全面解决了无电人口用电问题。2015年12月，随着青海省最后3.98万无电人口通电，国家能源局制定的《全面解决无电人口用电问题三年行动计划（2013-2015年）》得到落实，我国全面解决了无电人口用电问题。

二、电源结构继续优化

受核电、风电、太阳能发电新投产规模创新高的拉动作用影响，电源结构继续优化。截至2015年底，全国水电、核电、并网风电、并网太阳能发电等非化石能源装机容量占全国发电装机容量的比重为34.83%，比上年提高1.73个百分点；火电装机容量占全国发电装机容量的比重为65.92%,比上年降低1.69个百分点；其中煤电装机容量占全国发电装机容量的比重为59.01%，比上年降低1.73个百分点。2015年，中电联对全国97033万千瓦火电机组统计调查显示:全国火电机组平均单机容量为12.89万千瓦，比上年增加0.4万千瓦；火电大容量高参数高效机组比重继续提高，全国百万千瓦容量等级机组已达86台，60万千瓦及以上火电机组容量所占比重达到42.91%，比上年提高1.4个百分点。

三、非化石能源发电量持续快速增长

非化石能源发电量高速增长，火电发电量负增长。2015年，全国全口径发电量57399亿千瓦时，比上年增长1.05%。其中，水电11127亿千瓦时，比上年增长4.96%；火电42307亿千瓦时，比上年下降1.68%，是自改革开放以来首次负增长；核电1714亿千瓦时，比上年增长28.64%；并网风电1856亿千瓦时，比上年增长16.17%；并网太阳能发电395亿千瓦时，比上年增长67.92%。2015年，水电、核电、并网风电和并网太阳能发电等非化石能源发电量合计比上年增长10.24%，非化石能源发电量占全口径发电量的比重为27.23%，比上年提高2.18个百分点。

火电设备利用小时大幅下降。2015年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3988小时，比上年降低360小时。其中，水电3590小时，比上年降低79小时；火电4364小时，比上年降低414小时，为1969年以来的最低值；核电7403小时，比上年降低384小时；风电1724小时，比上年降低176小时，是“十二五”期间下降幅度最大的一年。

四、电力生产运行安全可靠

2015年，在电网结构日趋复杂，地震、台风、泥石流等各类自然灾害频发情况下，电力行业深入贯彻落实新《安全生产法》，始终坚持“安全第一”的方针，电力安全生产责任进一步落实，电力安全生产法规体系进一步完善，电力安全生产监督检查进一步深入，电力突发事件应对和重大活动保电能力进一步提高。全年没有发生重大以上电力人身伤亡事故，没有发生重大电力安全事故，没有发生较大电力设备事故，没有发生电力系统水电站大坝垮坝、漫坝以及对社会造成重大影响的事件。

电力设备运行可靠性指标保持较高水平。2015年，全国发电设备、输变电设施、直流输电系统、用户供电可靠性运行情况平稳。10万千瓦及以上燃煤发电机组等效可用系数为92.57%，比上年提高0.73个百分点；4万千瓦及以上水电机组等效可用系数为92.05%，比上年降低0.55个百分点；架空线路、变压器、断路器三类主要设施的可用系数分别为99.600%、99.887%、99.953%，比上年分别提高0.108、0.030和0.027个百分点。全国10（6、20)千伏供电系统用户平均供电可靠率99.880%，比上年降低0.060个百分点；用户年平均停电时间10.50小时，比上年增加5.28小时。

五、电力供需进一步宽松

用电量低速增长，用电结构持续改善。2015年，全国全社会用电量56933亿千瓦时，比上年仅增长0.96%，增速比上年降低3.18个百分点。其中，第一、三产业和城乡居民生活用电量增速均高于上年；而第二产业用电量增速大幅回落，自本世纪以来首度出现负增长，是全社会用电低速增长的主要原因。具体来看，第一产业用电量1040亿千瓦时，比上年增长2.55%；第二产业用电量41442亿千瓦时，比上年下降0.79%，低于全社会用电量增速1.75个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为-60.71%，其中黑色金属冶炼及压延加工业、有色金属冶炼及压延加工业、非金属矿物制品业和化学原料及化学制品业四大高耗能行业合计用电量同比下降1.89%，增速同比回落6.70个百分点，四大高耗能行业用电快速回落导致第二产业乃至全社会用电增速明显放缓，四大高耗能对电力消费增速放缓产生的影响明显超过其对国内生产总值和工业增加值波动的影响，这也是全社会用电量增速回落幅度大于经济增速回落幅度的主要原因；第三产业用电量7166亿千瓦时，比上年增长7.42%，对全社会用电量增长的贡献率为91.64%，第三产业中，以互联网、大数据、云计算等新一代信息技术为主要代表的信息传输计算机服务和软件业用电增长14.8%，延续高速增长势头，反映出我国转方式、调结构取得了积极进展；城乡居民生活用电量7285亿千瓦时，比上年增长5.01%，随着我国城镇化以及家庭电气化水平逐步提高，呈现出居民生活用电量稳步增长的态势。2015年，全国人均电力消费4142千瓦时。

电力供应能力总体充足，部分地区电力供应富余。2015年，受电煤供应持续宽松、主要水电生产地区来水情况总体偏好、冬夏季各地气温总体平和没有出现极端天气、重工业用电需求疲软等因素影响，全国电力供需形势进一步宽松、部分地区电力富余较多，仅局部地区在部分时段有少量错峰。分区域看，华北区域电力供需总体平衡略显宽松，其中，山东电网夏季出现错峰；华东、华中、南方区域电力供需总体宽松，其中海南8月前电力供应偏紧；东北、西北区域电力供应能力富余较多。

六、电力装备和科技水平进一步提升

电力科技创新在特高压、智能电网、大容量高参数低能耗火电机组、高效洁净燃煤发电、第三代核电工程设计和设备制造、可再生能源发电等技术领域不断取得重大突破，对转变电力发展方式起到巨大的推动作用。

在特高压输电技术领域，高压直流断路器关键技术、大电网规划与运行控制技术重大专项研究等多项技术取得新的进展。高压大容量多端柔性直流输电关键技术开发、装备研制及工程应用有了新的进展，世界首次采用大容量柔性直流与常规直流组合模式的背靠背直流工程——鲁西背靠背直流工程正式开工建设，世界上首个采用真双极接线±320kv柔性直流输电科技示范工程在厦门正式投运，标志着我国全面掌握和具备了高压大容量柔性直流输电关键技术和工程成套能力。

我国二次再热发电技术获重大突破。随着世界首台66万千瓦超超临界二次再热燃煤机组——中国华能集团公司江西安源电厂1号机组和世界首台100万千瓦超超临界二次再热燃煤发电机组——中国国电集团公司泰州电厂二期工程3号机组相继投运，标志着二次再热发电技术在国内得到推广应用； 世界首台最大容量等级的四川白马60万千瓦超临界循环流化床示范电站体现了我国已经完全掌握了循环流化床锅炉的核心技术，并在循环流化床燃烧大型化、高参数等方面达到了世界领先水平，随着2015年世界首台35万千瓦超临界循环流化床机组——山西国金电力公司1号机组投运，全国共有5台35万千瓦超临界循环流化床机组投入商业运行。我国自主三代核电技术“华龙一号”示范工程——中国核工业集团公司福清5号核电机组正式开工建设，使我国成为继美国、法国、俄罗斯之后第四个具有自主三代核电技术的国家，也将成为我国正式迈入世界先进核电技术国家阵营的里程碑。

七、节能减排成效显著

能耗指标继续下降。2015年，全国6000千瓦及以上火电厂机组平均供电标准煤耗315克/千瓦时，比上年降低4克/千瓦时，煤电机组供电煤耗继续保持世界先进水平；全国线路损失率为6.64%，与上年持平。

污染物排放大幅减少。据中电联初步分析，2015年，全国电力烟尘排放量约为40万吨，比上年下降59.2%，单位火电发电量烟尘排放量0.09克/千瓦时，比上年下降0.14克/千瓦时。全国电力二氧化硫排放约200万吨，比上年下降约67.7%，单位火电发电量二氧化硫排放量约为0.47克/千瓦时，比上年下降1克/千瓦时。电力氮氧化物排放约180万吨，比上年下降约71.0%，单位火电发电量氮氧化物排放量约0.43克/千瓦时，比上年下降1.04克/千瓦时。截至2015年底，全国已投运火电厂烟气脱硫机组容量约8.2亿千瓦，占全国煤电机组容量的91.20%；已投运火电厂烟气脱硝机组容量约8.5亿千瓦，占全国火电机组容量的84.53%。全国火电厂单位发电量耗水量1.4千克/千瓦时，比上年降低0.2千克/千瓦时；单位发电量废水排放量0.07千克/千瓦时，比上年降低0.01千克/千瓦时。

电力需求侧节能有成效。在保障电力安全可靠、协调发展的大前提下，政府、行业、企业贯彻落实能源消费革命,共同推进电力需求侧管理，建立并不断完善需求侧响应体系，加大移峰填谷能力建设，引导用户优化用电负荷，促进清洁能源消纳，涉及15个省份、2000余家工业企业实施了需求侧管理工作；国家电网和南方电网超额完成电力需求侧管理目标任务，共节约电量142.7亿千瓦时，节约电力327.3万千瓦，为促进经济发展方式转变和经济结构调整发挥了重要作用。

八、新一轮电力改革拉开序幕

2015年3月，中共中央印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）文件，开启了新一轮电力体制改革的序幕。2015年11月底，为配合9号文件落实、有序推进电力改革工作，国家发展改革委、国家能源局会同有关部门制定并发布《关于推进输配电价改革的实施意见》、《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于电力市场交易机构组建和规范运行的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》、《关于推进售电侧改革的实施意见》、《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》6个电力体制改革配套文件，分别从电价、电力交易体制、电力交易机构、发用电计划、售电侧、电网公平接入等电力市场化建设相关领域以及相应的电力监管角度明确和细化电力改革的政策措施。各省市积极行动，启动了电力改革试点工作。国家发展改革委先后批复在云南、贵州省进行电力改革综合试点，在深圳输配电改革试点基础上,扩大到内蒙古西部、安徽、湖北、宁夏、云南、贵州进行输配电价改革试点，在重庆、广东进行省级售电侧改革试点。电力行业企业也积极投入电力改革与市场交易试点，发电企业适应市场需要，积极开展与大用户直接交易、跨省区交易、发电权交易、辅助服务交易等多种市场交易模式的探索，一些央企、地方电力企业和民营企业陆续投资成立了售电公司，积极参与直接交易试点活动，为进一步加快电力市场化建设、完善相关政策法规积累了经验。

2015年，全国31个省份中已有24个省份相继开展了大用户直接交易（仅有北京、天津、河北、上海、海南、青海、西藏等7个省份尚未开展），直接交易电量超过4000亿千瓦时，比2014年的1540亿千瓦时增长近2倍。其中11个省区交易规模超过100亿千瓦时。

九、积极发挥电价调控作用

发挥电价调控政策在推进电力改革、调整产业结构、促进节能减排中的重要作用。进一步完善煤电价格联动机制，以中国电煤价格指数作为煤电联动的价格基础，进行电价调整；全年煤炭供应充足，价格走低，导致燃煤发电全国平均上网电价分两次下调，分别降低2分/千瓦时和3分钱/千瓦时，并相应分别降低工商业用电价格1.8分/千瓦时和3分钱/千瓦时，助力我国经济供应侧改革；加大环境保护与治理力度，对燃煤电厂超低排放实行电价支持政策，对2016年1月1日前、后并网运行并符合超低排放超低限值要求的燃煤发电企业，分别对其统购上网电量加价1分/每千瓦时（含税）、0.5分钱/每千瓦时（含税）；为合理引导新能源投资，促进陆上风电、光伏发电等新能源产业健康有序发展，调整新建陆上风电和光伏发电上网标杆电价, 实行上网标杆电价随陆上风电和光伏发电发展规模逐步降低的价格政策，鼓励各地通过招标等市场竞争方式确定陆上风电、光伏发电等新能源项目业主和上网电价；明确将居民生活和农业生产以外其他用电征收的可再生能源电价附加征收标准由之前的1.5分/每千瓦时提高到1.9分/每千瓦时；明确了跨省、跨区域送电价格调整标准，遵循市场定价原则，参考送、受电地区电价调整情况，由供需双方协商确定，“点对网”送电的上网电价调价标准，可参考受电省燃煤发电标杆电价调整标准协商确定，“网对网”送电价格，可参考送电省燃煤机组标杆电价调整幅度协商确定。

十、行业管理与服务不断创新

行业管理逐步规范高效。2015年，国家能源局积极推进简政放权，共取消、下放21项、34子项行政审批事项，全部取消非行政审批事项。持续加强大气污染治理力度，印发《煤电节能减排监督管理暂行办法》、《2015年中央发电企业煤电节能减排升级改造目标任务书》，全年共安排节能改造容量1.8亿千瓦、超低排放改造容量7847万千瓦。合理布局清洁能源发展，全年核准开工核电机组8台合计880万千瓦，自主三代“华龙一号”示范工程开工建设，AP1000主泵通过评审出厂，核电重大专项——CAP1400示范工程启动核准前评估。风电开发布局进一步优化，下达光伏发电建设规模2410万千瓦，启动太阳能热发电示范项目建设。开展电力标准化管理工作，立项合计318项，加强标委会的组织管理和协调。建立健全电力工程质量监督工作机制，进一步确立完善的“总站-中心站-项目站”管理体系，开发完成全国在建电力工程项目统计系统，开展在建项目专项督查。统筹谋划推动能源领域“一带一路”合作，与重点国家、地区合作建设能源项目，能源装备和核电“走出去”取得阶段性成果。积极参与全球能源治理，我国与国际能源署（IEA）建立了联盟关系，加强了与能源宪章组织的合作，并由该组织的受邀观察员国变为签约观察员国。

行业服务水平不断提高。2015年，中电联认真把握“立足行业，服务企业，联系政府，沟通社会”的定位，健全行业服务网络，突出工作重点，不断提升服务质量。紧密围绕电力体制改革，积极建言献策；开展行业重大问题研究，促进行业科学发展；积极有效反映行业诉求，创造良好的政策环境；适应经济新常态，做好电力行业统计和供需分析预测工作；开展首届中国电力创新奖评奖工作，推进行业科技和管理创新；创新服务方式，积极开展行业宣传和信息服务，大力推进行业国际化服务，加强重点领域的行业标准管理及体系建设，继续开展电力行业职业技能鉴定，积极推进电力行业信息化建设，切实加强电力行业市场诚信体系建设，指导工业领域电力需求侧管理工作，进一步完善电力工程质量监督工作体系，加强电力可靠性监督管理，为社会及电力行业提供司法鉴定服务，稳步提升各项专业服务质量，深入开拓专业服务领域及品牌业务。

十一、电力企业经营状况较好

据国家统计局数据，2015年，受煤炭价格大幅下降的影响，全国规模以上电力企业利润总额4680亿元，比上年增长13.57%。其中，电力供应企业利润总额1213亿元，比上年增长13.02%；发电企业利润总额3467亿元，比上年增长13.77%。在发电企业中，火电、水电、核电、风电业和太阳能发电企业利润总额分别为2266亿元、735亿元、183亿元、182亿元和59亿元，分别比上年增长13.32%、10.44%、21.62%、11.14%和69.69%。但是受上网电价连续多次下调、市场化交易电量比重扩大及其交易电价大幅度下降、以及发电设备利用率下降等多重不利因素影响，未来电力企业尤其是火电企业经营形势将面临严峻挑战。

十二、国际合作取得新进展

电力企业积极参与国际合作与“走出去”。2015年，电力企业分别与美国、俄罗斯、英国、法国、德国、西班牙、比利时、葡萄牙、罗马尼亚、立陶宛、哈萨克斯坦、秘鲁、厄瓜多尔、南非、埃塞俄比亚、肯尼亚、津巴布韦、韩国、巴基斯坦、马来西亚、印度尼西亚、蒙古国、老挝等20多个国家的地方政府、企业、大学签署合作协议和备忘录，共同开展战略合作。其中，国网中国电力技术装备有限公司与埃塞俄比亚国家电力公司和肯尼亚输电公司签署合同，承建东非地区第一条高压直流输电线路“埃塞—肯尼亚500千伏直流输电线路”；中国广核集团有限公司与法国电力集团签订英国新建核电项目的投资协议，其中巴拉德维尔B核电项目拟采用“华龙一号”技术，这是我国核电“走出去”的里程碑式项目，也标志着该技术得到欧洲发达国家的认可；中国长江三峡集团公司与俄罗斯水电公司签署《关于双方成立合资公司开发俄罗斯下布列亚水电项目的合作意向协议》。根据中电联对11家主要电力企业的统计调查，11家主要电力企业实际完成投资总额28.98亿美元，同比下降约 75.3%；对外承包工程在建项目合同额累计1547.71亿美元，同比增长约17.3%；新签合同额合计472.05亿美元，同比增长约8.8%；电力设备和技术出口总额为136.59亿美元，同比增加约153%。

展望“十三五”，电力行业改革发展面临更加严峻的形势和诸多挑战。一是电力需求增速放缓，电力供应能力过剩势头逐步显现。随着我国经济发展进入新常态，能源电力需求特别是重化工业用电增速放缓，部分地区电力供应将显现过剩格局，发电设备利用小时特别是煤电机组设备利用小时快速下降，煤电企业效益将大幅度下降，面临的挑战加剧。二是可再

[4]生能源协调发展难度加大。西南地区弃水、“三北”地区弃风和弃光现象加剧，就地消纳市场空间不足，跨区送出线路建设滞后，调峰能力严重不足，电力系统整体运行效率有待提高。三是电力清洁替代任务艰巨。实施电力替代终端煤炭、生物质消费，加快提高电力在终端能源消费的比重，是实现节能减排、大气污染治理的重要途径，但是实施的进程与成效受电力价格和电力基础设施等因素的制约。四是电力市场化改革任重道远。中央9号文件精神为我国深化电力市场化改革奠定了重要基础。但是目前在市场体系建设、交易规则设计、市场主体培育、政府有效监管、诚信体系建立等方面都面临着诸多的问题，需要在进一步扩大试点范围并认真总结经验的基础上，不断完善市场规则，循序渐进。五是电力企业“走出去”面临严峻挑战。我国的电力装备产业已经具备在国际市场上竞争的实力，但是企业在风险控制、国际化管理、环境治理、企业文化与当地风俗文化的融合等方面经验不足。面对上述问题和挑战，电力行业必须深入贯彻落实科学发展观，遵循能源发展“四个革命、一个合作”的战略思想，全面把握经济发展和电力发展规律，加快推进电力供给侧结构性改革，推动电力发展方式转变，在发展中化解和解决面临的各种矛盾和问题，努力为“十三五”发展打下良好开局。

第三篇：新中国60年电力行业发展纪实

新中国六十年，能源发展成就巨大。能源生产基础设施和装备极大改善，科技水平显著提高，初步形成了以煤炭为主体、电力为中心、石油天然气和可再生能源全面发展的能源供应格局，建立了较为完善的能源生产和供应体系；主要能源产品品种和产量大幅度增加，能源生产和供应保障能力极大增强，供给状况极大改善，供需矛盾极大缓解；能源消费结构更加合理，能源利用效率显著提高，能源节约成效显著。

一、新中国六十年能源发展取得巨大成就

旧中国能源生产基础非常薄弱，生产设施、装备及科技水平极低，勘探、生产、加工、供应能力极差。1949年我国一次能源生产量仅0.237亿吨标准煤，能源产品主要是少量的煤炭和石油，能源消费以煤炭为主，占全部能源消费95%以上，全国仅有为数不多的城市拥有电力供应。煤炭产量仅0.32亿吨；原油产量仅12万吨；炼油加工能力仅17万吨，加工原油11.6万吨；石油品种12种，汽油、煤油、柴油的产量只有3.5万吨，润滑油、润滑脂40吨。石油产品无论数量、品种还是质量都远远满足不了国内需求，90%以上石油产品依靠进口。发电装机容量仅1850兆瓦，年发电量43亿千瓦小时，发电装机容量和发电量居世界第25位，人均用电量仅9千瓦小时，全国没有一个超高压电网。新中国成立后，经过六十年的不断努力和建设，能源工业得到巨大发展，取得辉煌成就。

（一）能源生产能力大幅度提高，主要能源产品品种和产量大幅度增加，供应保障能力极大增强

2008年，我国一次能源的生产能力已达28亿吨标准煤，比1950年增长110多倍。其中：煤炭开采能力28亿吨，是新中国成立初期的88倍，改革开放初期的4.6倍，居世界第一位；石油开采能力1.92亿吨，是新中国成立初期的1500多倍，改革开放初期近2倍；原油加工能力近4亿吨，是新中国成立初期的2300多倍，改革开放初期的3.8倍，居世界第二位；电力发电装机容量7.93亿千瓦，是新中国成立初期的400倍，改革开放初期的14倍，居世界第二位。其中，火电装机容量6.01亿千瓦，水电装机容量1.72亿千瓦，核电装机容量885万千瓦，风电装机容量894万千瓦。

能源产量大幅度增加。2008年，我国一次能源生产总量达26亿吨标准煤，占全球能源总产量的23.6%，是新中国成立之初的109.5倍、改革开放初期的4.1倍，居世界第二位。其中：煤炭产量27.9亿吨，是新中国成立初的87倍、改革开放初的4.5倍，居世界第一位；原油产量1.9亿吨，是新中国成立初的1583倍、改革开放初的1.8倍，居世界第五位；原油加工量3.42亿吨，是新中国成立初的2000多倍、改革开放初的3.8倍，居世界第二位；汽油产量6347.54万吨，是新中国成立初的2350倍、改革开放初的6.4倍；柴油产量1.33亿吨，是新中国成立初的8867倍、改革开放初的7.3倍；天然气产量760.8亿立方米，是改革开放初的5.5倍；发电量34668.8亿千瓦时，是新中国成立初的806倍、改革开放初的13.5倍，居世界第二位。

一大批具有国际水平的特大型能源生产企业应运而生，并成为支撑我国能源工业的栋梁。神华集团是我国最大煤炭生产企业，全球最大煤炭供应商，自1998年以来，连续十年保持年均煤炭产销量增长千万吨以上。旗下拥有被誉为“世界第一矿”的大柳塔煤矿、世界上一口井一个采掘面产量最高的矿井之一的榆家梁煤矿、世界首个百人千万吨级煤矿的哈拉沟煤矿和集矿井生产能力、主运输系统提升能力及煤炭洗选加工能力三个世界第一的布尔台煤矿等数个具有国际先进水平、高产高效的千万吨级特大型煤矿，2008年共生产原煤2.82亿吨；中国石油天然气集团公司是中国最大石油天然气开采企业、世界第七大石油公司，2008年共生产原油1.08亿吨，天然气617.5亿立方米，加工原油1.25亿吨；中国石油化工集团公司是我国及亚洲最大石油和石化集团，同时也是世界第四大炼油公司，2008年生产原油4180万吨，天然气83亿立方米，加工原油1.73亿吨；内蒙古托克托电厂，是我国目前最大火力发电厂，规划容量8台60万千瓦火电机组，7台60千瓦现已投产，总装机容量420万千瓦；中国乃至世界最大水电站——三峡水电站，共装设32台70万千瓦机组，总装机容量2240万千瓦，年均发电量847亿千瓦时，发电能力和发电量均居全国之首。目前已有17台机组投产发电，投产总装机容量1190万千瓦，2008年发电808.12亿千瓦时，创2003年三峡水电站首台机组投产以来发电量历史纪录；1991年建成投产的秦山核电站，总装机容量290万千瓦，是我国自行设计、建造和管理的第一座核电站，它的建成投产不仅结束了我国大陆无核电的历史，同时使我国成为世界上第7个能独立研制建造核

第四篇：电力行业

电力工业是国民经济发展中最重要的基础能源产业，是国民经济的第一基础产业，是关系国计民生的基础产业，是世界各国经济发展战略中的优先发展重点。作为一种先进的生产力和基础产业，电力行业对促进国民经济的发展和社会进步起到了重要作用。与社会经济和社会发展有着十分密切的关系，它不仅是关系国家经济安全的战略大问题，而且与人们的日常生活、社会稳定密切相关。随着中国经济的发展，对电的需求量不断扩大，电力销售市场的扩大又刺激了整个电力生产的发展。

“十一五”期间（2006-2010年），我国新增电力装机超过4.3亿千瓦，总装机容量达到9.5亿千瓦，每年平均增长 1亿千瓦左右，位列世界第二。到2010年底，全国220千伏及以上输电线路总长度达到43万公里，变电容量19.6亿千伏安，分别是“十五”末的1.7倍和2.4倍，电网规模跃居世界第一。全国电力供需基本平衡，扭转了“十五”末期电力紧张的局面，保障了国民经济和社会发展的需要。我国电力行业电源结构不断优化，水电、核电、风电等非化石能源发电量5年累计超过3万亿千瓦时，占总发电量比重达到18.5%左右。

2010年，我国用电量持续增长，电力规模继续增大，结构有所改善，质量和技术水平进一步提高，节能减排成效显著。2010年我国发电量41413亿千瓦时，比上年增长13.3%，全年全社会用电量达41923亿千瓦时。2010年全国电力建设完成投资7051亿元，其中电源投资3634亿元，电网投资3410亿元。2010年新增发电设备容量9127万千瓦，年末全国发电设备容量为96219万千瓦。

“十二五”期间，我国电力基本建设将继续保持较大投资规模，投资结构有望进一步优化，城市和农村配电网投资的力度将逐步加大。加大电网建设投资，一方面可以提升企业实力，为今后大发展奠定基础。同时也是扩大内需、增加就业，实现经济增长预期目标的重要举措。

目前中国经济的基本面没有改变，国内市场广阔，外汇储备和居民储蓄充足，经济增长的内在动力强劲。而国家一系列扩内需、调结构的措施，将使我国有望保持经济稳步增长，从而拉动电力需求的增长。

自动化专业

本专业主要培养在电子技术、电工技术、控制理论、自动控制检测与仪表、系统工程、信息处理、计算机技术与应用及网络技术等方面具备坚实的基础理论和宽广的工程应用技术知识，并具有一定研究和创新能力的高级专业技术人才。

本专业以电厂热工自动化为特色，主要培养方向有：(1)电力企业信息化与节能优化技术；(2)复杂系统建模、控制与仿真；(3)新型仪器、自动化装置与系统；(4)智能机器人。主要课程：高等数学、大学英语、概率论与数理统计、大学物理、工程制图、工程力学基础、C语言程序设计、电路分析、电力工程、模拟电子技术、数字电子技术、通信工程基础、热工理论基础、电厂热力设备及运行、工程流体力学、自动控制原理、过程参数检测及仪表、过程控制系统、分散控制系统、微机原理及应用、过程计算机控制、计算机仿真、计算机软件基础、数字信号处理和现代控制理论基础等。

学生毕业后主要在电力系统就业，也可在机械、船舶、化工、核工业、计算机等行业的工业过程控制、电力电子技术、过程检测与自动化仪表、电子与计算机技术、信息处理、管理与决策等领域内从事系统分析、设计、运行、施工、科技开发及研究等方面的工作，也可从事相关的教育和培训工作。

第五篇：中国电力行业发展报告(2017)综述部分

中国电力行业发展报告（2017）综述部分

2016年是我国“十三五”规划开局之年，也是中央提出供给侧结构性改革的攻坚之年。面对复杂多变的国际环境和繁重艰巨的国内改革发展稳定任务，全国各行业深入贯彻总书记系列重要讲话精神，认真落实党中央的各项决策部署，协调推进全面建成小康社会、全面深化改革、全面依法治国、全面从严治党的“四个全面”战略布局；坚持发展是第一要务，牢固树立和落实创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念，以提高发展质量和效益为中心，以供给侧结构性改革为主线，扩大有效供给，满足有效需求；坚持稳中求进工作总基调，坚持新发展理念，坚定推进改革，妥善应对风险，加快形成引领经济发展新常态的体制机制和发展方式，努力实现经济建设、政治建设、文化建设、社会建设、生态文明建设的“五位一体”总体布局，经济社会保持平稳健康发展，实现了“十三五”良好开局。

2016年，我国国内生产总值实现74.4万亿元，比上年增长6.7%。其中，第一、二、三产业增加值分别同比增长3.3%、6.1%和7.8%；第三产业增加值比重为51.6%，比上年提高1.4个百分点。工业生产平稳增长，规模以上工业增加值比上年增长6.0%。固定资产投资比上年实际增长8.6%，增速有较大回落，但仍保持较快增长；基础设施固定资产投资名义增长17.4%，比固定资产投资快9.3个百分点，支撑作用增强。全社会消费品零售总额比上年实际增长9.6%，全年居民消费价格比上年上涨2.0%；最终消费对经济增长的贡献率为64.6%，比上年提高4.9个百分点，比资本形成总额贡献率高22.4个百分点。外贸进出口总额24.3万亿元，比上年下降0.9%；全年累计顺差3.35万亿元。全国能源生产总量34.6亿吨标准煤，比上年下降4.3%，其中原煤生产34.6亿吨，同比下降9%；能源消费总量43.6亿吨标准煤，比上年增长1.4%，煤炭消费占能源消费比重为62%。

电力行业积极推进实施能源“四个革命、一个合作”发展战略，以五大发展理念为指引，大力转变发展方式，积极推进供给侧结构性改革，加快深化电力市场化改革，加大科技进步和环保工作力度，不断提升“走出去”战略的广度与深度，持续扩大国际合作，有效保障了电力系统安全稳定运行和可靠供应，为经济社会发展和能源转型升级作出了积极贡献。

一、电力供应能力再上新台阶，结构调整取得新进展

发电装机容量突破16亿千瓦，增速趋缓，非化石能源装机比重持续提高。截至2016年底，全国全口径发电装机容量165051万千瓦，比上年增长8.2%，增速比上年降低2.4个百分点。其中，水电33207万千瓦（其中抽水蓄能2669万千瓦、增长15.8%），增长3.9%；火电106094万千瓦，增长5.5%（其中煤电装机容量94624万千瓦、增长5.1%，燃气7011万千瓦、增长6.2%）；核电3364万千瓦，增长23.8%；并网风电14747万千瓦，增长12.8%；并网太阳能发电7631万千瓦（其中分布式光伏发电1032万千瓦），增长80.9%。非化石能源发电装机容量占全国总装机容量的36.6%，分别比上年和2010年提高1.7个和9.5个百分点；全国人均装机规模1.19千瓦，比上年增加0.08千瓦。对全国100885万千瓦火电机组统计显示:火电机组平均单机容量13.19万千瓦，比上年增加0.30万千瓦；火电大容量高参数高效机组比重继续提高，全国100万千瓦级火电机组达到96台，60万千瓦及以上火电机组容量所占比重达到43.4%，比上年提高0.5个百分点。

新增发电装机中水、火电规模下降明显，非化石能源占比接近60% 全国基建新增发电生产能力12143万千瓦，比上年少投产1041万千瓦。其中，水电新增1179万千瓦（含抽水蓄能366万千瓦），比上年少投产196万千瓦，已经连续三年投产规模缩小，仅为2013年投产规模的38.1%；火电新增5048万千瓦，比上年少投产1630万千瓦（其中常规煤电3834万千瓦，比上年少投产1568万千瓦），全年新投产100万千瓦级机组10台。核电新投产7台机组合计720万千瓦。新增并网风电2024万千瓦，项目地区布局进一步优化；加速发展光伏发电，全面启动光伏领跑者计划、光伏扶贫计划和分布式光伏，积极发展光伏+特色产业，启动太阳能热发电第一批示范项目，我国首座规模化储能光热电站——青海德令哈10兆瓦塔式熔盐储能光热电站并网发电，全年新增并网太阳能发电3171万千瓦（其中分布式光伏424万千瓦），创新增规模纪录。在新增发电装机容量中，非化石能源发电装机占比为59.2%，比上年提高9.5个百分点。全年退役、关停火电机组容量571万千瓦。

电网规模稳步增长，跨省区输送和中低压配电能力大幅提升 截至2016年底，全国电网35千伏及以上输电线路回路长度175.6万千米、比上年增长3.5%，变电设备容量63.0亿千伏安，比上年增长10.5%。其中，220千伏及以上线路长度64.5万千米、增长5.9%，变电设备容量36.9亿千伏安、增长9.7%；全年新增跨区输电能力800万千瓦，全国跨区输电能力达到8095万千瓦。其中，交直流联网跨区输电能力6751万千瓦，跨区点对网送电能力1344万千瓦。特高压线路回路长度和变电设备容量分别比上年增长42.7%和66.5%，35～110千伏电压等级的配电设备容量增长11.8%，均远高于高压和超高压电网增速。

电源投资负增长，重点建设领域投资增长强劲 全国电力工程建设完成投资18840亿元，比上年增长3.1%。其中，电源投资3408亿元，比上年下降13.4%；电网投资5431亿元，比上年增长17.1%。在电网投资中，配电网和特高压项目成为重点，全年分别完成投资3117亿元和870亿元、分别比上年增长32.8%和87.5%；新一轮农网升级改造工程全面启动，总投资约1900亿元，惠及2416个县、8.5万个小城镇和中心村，覆盖150万个机井、2.1亿亩农田，改造后农村用电保障能力将大幅提高。在电源投资中，除太阳能发电增长10.1%外，水电、火电、核电、风电投资均为负增长；国家严控煤电投资建设取得明显效果，通过建立风险预警机制，采取“取消一批、缓核一批、缓建一批”等措施，严控项目建设，规范开工秩序，加大落后产能淘汰力度，有效控制了煤电产能规模，全年取消1240万千瓦不具备核准条件的项目，煤电基地配套项目和电网送出规划建设实现按需推进，常规煤电完成投资973亿元，比上年下降8.3%。

新增交流110千伏及以上输电线路长度增速下降，特高压及配电网投产规模不断扩大 全国新增交流110千伏及以上输电线路长度和变电设备容量56679千米和34585万千伏安，分别比上年下降0.8%和增长17.5%；新增直流输电线路长度和换流容量分别为3391千米和3240万千瓦。2016年，1000千伏和110千伏交流输电线路长度分别比上年多投产4247千米和1208千米、变电容量多投产5100万千伏安和2661万千伏安；±800千伏直流线路长度和换流容量分别多投产1720千米和1350万千瓦，而220～750千伏各电压等级的交流输电项目投产规模均较上年缩小。

系统调峰能力建设加快 针对发电供应调节能力严重不足、影响新能源更大规模消纳的情况，加快调峰能力建设，加快核准、加大新开工抽水蓄能电站规模，连续两年抽水蓄能电站投资额占水电投资比重达到13.6%左右，全年新开工抽水蓄能电站容量达到715万千瓦，主要布局在辽宁、江苏、福建、陕西、新疆等核电、火电、新能源发电比重较高地区。全面组织实施“三北”地区煤电机组调峰能力提升工程，组织开展热电机组储热改造和纯凝机组灵活性改造试点示范，部分项目已经投运，调峰效果有所显现，部分地区冬季风电消纳有所改观。

二、电力生产供应平稳，发电设备利用小时持续下降

全国发电量增速显著回升，非化石能源发电量占比已近30% 全国全口径发电量60228亿千瓦时，比上年增长4.9%，增速比上年提高3.9个百分点。其中，水电11748亿千瓦时、增长5.6%，火电42273亿千瓦时、增长2.3%（增速提高4.0个百分点），核电2132亿千瓦时、增长24.4%，并网风电2409亿千瓦时、增长29.8%，并网太阳能发电665亿千瓦时、增长68.5%。2016年，水电、核电、并网风电和太阳能发电等非化石能源发电量合计比上年增长12.3%，增速比上年提高2.1个百分点；非化石能源发电量占全口径发电量的比重为29.3%，比重比上年提高2.1个百分点。全国发电设备利用小时持续下降，火电设备利用小时为50余年来新低 全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3797小时，比上年降低191小时，自2011年以来持续下降。其中，水电3619小时，比上年增加29小时；火电4186小时，比上年降低179小时，为1964年以来的最低值；核电7060小时，比上年降低343小时；风电1745小时，比上年增加20小时；太阳能发电1129小时，比上年降低96小时。电力生产运行安全可靠 电力系统安全稳定运行和电力可靠供应能力进一步增强。全国没有发生重大电力安全事故，没有发生较大电力设备事故，没有发生电力系统水电站大坝垮坝、漫坝以及对社会造成重大影响的事件，发生电力建设特别重大事故1起，死亡73人。10万千瓦及以上燃煤发电机组等效可用系数为92.77%、比上年提高0.20个百分点，4万千瓦及以上水电机组等效可用系数为92.44%、提高0.39个百分点，核电机组等效可用系数为88.77%、降低0.3个百分点。架空线路、变压器、断路器三类主要设施的可用系数分别为99.570%、99.867%、99.958%，变压器、架空线路可用系数分别比上年下降0.020、0.030个百分点，断路器上升0.005个百分点。直流输电系统合计能量可用率、能量利用率分别为94.67%、54.17%，能量可用率比上年下降0.55个百分点、能量利用率提高3.57个百分点；总计强迫停运40.5次，比上年增加12.5次。全国10（6、20)千伏供电系统用户平均供电可靠率RS1为99.805%、比上年下降0.075个百分点，用户平均停电时间17.11小时、增加6.61小时，用户平均停电次数3.57次、增加1.05次。

三、电力消费需求逐步回升，电力供需形势进一步宽松

电力消费需求增速回升受工业生产恢复、夏季高温天气和上年同期低基数等因素影响，全国全社会用电量59747亿千瓦时，比上年增长4.9%，增速比上年提高4.0个百分点，但增速仍连续3年低于5%。第一产业用电量1092亿千瓦时，比上年增长5.0%；第二产业用电量42615亿千瓦时，比上年增长2.8%，增速比上年提高3.6个百分点，下半年二产业用电恢复、分别拉动三、四季度全社会用电量3.3和3.9个百分点，拉动全年全社会用电量2.1个百分点，是全社会用电量增速提高的最主要动力。其中，黑色金属冶炼及压延加工业、有色金属冶炼及压延加工业、非金属矿物制品业和化学原料及化学制品业四大高耗能行业合计用电量与上年持平，而装备制造、新兴技术和大众消费品业增长势头良好，反映出制造业产业结构调整和转型升级效果继续显现；第三产业用电量7970亿千瓦时、增长11.2%（其中信息传输、计算机服务和软件业增长15.1%），城乡居民生活用电量8071亿千瓦时、增长10.8%，均拉动全社会用电量1.4个百分点，服务业和居民消费对用电增长的稳定作用更加突出。2016年，全国人均用电量和人均生活用电量为4321千瓦时和584千瓦时，分别比上年增加179千瓦时和54千瓦时。

电能替代成效显现 为确保完成“十三五”期间电能替代散烧煤、燃油1.3亿吨标煤的目标，行业企业按照“成熟领域全覆盖、新兴领域大力推、创新领域抓试点”的工作布局，大力推进电能替代。抓住电动汽车充电基础设施互联互通、居民区与单位建桩、重点区域城际高速公路建设快充网络等关键点，加快推动电动汽车充电基础设施建设，全国累计建成公共充电桩超过15万个，私人充电桩总数超过20万个；在内蒙古、河北、吉林等省份大力推动各类可再生能源清洁供热示范工程。据调查统计，国家电网公司（以下简称“国家电网”）、中国南方电网有限责任公司（以下简称“南方电网”）、内蒙古电力（集团）有限责任公司（以下简称“内蒙古电力”）和陕西省地方电力（集团）有限公司（以下简称“陕西地电”）共推广电能替代项目4.1万个，完成替代电量1079亿千瓦时。其中，居民、机关、学校、商业采热、采暖领域替代电量121亿千瓦时，工业生产领域480亿千瓦时，农业生产领域56亿千瓦时，交通运输领域130亿千瓦时。

积极推进电力需求侧管理 根据国家制定的“十三五”能源转型目标要求，结合电力市场化建设、电力供需新形势需要，创新电力需求侧管理工作机制和工作领域，国家、行业企业和社会共同加大推进电力需求侧管理工作力度。政府有关部门总结北京、苏州、唐山、佛山电力需求侧管理城市综合试点经验，持续组织电网企业电力需求侧管理目标考核；部分省份电力需求侧管理平台基本实现了用电在线监测、产业经济运行分析等方面的数字化、网络化、可视化，加强对参与用电直接交易、执行差别电价的重点企业引导。行业企业积极推进电力需求侧管理工作，截至2016年底，全国已有30家工业企业通过电力需求侧管理评价。国家电网、南方电网、内蒙古电力和陕西地电超额完成电力需求侧管理目标任务，共节约电量147亿千瓦时、电力352万千瓦，有力保障了电力供需平衡和促进资源优化配臵。电力供需形势进一步宽松 受装机增长持续快于用电增长影响，全国电力供需形势进一步宽松，部分地区相对过剩，仅局部地区在部分时段有少量错峰。分区域看，华北区域电力供需总体平衡，其中蒙西和山西电力供应能力富余，迎峰度夏期间高峰时段山东、河北均出现电力缺口（最大电力缺口分别为203、50万千瓦）；华东、华中、南方区域电力供需总体宽松；东北、西北区域电力供应能力富余较多。

四、电力科技创新水平不断提升，污染物排放持续较大幅度下降

科技创新成果丰硕 电网科技创新方面，新开工±1100千伏准东至皖南特高压直流输电工程，是目前世界上电压等级最高、输送容量最大、输送距离最远、技术水平最先进的特高压输电工程；鲁西背靠背直流工程是目前世界上首次采用

我国自主研发的柔性直流与常规直流组合技术模式的背靠背工程，具有电能质量更高、控制更为灵活、配套换流站占地小等优势；世界首个特高压GIL综合管廊工程——苏通GIL综合管廊工程已开工建设；自主研发的世界首个200千伏高压直流断路器投入工程应用。电源科技创新方面, 核电、超超临界火电等重大电力装备自主研制和示范应用取得积极进展，100万千瓦二次再热燃煤发电机组示范工程全面投产，机组发电效率超过45%，达到国际先进水平；世界首台60万千瓦超临界循环流化床锅炉机组投入商业运行。CAP1400通过国际原子能机构通用反应堆安全审评，“华龙一号”首堆示范工程建设有序，核岛安装工程已正式开始，模块化小型核反应堆技术成为世界小堆发展的一个重要里程碑；我国首座拥有完全自主知识产权的浙江仙居抽水蓄能电站，其机组的核心部件及自动控制系统，均由我国完全自主设计开发、制造。低风速风电技术和风机超长柔性叶片应用，实现了发电能力与载荷的最佳匹配，大幅提高了风电机组的技术经济性。

中国电力工业科技创新成果获多项大奖 2016年，“互联电网动态过程安全防御关键技术及应用”荣获国家科学技术进步一等奖，另有12个项目分别荣获国家技术发明、国家科学技术进步二等奖。张家口风光储输示范工程获得中国工业大奖。“多端柔性直流输电关键技术研究、设备研制与示范应用”等5个项目获得中国电力创新奖一等奖。溪洛渡水电站获得菲迪克2016年工程项目杰出奖，小湾水电站拱坝工程获得第二届碾压混凝土坝“国际里程碑工程奖”。

能效水平持续提高 大容量、高参数、节能环保型煤电机组比重稳步提升，电力能效水平持续提高。2016年，全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗312克/千瓦时，比上年降低3克/千瓦时，煤电机组供电煤耗继续保持世界先进水平；输电线路损失率6.49%，比上年降低0.15个百分点，处于同类国家先进水平。在电力供需放缓以及脱硫、脱硝等环保设施大规模进行超低排放改造的情况下，6000千瓦及以上火电厂厂用电率6.01%，比上年下降0.03个百分点。

污染物排放持续下降 全国电力烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放量分别约为35、170和155万吨、分别比上年下降12.5%、15.0%和13.9%；单位火电发电量烟尘排放量、二氧化硫排放量和氮氧化物排放量分别为0.08、0.39和0.36克/千瓦时，比上年分别下降0.01、0.08和0.07克/千瓦时；单位火电发电量二氧化碳排放约822克/千瓦时，比2005年下降21.6%。截至2016年底，全国已投运火电厂烟气脱硫机组容量约8.8亿千瓦，占全国煤电机组容量的93.0%，如果考虑具有脱硫作用的循环流化床锅炉，全国脱硫机组占煤电机组比例接近100%；已投运火电厂烟气脱硝机组容量约9.1亿千瓦，占全国火电机组容量85.8%。全国火电厂单位发电量耗水量1.3千克/千瓦时，比上年降低0.1千克/千瓦时；单位发电量废水排放量0.06千克/千瓦时，比上年降低0.01千克/千瓦时。全国燃煤电厂粉煤灰产量约5.0亿吨，与上年持平，综合利用率约为72%，比上年提高2个百分点。

五、电力市场化建设有序推进，电价调控发挥积极作用

积极推动电力市场体系和试点建设 2016年，在《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发„2015‟9号）文件及相关配套文件的基础上，国家发展改革委、国家能源局又出台了一系列有关电力市场化建设的政策文件，有序推进电力市场建设，加大电力交易规模、增加交易品种，加快推进输配电价改革，引导加强售电侧管理，推动增量配电试点业务开展，有力地支持和推动了电力市场化体系构建和电力市场交易试点工作。各省级政府主管部门结合各地实际，研究制定电力改革试点方案，重点推进电力改革相关工作，取得较大成效；截至2016年底，已有21个省份获批电力改革综合试点，9个省份获批售电侧改革试点，1个区域电网和全部32个省级电网获批输配电价改革试点，开展首批增量配电业务试点105项，东北区域还开展了电力辅助服务市场专项改革试点。

市场交易中心相继组建，市场化交易在探索中前行 2016年3月份，北京、广州两大电力交易中心成立，标志着电力市场建设迈出关键一步。截至2016年底，除海南省外，我国已挂牌成立31家省级电力交易中心。在中央和地方共同推动下，发用电计划加快放开，发售电企业和电力用户积极参与，各省级市场化电力交易陆续启动，初步统计全年市场化交易电量约1万亿千瓦时，比上年增长超过1倍，占全国全社会用电量的比重达到19%左右。

积极发挥电价调控作用 为降低社会企业生产成本，自2016年1月1日起，全国燃煤发电上网电价平均下调3分/千瓦时，全国一般工商业销售电价平均下调约3分/千瓦时，大工业用电价格不作调整。调整了两部制电价用户基本电价计费方式。加大可再生能源支持力度，提高可再生能源基金征收标准，自2016年1月1日起，各省（除新疆、西藏外）居民生活和农业生产以外全部销售电量的基金征收标准由1.5分/千瓦时提高到1.9分/千瓦时。核定全国统一的太阳能热发电标杆上网电价为1.15元/千瓦时（含税）。降低2017年1月1日后新建光伏发电和2018年1月1日后新核准建设的陆上风电标杆电价；对非招标的海上风电项目，区分近海风电和潮间带风电两种类型确定上网电价。电价在降成本、调结构、促减排中的调控作用更加突出。

六、电力企业主营业务收入增长低迷甚至负增长，经营状况不容乐观

电网企业资产增长快于主业收入及利润增长 截至2016年底，国家电网、南方电网、内蒙古电力、陕西地电资产总额合计4.21万亿元，比上年增长9.4%，主要是受电网投资规模扩大（投资5930亿元、增长11.2%）因素影响；但售电量仅增长2.7%，主要是受用电低速增长、市场交易电量比重快速增加、自备电厂快速扩张挤占市场份额等因素影响，加之售电价格下降，导致主营业务收入仅增长1.0%，全年实现主营业务利润1380亿元，比上年增长4.9%；企业资产负债率56.8%，比上年提高0.5个百分点。

发电企业资产增速回落，火电利润大幅下降 截至2016年底，中国华能集团公司（以下简称“华能集团”）等五大发电集团资产总额合计4.16万亿元，比上年增长3.5%，主要受电源投资负增长影响，资产增速逐年回落。受上游电煤价格迅猛上涨、环保投入持续增加，以及上网标杆电价连续下调、市场交易电量比重快速增加且交易电价大幅下降等多重不利因素交织作用，火电生产经营形势急剧恶化，五大发电集团电力业务尤其是火电业务利润出现“断崖式”下降。2016年，五大发电集团综合业务收入合计9693亿元、比上年下降4.6%，其中电力业务收入7558亿元、比上年下降7.3%；全年综合利润总额641亿元、比上年下降41.7%。其中，电力业务利润总额701亿元、同比下降42.6%（主要是火电业务利润总额为367亿元，创4年来最低，比上年下降58.4%）；企业资产负债率82.0%，仍处于高位；参与市场交易电量6374亿千瓦时，比上年增长69.6%，占同口径总发电量的比重为25.6%，比上年提高10.3个百分点。另据对多家其他大型发电企业调查报告显示，2016年底电力业务合计实现利润同比下降，但下降幅度低于五大发电集团；合计参与市场交易电量比上年增长41.7%，占同口径总发电量的比重为11.7%，比上年提高2.5个百分点。

七、全球能源互联网逐步达成国际共识，国际交流合作取得新成绩

推进构建全球能源互联网 2016年3月，由我国主持与主导的全球能源互联网发展合作组织在北京成立，系统组织开展了全球清洁能源资源、电网现状调研和亚洲、非洲、欧洲、美洲电网互联研究，编制了全球能源互联网发展战略白皮书和技术装备规划，成功发布了系列研究成果，有力支撑了全球能源互联网推动工作，全球能源电网互联理念正在逐步达成国际共识。

国际交流进一步加强 电力企业积极参与国际电力行业交流，先后参与、主导、组织各类国际组织交流活动60余场，参加各类境内外国际会议186场，境内外国际展览55个，对外签署重要协议及备忘录31项。截至2016年底，电力行业已有数十家机构和企业参加国际组织总数超过60个，同时还有近40位各类专家、学者在上述组织担任主要职务；国内电力企业共设立海外分支机构或办事处828个，遍布世界各地。中电联牵头成立了中国电力国际产能合作企业联盟，积极搭建电力国际产能合作服务平台。电力行业企业在国际能源事务中的影响力和话语权进一步提升，交流合作进一步深入。

国际合作取得新突破，“一带一路”成为投资亮点 2016年，我国电力企业与英国、阿根廷、沙特等国家签署一系列核电站项目开发、建设、技术等合作协议，核电“走出去”取得重要成果；签署埃及EETC500千伏输电线路项目合同，中埃产能合作首个能源项目正式落地；中国在海外已建的最大水电站——装机150万千瓦的厄瓜多尔辛克雷水电站正式竣工；中国第一个海外100万千瓦级IPP火电项目——印尼爪哇7号（2×105万千瓦）项目顺利开工；三峡国际海外投资发电装机超过1000万千瓦，中国电力建设集团有限公司（以下简称“中国电建”）海外在建水利水电工程合同金额超过2000亿元。大型电力企业对外投资项目、新签对外承包及年底在建合同额均较上年有所增长。“一带一路”建设投资成为投资亮点，我国电力企业已在52个“一带一路”沿线国家开展投资业务和项目承包工程，其中大型承包项目120个、涉及国家29个、合同金额275亿美元。

八、问题与挑战

2016年，我国电力行业改革发展面临严峻形势和诸多挑战。一是电力系统安全面临挑战。电源、电网没有统一规划，各类电源建设发展缺乏统筹，新能源机组大规模集中并网带来一系列安全问题，而灵活调峰电源比重严重不足；交直流电网发展不协调，“强直弱交”安全风险加大，部分地区主网架、配电网建设滞后，电网运行过度依赖安全控制装臵，生产运行中安全隐患较大；电力建设方面的安全风险也开始逐步显现，必须警钟长鸣、高度重视。二是清洁能源发展任务艰巨。近年来，我国清洁能源发展取得显著成效，但也带来大量清洁能源无法消纳的问题，2016年，全国弃水弃风弃光电量高达1000亿千瓦时。为实现我国碳排放对外承诺目标，未来较长时期内清洁能源需要保持较快增长；而我国水能、风能、太阳能发电大基地与用电负荷地区逆向分布的特点决定了清洁能源资源富集地区的大规模开发需要在全国范围配臵消纳，必须尽快扭转当前重开发轻消纳、源网不协调、大范围配臵能力不强的局面，才能够实现清洁能源的可持续发展。三是电力产能过剩问题日益显现，电力企业经营面临挑战。随着我国经济发展进入新常态，电力需求增速明显回落，而发电装机容量仍快速增长，导致电力产能过剩问题日益凸显，加之受煤价上涨、发用电计划放开、宏观经济等多种因素影响，电力行业特别是火电企业经营压力增大。另外，受常规电源建设项目减少影响，电力建设企业、常规电力装备企业国内市场竞争压力持续加大。四是推进改革进入深水区。目前，电力体制改革取得阶段性成果，但在改革过程中也暴露出很多问题和矛盾，市场交易存在区域壁垒、行政壁垒，市场化定价面临行政强行干预，以改革名义违规建设专用供电线路情况加重；市场化消纳可再生能源机制和手段亟需建设；公共电厂与自备电厂不对等的市场定位与责任，影响了全局性系统运行效益；政府对市场监管缺乏有效途径和手段。这些问题都在影响行业可持续发展。

面对上述问题和挑战，电力行业必须遵循能源 “四个革命、一个合作”战略构想，全面把握经济发展规律，努力适应电力发展环境新要求，继续推进电力供给侧结构性改革，持续优化供给结构、提高供给质量、满足有效需求，着力解决煤电产能阶段性相对过剩、清洁能源消纳不畅、企业经营困难、市场化建设不规范和监管不到位等突出矛盾和问题，不断提高电力行业发展的质量效益，努力实现电力行业平稳健康发展。