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电力“十二五”发展规划(2011—2015年)

来源:  发布日期: 2012-09-13

 

   电力是关系国计民生的重要基础产业和公用事业,是人民生产生活不可缺少的基本要素。随着工业化和城市化的快速发展,电力在终端能源消费中的比重越来越大。电力的安全稳定供应,对确保经济社会又好又快发展,具有十分重要的意义。为促进我省电力可持续发展,制定本规划。
  一、发展现状和面临形势
  ()发展现状。十一五”以来,全省电力保持了快速发展势头,有力地保障了经济社会发展需要。
  1.电力供需矛盾基本缓解。预计到2010年底,全省全社会用电量2580亿千瓦时,最大负荷4100万千瓦,发电装机容量达到4152万千瓦,比2005年分别增加1080亿千瓦时、1770万千瓦、1830万千瓦,年均增长分别为11.5%11.9%12.4%。全省接收西电东送电力1015万千瓦、电量580亿千瓦时,分别占全省最大负荷和全社会用电量的24.8%22.5%,比2005年分别增加750万千瓦、411亿千瓦时。发电设备平均利用小时由2005年的6244小时下降到2009年的5026小时,主网已无拉闸限电现象。
  2.电力结构调整取得成效。预计到2010年底,风电(并网容量)和生物质发电装机容量分别为267万千瓦、35万千瓦,分别占全部发电装机总容量的6.4%0.9%,比2005年分别提高6.20.9个百分点。十一五期间,全省关停小火电机组124台,容量343.27万千瓦,建设了一批大容量、高参数火电机组,单机容量30万千瓦及以上装机达到2582万千瓦,占火电装机容量的70.4%,比2005年提高17个百分点。全省供电煤耗由2005年的370/千瓦时下降到2009年的345/千瓦时,年可节约标煤570万吨,减少二氧化碳排放1516万吨。
  3.电网建设步伐加快。预计到2010年底,全省建有500千伏变电站24座、220千伏变电站216,220千伏及以上变电容量11805万千伏安、线路22123公里。十一五以来,全省电网建设累计完成投资894亿元,220千伏及以上变电容量、线路长度分别是2005年的2.51.7倍。形成了北部两个500千伏环网、南部三横两纵”500千伏主网架、各电压等级电网协调发展格局。
  4.电力装备制造水平不断提高。750千伏、1000千伏交流和±800千伏直流等大型输变电设备技术国内领先,光伏发电、风电、核电等装备制造业初具规模。保定天威、英利新能源、宁晋晶龙、秦皇岛哈电、中航惠腾等一批企业和产品在全国同行业居领先地位。
  ()主要问题。
  1.结构性矛盾仍较突出。受建设条件、配套政策等因素影响,新能源开发利用不足,除风电形成一定规模外,太阳能、生物质能发电等处于起步阶段,核能、潮汐能等开发尚属空白。火电比重偏大,装机容量占88.4%,发电量占全省总发电量的97%,分别高于全国平均水平1514个百分点。20万千瓦级及以下火电机组仍有1088万千瓦,这些机组涉及人员较多,且部分处于电网末端,承担着当地供电和供热任务,短期内难以实施关停。
  2.资源环境压力较大。2009年全省发电用煤约8300万吨(5930万吨标煤),占全省煤炭消费总量的35%以上,其中60%以上电煤从山西、陕西和内蒙古调入,给铁路和公路运输造成沉重负载。发电二氧化硫排放42.9万吨,占全省二氧化硫排放量的34%以上,节能减排任务十分艰巨。
  3.电网建设相对滞后。风电送出严重滞后,500千伏主网架有待加强。城乡电网基础仍较薄弱,10千伏高耗能变电设备容量占15%以上,单电源线路占30%左右,城乡电网保障能力有待提高。
  4.体制机制还不健全。煤电价格市场机制尚未形成,发电成本不断上升,发电企业处于保本或微利经营状态。输配电价传导机制不畅,电网企业生产经营困难。农村电网管理体制不顺,投融资能力不足。
  ()面临形势。
  有利因素:
  1.电力需求保持较快增长。随着工业化和城市化进程加快,经济发展将保持较快增长,全社会用电量仍将保持一个合理的增长规模。
  2.新能源发展潜力较大。发达国家为应对金融危机和气候变化,普遍推行能源新政,发展低碳经济的潮流正在形成。国家把发展新能源作为战略性新兴产业,并承诺2020年非化石能源在一次能源消费中的比重达到15%左右,单位GDP二氧化碳排放量比2005年减少40%45%”,对加快新能源发电将起到重要促进作用。
  3.火电结构调整面临机遇。按照建设两型社会的要求,节能减排工作进一步深入,国家继续实行上大压小”政策,加快大型热电联产等清洁高效项目建设,对优化电力结构提供了发展空间。
  4.电网保障能力不断增强。随着特高压通道等主网架的建设和城乡电网改造升级,电网输送能力和运行水平进一步提高,对加快电源建设和安全可靠供应提供了重要保障。
  不利因素:
  1.资源约束加大。省内煤炭资源严重短缺,三分之二以上需要省外调入。电煤储运能力不足,应急机制不完善,煤炭将长期处于紧平衡、高价位”运行状态。水资源严重短缺,不仅影响燃煤电站大规模建设,而且制约了水电、核电的发展。
  2.火电建设难度增大。京津冀地区属于环境敏感区域,国家大力推进大气污染联防联控工作,严格控制京津冀地区新建、扩建除上大压小”和热电联产以外的其他燃煤发电项目,一批火电项目难以实施。
  3.新能源发电仍受制约。一方面,受光伏发电成本高、水力发电资源少、生物质发电规模小、核电前期工作滞后的影响,短期内难以大规模发展。另一方面,扶持政策不系统,发电价格机制尚未形成,行业标准和服务体系不健全,在一定程度上制约了新能源发电规模化发展。
  “十二五是电力发展的关键5年,必须增强紧迫感,采取有力措施,确保电力又好又快发展。
  二、指导思想、基本原则和发展目标
  ()指导思想。坚持以科学发展观为统领,以保障电力供应为基础,以优化电力结构为主线,以节能减排为抓手,建设清洁高效电源项目,增强智能电网支撑,提高自主创新能力,切实转变电力发展方式和全社会用能方式,构建稳定安全的电力供应体系,满足经济社会又好又快发展需要。
  ()基本原则。
  1.即期调节与长远发展相结合。优化资源配置,加强电力需求侧管理,推动发电企业和大用户直接交易。按照适度超前”的要求,全力推进重点项目建设,为电力可持续发展奠定基础。
  2.存量调强与增量调优相结合。继续实施上大压小”,淘汰落后生产能力,提高电力装机整体水平。加快新能源发电和大容量、高参数燃煤火电项目建设,提高清洁能源发电比重,优化电源结构。
  3.资源节约与环境保护相结合。充分利用煤矸石、煤层气、工业余能、城市垃圾等资源,加快综合利用项目建设,提高资源综合利用效率。积极推进热电联产,鼓励采用先进使用技术和装备,提高节能减排水平。
  4.主网建设与配网升级相结合。按照送的出、落的下、用的上”要求,加快特高压通道和主干电网建设,提高电网支撑能力。大力推进城乡电网升级改造,提高供电能力和供电质量,改善城乡居民用电条件。
  5.市场主导与政策推动相结合。充分发挥市场配置资源的基础性作用,鼓励各类市场主体投资电力建设。切实加强政府宏观调控力度,在资源配置、财税支持、市场准入、协调服务上加强政策引导。
  ()发展目标。通过采用产值单耗法、线性模型法、弹性系数法等进行综合测算,预计2015年,全社会用电量为3810亿千瓦时,年均增长8.1%;最大负荷6150万千瓦,年均增长8.4%。按照备用容量18%考虑,届时全省需电力装机7260万千瓦。扣除接受外送电力1600万千瓦(按维持现有受电容量比例22%考虑),省内需电力装机5660万千瓦(其中风电、光伏发电、小水电均按装机容量10%计算出力)。
  主要发展目标是:
  1.电力装机:到2015年,全省发电装机容量达到6565万千瓦。其中,燃煤火电5360万千瓦、水电205万千瓦(含抽水蓄能电站130万千瓦、小水电75万千瓦)、风电900万千瓦、生物质能发电70万千瓦、光伏发电30万千瓦。新能源发电占省内全部发电装机容量的比重达到15%,比2010年提高8个百分点。火电30万千瓦及以上机组占全部火电装机容量的比重达到81.6%,比2010年提高11个百分点。
  “十二五期间,全省新增发电装机容量2413万千瓦,年均增长9.5%。其中,燃煤火电1690万千瓦。
  2.电网建设:十二五期间,累计完成投资1652亿元,是十一五电网投资的1.85倍。新建1000千伏变电站4座,新增变电容量2700万千伏安,线路3424公里;新建特高压直流换流站1座,容量750万千伏安,特高压直流线路1855公里;新建扩建500千伏变电站29座,新增变电容量4240万千伏安,线路3629公里;新建扩建220千伏变电站138座,新增变电容量4170万千伏安,线路9546公里;新建扩建110千伏变电站410座,新增变电容量2743万千伏安,线路5832公里,基本形成结构合理、运行高效的坚强电网。
  3.电力装备制造:建设保定、邢台两个销售收入超千亿元的电力装备产业基地,培育天威英利、河北晶龙等8个销售收入超百亿元的电力装备制造企业。
  三、发展方向和重点
  ()调整火力发电结构。根据城市化发展需要,在中心城市加快建设单机容量30万千瓦级及以上热电联产机组,改善城市大气环境,满足城市生产生活需要。按照每个设区市平均新增12个热电联产机组考虑,全省新建热电联产项目15个,总发电装机容量1050万千瓦。
  按照煤电一体化综合开发思路,在唐山、邯郸、邢台、张家口煤炭主产区加快煤电一体化综合开发和单机容量30万千瓦级煤矸石发电项目建设,力争蔚县电厂2×60万千瓦坑口电站开工建设,确保邯郸、唐山2×30万千瓦煤矸石发电项目建成投产,积极谋划大型煤矸石发电项目。
  利用陕京天然气管道、中海油煤制天然气和唐山LNG码头区位及资源优势,在保证城乡生产生活用气的基础上,积极推进中心城市建设大型燃气蒸汽联合循环供热机组,力争石家庄2×39万千瓦燃气热电项目建成投产。继续推进廊坊整体煤气化联合循环(IGCC)示范项目前期工作,力争十二五”开工建设。
  发挥港口煤炭和海水淡化优势,加快推进曹妃甸、黄骅和迁西2×100万千瓦超超临界机组项目前期工作,力争十二五”期间部分机组开工建设,确保部分机组建成投产。
  ()加快新能源发展步伐。
  风电。按照“建设大基地,融入大电网的发展思路,坚持统一规划、集中开发、电网配套、统筹消纳的原则,大力推进千万千瓦级风电基地建设,确保张家口百万千瓦风电基地二期工程150万千瓦和承德百万千瓦风电基地100万千瓦投产运行。加快开发利用沿海及海上风能资源,启动沿海及海上百万千瓦级风电示范工程建设。同时,因地制宜开发分散式风电。
  光伏发电。以张家口、承德市为重点,集中建设一批1万千瓦及以上的风光互补大型光伏电站,力争张家口国家风光储输示范工程10万千瓦光伏电站投产。鼓励其他设区市利用无耕种的空闲地,适时建设1兆瓦及以上光伏电站。支持各类公共建筑实施光电建筑一体化,鼓励城市照明、路灯、信号灯等采用光伏产品。
  生物质发电。按照“科学规划、适度开发的原则,以粮棉主产区为重点,利用废弃秸秆、果木枝条建设直燃发电项目。以中心城市为重点,利用城市废弃物建设垃圾发电项目。十二五期间,新增生物质能发电装机容量35万千瓦。
  水力发电。加快推进丰宁抽水蓄能电站一期6×30万千瓦项目前期工作,争取十二五初开工建设。积极发展农村小水电,十二五期间新增小水电装机容量25万千瓦。
  核电。支持中广核、中核、华电、华能等集团公司开展承德、秦皇岛、沧州、唐山等地区核电项目前期工作,力争两个条件较好的项目开工建设。
  ()建设坚强智能电网。加强主干电网建设。推进张北至武汉、锡盟至南京、蒙西至潍坊等1000千伏特高压通道建设,提高电力跨区输送能力和受电能力,满足大范围资源配置需要。加快省内500千伏网架建设,实现与特高压电网有效衔接。着力加强环首都经济圈、沿海经济带配套电网建设,构筑结构合理、运行高效的坚强电网。
  加快城乡配电网升级改造。按照城市化发展需要,加快城镇配电网的升级改造,优化配电网结构,全面提升供电可靠性和电能质量,初步形成以各级电网协调发展为基础,以信息化、自动化、互动化为主要特征的智能电网运行和互动服务体系。结合农村新民居建设,加快推进农村电网升级改造,提高农村电力供应能力和用电水平,满足新农村建设需要。
  ()增强装备制造业竞争力。培育壮大一批骨干企业。以保定天威集团为龙头,以高压和特高压大型交直流变压器、互感器、电缆等为重点,大力提升输变电设备成套能力和市场占有率。以保定英利、宁晋晶龙、廊坊新奥为重点,做大做强光伏发电设备。以保定天威、国电联合动力等风电装备制造企业为重点,加快发展关键零部件,延伸产业链,大力提升产品水平和市场竞争力。以哈电集团秦皇岛公司为龙头,以核岛主设备、专用阀门、管道等为重点,努力打造核电设备制造基地。
  积极开展重大电力装备前沿科技研究。围绕风电和太阳能发电并网技术、太阳能发电和太阳能电池技术、储能动力电池等,通过自主研发和引进、消化、吸收、再创新,拥有并掌握一批自主知识产权技术和核心技术。加快国电联合动力风电设备及系统技术、英利太阳能光伏发电技术等国家级重点实验室建设,为电力装备产业化提供技术支撑。
  ()加大节能减排力度。认真落实国家高耗能行业淘汰落后产能政策,继续扩大小火电机组关停范围,逐步淘汰服役时间长、煤耗高、污染重的20万千瓦级及以下燃煤火电机组。十二五期间,力争关停小火电机组200万千瓦。同时,谋划一批上大压小”项目。
  加强对火电企业污染治理,对烟尘、二氧化硫等排放超标的实行限期改造或关停。严格控制氮氧化物排放,新建火电项目必须同步建设高效烟气除尘和脱硫、脱硝装置。
  到2015年,力争全省燃煤火电平均供电煤耗由2010年的345/千瓦时下降到330/千瓦时,电力行业二氧化硫排放总量控制在2010年水平,氮氧化物排放得到有效控制,环境质量和生态环境有显著改善。
  ()推进用电方式转变。加强运行调度管理,确保新能源、可再生能源发电优先上网,提高电力消费中新能源、可再生能源发电比重。强化电力需求侧管理,制定落实有序用电方案,适时组织工业企业错峰、避峰和实施可中断负荷,转移高峰负荷。建立电力需求侧管理长效机制,加快实施电力需求侧管理重点项目,提高电能使用效率。
  四、政策措施
  ()加大支持力度。认真落实国家鼓励新能源发电的各项政策措施,精心谋划项目,积极创造条件,全力争取国家专项资金支持。加大财政资金支持力度,在安排省产业发展专项资金时,对新能源发电和电力装备项目给予倾斜支持,重点支持能够形成较大产业规模、经济效益显著的项目和电力装备本地化、引进先进技术或自主创新关键技术产业化的重点项目。
  鼓励燃煤发电和新能源发电企业多业发展,对投资电力装备、基础设施和地方公益事业的发电企业优先配置资源,优先列入相关规划,优先保障项目建设用地,优先保障煤电油气运等要素供应。鼓励发电企业利用省内外关停小火电机组容量实施“上大压小,关停机组享受3年发电量指标,支持关停机组有偿转让其发电量指标和污染物排放指标。支持符合条件的企业通过市场融资、发行债券,提高资金筹措能力。支持电力装备企业积极参与电力建设,为企业发展提供宽松的环境。
  ()深化改革扩大开放。加快体制机制改革。在电网企业主辅分离基础上,积极推进输配电体制改革,进一步放开电力市场。积极推进农电体制改革,理顺农电管理体制。全面落实销售电价分类结构实施办法,对城乡居民生活用电实行阶梯电价。完善可再生能源发电项目定价和补贴机制,理顺天然气与可替代能源比价关系。
  拓宽民间投资领域。鼓励民间资本参与风能、太阳能、生物质能等新能源发电建设,支持民间资本以独资、控股或参股形式参与水电站、火电站建设,参股建设核电站。推进项目业主招标,完善电力监管制度,为民营企业平等参与竞争创造良好环境。
  继续推进战略合作。加强与国内外大集团、大公司以及知名品牌企业的战略合作,在新能源发电、电力装备制造、科技创新等方面谋划建设一批具有影响力、带动力和竞争力的重大项目。鼓励企业实施“走出去”战略,支持有实力的企业建立省外生产基地,实施煤电一体化综合开发,提高煤炭保障能力,增强企业整体竞争力。
  ()着力优化发展环境。加大项目支持力度。强化电力规划刚性作用,电力规划纳入各级国民经济和社会发展总体规划,对纳入规划的电力项目建设用地和输变电线路走廊予以保护。加快项目审批进度,电网项目原则上以打捆的方式核准,对周围环境因素变化不大且执行典型设计的电网项目环评报告,原则上也以打捆的方式审批。对符合城乡规划要求的项目,加快选址和线路路径的审核,及时核发建设项目选址意见书、建设用地规划许可证和建设工程规划许可证。
  加强即期运行调节。完善电力运行监测预警体系,加强电力运行监测分析,及时提出对策建议。强化电力生产运行的统筹安排和综合协调,优化电力资源配置。积极争取铁路部门运力支持,力保骨干发电企业电煤运输需要。加强电网抗灾能力建设,搞好应急物资和抢险设施储备,有效应对严重自然灾害,增强电网保障能力。加大对电力设施的保护力度,加强电力企业内部治安防控网络和防控体系建设,增强企业自身的防范能力,保证电力生产与建设顺利进行。
  ()搞好环境影响评价。严格按照《中华人民共和国环境影响评价法》和《规划环境影响评价条例》的有关规定,对火电、风电、水电、生物质发电、核电等发电和电网建设项目,在规划阶段开展规划环评,在前期准备阶段开展建设项目环评,在施工阶段实施环境监理,在投产运行过程中全面落实环保要求,采取有力措施,保护生态环境。
  ()切实加强组织协调。各级各部门要把电力发展列入重要议事日程,定期分析研究电力发展中的重大问题,制定和完善相应配套措施,建立有效协调机制,加强组织协调和检查指导,保证各项措施落实到位,确保十二五”目标的实现。省发展改革委要会同省有关部门适时开展实施后评估工作,及时向社会发布相关信息。各设区市政府要按照本规划确定的目标任务和政策措施,紧密结合当地实际,研究制定具体方案,确保完成各项目标任务。
 
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