电力工业发展范文

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宁夏电力公司下辖16个单位，其中管辖供电局6个(银川、石嘴山、银南、固原、宁东、中卫供电局)，其他分公司4个、子公司3个、控股公司1个，另有多经公司2个。公司共有24个县级供电企业，区内各县均为直供电模式。公司系统全民职工总数9908人，农电工2480人，在多经企业工作的社会用工15000多人。

电网建设方面，“十五”以来，公司先后投入电网建设与改造资金80多亿元，大力建设各个电压等级的坚强电网。近年来，每年投资额度均保持在20亿元上下，基本建成了以220kV和330kV两个电压等级为主的主网架，以青铜峡为界，北部主网以220kV电压等级为主电网呈网格状分布，东、南部基本形成了以330kV网架为主的环网。宁夏电网通过4回330kV线路与西北主网联网运行，与西北电网的功率交换能力为116万kW，满足了自治区经济与社会高速发展对电力供应的需求。

区内目前已建成220kV变电站21座，主变压器42台，总容量567万kVA，220kV线路1860km；330kV变电站7座，主变压器9台，总容量262万kVA，330kV线路1014km：110kV变电站89座，主变压器154台共568 75万kVA，110kV线路3132km；35kV变电所115座，主变164台，总容量69.63万kVA；35kV线路2497 16km。

宁夏区内110kV电网已覆盖区内所有市县，75.9％的110kV变电站实现了双变运行，77.1％实现了双电源供电。35kV电网基本以各110kV变电所为中心向各乡镇呈放射状分布，目前已有41％的35kV变电站实现了双变运行，其中14％实现了双电源供电。供电区域约10万km2，供电可靠性指标在国网系统排名靠前，在2006年同业对标活动中被国家电网公司树为国网系统“电网运行”标杆单位和西北区域“资产经营、电网运行、人力资源”标杆单位。

2006年，公司积极配合自治区政府和国家电网公司催批兰州东至银川东750kV交流输变电工程和银川东至天津东+500kV直流输电工程取得重要进展，兰州东至银川东750kV交流输变电工程于2006年底开工建设，从而揭开了宁夏电网建设史上全新的一页，吹响了宁夏电力公司向建设和运行当今世界经济运行的最高电压等级进军的号角。工程的开工建设，为银川东至天津东+500kV输变电工程的核准、打通宁夏电力外送通道发挥了积极的促进作用，对宁夏电力工业乃至宁夏经济长远发展具有重大战略意义。

目前，银川东750kV变电站工程已经完成750、330kV构架基础，完成接地9.8km，占总量的80％；完成了综合楼零米以下基础，建成了交流部分的围墙；完成750kV钢构架的组装：完成了一次设备订货并签订了监造合同，大部分二次保护规范书已通过公司组织的专家审核。

2006年，宁夏电力公司取得了历史上最佳的经营业绩。售电量完成327 38亿kWh，同比增长19.21％，人均装机容量和人均年用电量分别达到0.87kW和5082kWh，均居全国之首，远高于全国0.3955kW和1894kWh的平均水平(据中国电力企业联合统计信息部2006年底数据)：最大日负荷达到536万kW，平均负荷442万kW；两个市级供电局售电量跨越百亿千瓦时大关；主营业务销售收入103.63亿元；截止年底资产总额达到118.69亿元，同比增长11.67％。2006年末宁夏统调装机容量已达到644万kW，预计2007年还将新增统调装机135万kW。装机容量迅速增长一方面充分满足了电力市场的需求，另一方面将使电力供需市场进一步逆转，火电机组利用小时数大幅下降，增加公司购电成本。

。十五“期间，宁夏电力公司农网规范化管理和农村电网建设取得了新的成就。从1998年起，公司着手建设统一、规范的农电市场。经过艰苦努力，彻底解决了出售、转供的问题，完全实现了农电直供，为农电规范化打下了坚实的基础。1998年至2005年实施的一、二期农网改造，投入资金35亿元，使全区农户通电率达到99.41％。建成了一个全新的比较坚强的农村电网，城乡居民实现了同网同价同服务。2006年率先在西部省区实现农村户户通电。通电农户6985户，受益人口26958人，完成投资3587万元。农村‘户户通电’是国家电网公司主动承担社会责任的具体体现，是一项实实在在的“民心工程”，取得了良好的社会效益。

在农村电网建设与改造方面，总投资3亿元的中西部农网完善工程截止2006年底累计完成总投资的92％。2005年启动的农电。四项“规范化建设”累计完成投资2500万元。通过大规模的内质外形建设，显著提高了农网设备健康水平，改善了农电服务水平，提高了农电人员的综合素质。

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区域水资源总体稀缺，生态系统较为脆弱“十二五”期间，新疆拟重点开发煤炭资源丰富的准东、哈密和伊犁三大煤电基地，其中哈密和准东基地水资源匮乏。基于正常来水情况分析，哈密和准东基地区域多年平均水资源量分别为12.5亿立方米和69.5亿立方米，2010年水资源分别亏缺约1亿立方米和2亿立方米。经初步估算，“十二五”期间，哈密、准东煤电基地规划火电电源水资源消耗量2015年分别达到0.87亿立方米和0.8亿立方米，2020年将分别达到1.5亿立方米和1.9亿立方米。为进一步保证“十二五”期间电力工业的发展，需通过调整用水结构，进行农业和工业用水的置换，腾出用水指标。因此水资源对燃煤电力发展的制约作用较为突出。区域环境空气质量较差，无环境容量2010年新疆全区空气首要污染物为PM10，大部分城市冬季呈煤烟型污染，八个城市环境空气质量存在不达标情况，其中尤以乌鲁木齐的问题突出。乌鲁木齐市冬季灰霾天气日益增多，并跨境与昌吉、阜康等周边城市构成相互关联的区域性大气污染带，PM2.5成为其新的污染问题。如区域不积极有效进行大气污染治理，规划准东煤电基地发展所带来的污染贡献，将在一定程度上加剧区域环境空气污染。总量控制和污染物减排压力较大根据《国务院关于印发“十二五”节能减排综合性工作方案的通知》（国发[2011]26号）文件要求，新疆2015年二氧化硫和氮氧化物总量指标与2010年排放量持平，“十二五”期间做到零增长。新疆自治区进一步提出了对乌鲁木齐及周边大气环境重点控制区二氧化硫和氮氧化物分别进一步削减40%和20%的要求。经初步估算，“十二五”期间，新疆规划建设火电机组二氧化硫、二氧化氮排放量分别达到约9万吨/年和10万吨/年，其中准东煤电基地新增火电机组二氧化硫、二氧化氮排放量分别达到3.6万吨/年、3.8万吨/年。为确保新疆电力工业“十二五”的发展满足国家和地方的污染物减排要求，必须通过对现役机组和小锅炉实施淘汰和环保改造腾出环境容量，污染物减排压力巨大。

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电力工业作为国民经济的基础产业，也是关系国计民生的公用事业，电力发展必须与经济社会发展相协调，适当超前发展，才能保证国民经济的平稳较快发展。

2000年至2009年，我国发电装机年均增长11.8％，新投产各类电源超过6亿千瓦。同期，全国35千伏及以上输电线路长度增长88％，变电容量增长2.2倍。我国电力工业发展最快的时期，是2002年新一轮电力体制改革之后，自2005年起，我国装机每年跨越1亿千瓦的平台，陆续实现了5亿、6亿到7亿千瓦的历史性跨越。

二、电力行业现状及发展的趋势

电力经济发展趋势综述电力行业关系国计民生，社会对电力产业也是加倍关注。从以下几个方面我们可对近年电力产业经济发展状况做出宏观的基本了解和判断。

1.电价：电价上涨。面对煤价上调和排污费增加所导致的成本增加，国家改委已意识到电力行业没有利润是不利于其稳定和发展的。

2.电荒：电荒在短期内仍将继续存在。但随着国家对协调发展的重视和对“惟GDP论”的抛弃，在宏观上电力需求的增速将有所下降。

3.煤电联营：在多次呼吁政府部门协调而不可得的时候，各种形式的煤电联营将有利于减少中间环节，稳定煤价，打造完整的电煤供应链。

4.产权多元化：党的十六届三中全会后，电力企业吸引战略投资者，吸引外资、民营等各类资本，发展混合所有制经济，实现产权多元化已是箭在弦上，电力投资体制改革也是大势所趋。

三、电力事业发展中存在的问题及对策

（一）中国电力发展存在的5大问题

1.电力结构不尽合理，2009年年底，火电装机占全国装机总量的70.5%，且大部分是用煤作燃料，水电装机占装机总量的22.5%，与巨大的水电资源相比，明显偏低。核电装机所占比例只有1%，也明显偏低。

2.电力的规划工作严重滞后，目前电力行业的规划指导性与权威性不强，电力的全国规划与地方规划之间、电源规划与电网规划之间、电源结构规划之间、传统能源规划与新能源规划之间、输煤规划与输电规划之间，缺乏统一性、协调性与科学性。

3.电价的形成机制不合理，煤电价格联动机制执行不到位，办法不完善，既影响电力企业的可持续发展，也影响企业的长远规划。

4.电力行业法律法规建设速度缓慢，改革开放以来，尤其是2002年电力体制改革以来，电力行业的管理体制、机制，电力的科学技术，电力的管理机构等均发生了巨大变化，但目前仍然执行的是1996年实施的《电力法》，之后颁布的《可再生能源法》也缺少实施细则。

（二）对我过电力工业发展存在问题的建议

1.科学制定中长期电力发展规划

在电力规划体制上，应进一步明确中央与地方政府、政府与企业关于电力规划的职能界定；在制定和落实区域、省级电力规划过程中，要充分考虑跨区域电力资源的优化配置，处理好地方政府在财税体制和资源开发方面存在的问题。抓紧完善电力项目的前期管理工作，提高规划的科学与权威性，坚决制止规划实施过程中条块分割、各自为政的现象。

2.优化调整电力结构，提高电力发展质量

继续推进电源结构调整，推广洁净煤发电技术，建设大容量、高参数燃煤机组，优化发展火电，着力改变火电比重过高的电源结构；积极发展清洁能源和可再生能源；加快煤炭的清洁利用，继续推进小火电关停或改造工作。

3.逐步理顺电价机制

继续坚持煤电联动原则，逐步理顺煤、电价格关系。建议再次启动煤电价格联动政策时，考虑发电企业已经无力自行消化煤价连年上涨的30%，按煤价涨幅全额联动。同时进一步推动热价调整，减少长期以来的供热亏损。

逐步放开上网电价，由发电企业根据成本及市场供求情况确定上网电价，充分发挥市场优化配置资源的作用。同时要实行上网电价与销售电价的联动机制，将发电市场与终端用户紧密连接起来，让电力用户体会和感受到发电市场甚至是煤炭市场的波动变化，让价格充分反映市场供求的变化及资源的稀缺程度。

尽快建立独立和合理的输配电价机制，在电网主辅分离、主多分离的基础上，按照合理投资、合理回报的原则确定合理的输配电价，使电网的运营和发展在机制上得到保障。

4.促进电力工业与其他工业协调发展

促进电力工业与发电能源和铁路运输之间协调发展。按照有利于实现安全、稳定、环保、高效、经济的能源工业发展目标，有利于推动和实现煤炭、电力、运输等系统之间的优势互补和综合协调发展的基本原则，统筹构建煤电油运综合体系。

5.加快完善电力法律法规体系

应加强电力法律法规体系的建设，推动《能源法》尽快出台。争取在2010年底前完成《电力法》修订工作，明确电力行业的监督管理、电力行政执法，电网公开、公平、公正调度管理，电力市场的建立与运行，供用电秩序的维护，法律主体的法律责任等问题；同时要充分借鉴国外电力立法的成功经验，将电力规划、电力监管、电力市场化改革、电力安全等有关制度和规则在新《电力法》中予以明确。

参考文献：

[1]浅谈电力安全生产的人性化管理　硅谷　2008/01　中国期刊全文数据库.

[2]电力企业基于风险管理的信息安全保障体系建设　网络安全技术与应用　2008/01.

[3]我国电力市场有效竞争状况实证分析　供电企业管理　2007/01　中国期刊全文数据库.

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湖北省500千瓦以上的电力装机容量从1995年的972.5万千瓦，增加到2002年底的1540万千瓦，年均增长6.7%；全社会用电量从1995年的415亿千瓦时，上升到2002年的562亿千瓦时，年均增长4.4%。电网形成了500千伏骨架环网，220千伏主网和较为完善的输配电网络，进一步确立了华中电网枢纽、西电东送中部大通道的地位。尤其是1998年开始投资近200亿元的城乡电网改造，使输配网络进一步完善，提高了湖北省电网的供电能力和可靠性。

受“九五”后期湖北省产业结构调整和经济波动的影响，电力市场一度供大于求，电力生产能力难以发挥，部分电力生产企业出现亏损。

进入“十五”后，湖北省经济连续两年保持9%以上的增幅，电力供需从“九五”末期的供大于求转为基本平衡，部分地区甚至出现了在负荷高峰时段拉闸限电的情况。

由此，再次激发了电力投资热情。2002年，湖北省相继有四个大型电源项目开工建设，除三峡电站外，目前在建装机总容量达到400万千瓦。其中黄龙滩（2×17），蒲圻（2×30）和黄石西塞山（2×33）电厂将分别有一台机组在2004年投产，2005年三个项目将全部建成；水布垭电站（4×46）机组在2007年到2008年间将陆续投产。一批大型电源点项目的前期工作正在抓紧进行。如何有计划、有步骤地建设关系湖北省电力工业的可持续发展，也关系湖北省经济发展能源保障。

二、“十五”后期和“十一五”电力工业要重点解决好结构、资源和发展问题

要实现省十届人大一次会议提出的2007年经济发展的阶段目标和2002年翻两番远景目标，在今后相当长的一段时间内，湖北省的国内生产总值必须保持8.5%～9%的增长。根据湖北省多年电力消费弹性系数水平初步测算，预计到2007年前，湖北省电力需求年增长速度为8%左右，2007年至2020年平均增长速度为6.5―7%左右。

据此，预计到2007年，湖北省全社会用电量将达到833亿千瓦时，2010年达到1000亿千瓦时左右。考虑到三峡电站逐年分配给湖北省的电量和大区域平衡、丰水期外送增加等因素，预测湖北省2007年发电装机必须达到2000万千瓦左右，2010年达到 2288万千瓦（不含三峡）。

针对当前湖北省电力工业中存在电力生产和消费结构不合理、电煤资源匮乏，电力消费水平偏低等问题，为实现电力工业的可持续发展，保障能源安全，在满足社会用电量逐年递增需要的同时，必须重点解决好结构、资源和发展三个主要问题：

1、构建合理的电力供给和消费结构，是实现电力工业可持续发展的必然选择。

按照2001年国家统计数据，湖北省装机容量在全国排第9位，而发电设备利用小时数排第25位。湖北省电力紧张似不是总量不足所致，而主要是结构不合理造成的。

电力供给结构方面，主要问题是水电比例高，而具有多年调节性能的水电比例又过低。

电力消费结构方面，主要问题反映在两个方面：一是湖北省电力消费结构属于偏重型。多年来，第二产业用电占全社会用电比例均在70%左右，重工业用电占湖北省用电的65%左右。二是电力负荷季节性波动较大。“十五”以来我省电力负荷年递增6.3%左右，远远高于同期1.1%的电力装机增长幅度。我省全年最大负荷基本上都在夏季，气温气候对负荷的影响越来越大，夏季降温负荷所占比重达到1/3左右，电力负荷季节性波动和变化的随机性进一步增大。

构建合理的电力供给和消费结构，科学安排优质电源建设，是提高电力工业效益，保障电网平稳运行，实现电力工业可持续发展的必然选择。

2、充分利用区位优势，优化资源配置，丰富能源品种，是解决湖北省能源资源不足的根本途径。

要解决湖北省能源资源不足的问题，应从三个方面着手。

一是充分利用交通的区位优势。随着沿江铁路的建设，未来湖北省将形成两横两纵的铁路网络，成为全国重要的铁路枢纽。要充分利用这一优势，争取铁路运力；同时和河南、陕西、山西、四川等煤炭资源富集的省份签订长期合同。

二是大区域配置电力资源。从省外购进电煤，受制于铁路运力和外省的煤炭政策（价格）。要充分利用西电东送形成的湖北大通道，通过省际电力电量的调配，争取在丰水季节向河南、华东等火电为主的省份输送一定的电力电量，解决夏季弃水问题；在枯水期购进部分电力电量，解决水电出力不足的问题，从而实现大区域配置电力资源。

三是丰富能源品种。在继续加快优质水电资源开发利用的同时，要研究、制定相应的政策，鼓励新能源发展。通过开发通山、利川的风力资源，建设天然气调峰电站、规划适当规模的核电站等多种方式来丰富湖北省的能源品种，改变单一的煤电和水电供给结构，从而提高电力供应的可靠性。

3、积极开拓电力市场，挖掘电力消费潜力，为电力工业的发展打开市场空间。

电力市场是电力工业发展的前提，也是电力工业发展速度的决定因素。在电力供应部门积极做好电力市场的开拓工作，树立竞争意识，改善服务，挖掘电力消费潜力，使潜在的市场迅速转化为售电量，为电力工业的快速发展打开市场空间的同时，政府部门还要研究配合出台相关政策，充分发挥价格杠杆的作用，通过执行低谷电价、分类电价、大用户优惠电价等多种方式鼓励用电，调动用电积极性。尤其是要充分利用近年来城乡电网改造形成的良好的配电网络，发展县域经济，推动小城镇建设，从而开拓农村用电市场。

三、“十五”后期和“十一五”电力工业发展建议

1、将电力工业作为战略产业，促进相关产业的升级和发展。

湖北省是一个电力生产大省，也是一个电力输送网络大省，更是一个潜在的电力消费大省。电力工业已经成为湖北省工业部门中贡献最大的部门之一。目前，国家新开工电厂项目每年达到2500万千瓦，已经出现了国内设备制造厂家不能按期交货的现象。近期电力工业的发展所展示的良好预期，给湖北省电力装备工业的升级和发展带来了重大机遇。湖北省武汉市曾经是全国四大电力装备基地之一。目前湖北省的大型电力设备基本都从省外购进，电力资源的优势没有转化为相关产业的优势。要积极争取老工业基地改造政策的支持，抢抓市场机遇，尽快研究配套措施，对长动、武锅、武重以及相关的企业给予扶持，通过合资、合作、资产重组等多种方式搞好技术和产品开发升级，重树武汉市电力装备工业基地大旗。同时，还要利用电力工业发展提供的丰富电能，部署建设一批耗电产业，从而实现湖北省电力工业和相关产业的良性互动。

2、以市场为导向，合理安排电力电网项目建设进度，确保电力工业稳定有序的发展。

根据国家有关政策和湖北省的实际情况，今后相当长的一段时期内湖北省的电源建设应该坚持四个原则：一是市场需求原则。根据电力市场对电力、电量的需求，对调峰性能较好或负荷中心地区的电力项目优先安排。二是效益优先原则。优先安排不推动或少推动湖北省整体电价水平上涨的电源项目的建设，逐步提高电源设备利用小时数。三是新能源优先原则。优先安排风电、垃圾发电项目的建设，鼓励将现有的城市周边的小火电供热不足的热电厂改造为垃圾焚烧电厂，落实国家关于新能源项目电价、上网等方面的优惠政策。四是环保优先原则。优先安排环保性能好的电站开工建设，没有设计脱硫设备的火电项目暂不安排建设。

鉴于2010年后湖北省水电资源基本开发完毕，煤炭资源受到运输能力和省外资源的制约，以及天然气用于发电的份额极为有限的现实，要突破我省远期电力工业发展的资源障碍，新上核电是一条必然的选择。由于核电站的前期工作要求较高、持续时间较长，建议及早行动，加快前期工作。

电网建设。以形成湖北500千伏电网主网架，电网结构安全可靠，电力资源得到优化配置为总目标，在支持三峡输变电工程和华中500千伏电网联网工程建设的同时，建成覆盖武汉、黄冈、黄石、孝感等地区的鄂东500千伏环网，提高华中电网最大负荷中心地区的受电能力和供电可靠性；配合鄂西北水力资源开发，建设500千伏襄樊、十堰等输变电工程，配合水布垭电站外送及恩施地区水力资源开发，形成鄂西北地区电力外送大通道。进一步凸现湖北作为华中电网乃至全国电网的枢纽地位。

3、挖掘存量电源潜力，提高电源利用水平，积极应对用电高峰。

一是充分挖掘现有机组的发电潜力。通过确定合理的超发电价来调动发电企业稳发满发的积极性，满足社会用电快速增长的需要。

二是要加强省际间电量互济，实现大区域电力平衡。要依托湖北省电力网络枢纽的地位，破除省际壁垒，通过大区域平衡余缺、大范围配置电力资源，提高资源利用率。

三是实行“错峰用电”，降低高峰负荷。利用适度的行政手段，制定好限电不拉闸的序位表，实施错峰用电。

4、积极开拓电力市场，形成新的电力市场格局。

电力市场是电力工业的发展速度的决定因素，要通过多层次、多渠道来积极开拓电力市场，形成新的电力市场格局。

一是要研究通过执行低谷电价、分类电价、大用户优惠电价等多种方式鼓励用电。

二是要充分利用近年来城乡电网改造形成的良好的配电网络，发展县域经济，推动小城镇建设，开拓农村用电市场。

三是要依托优势资源，鼓励发展大耗电产业。湖北省水电资源丰富，并具有一定的价格优势。要积极争取国家支持，将低价电量尽可能留在湖北省，依托比较优势，鼓励发展大耗电产业，形成新的电力消费增长点。

5、抓住电力体制改革机遇，构筑新的电力工业体系。

一是组建水电流域开发集团，实施整体开发。在水电开发领域，要大力推广“清江模式”，以梯级滚动开发的形式重点做好堵河和汉江流域的整体开发，提高水资源利用效率，从而降低投资风险，吸引各方面的投资。

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中图分类号：F205 文献标识码：A文章编号：1006-4311（2012）04-0046-020引言

化石能源的消耗引起了温室气体排放，破坏生态平衡，阻碍可持续发展。我国政府在哥本哈根气候变化峰会之前提出到2020年末碳强度（单位GDP碳排放量）比2005年末下降40%-45%，而电力工业作为国家重要的能源工业和最大的碳排放部门，其发展直接关系节能减排目标的实现。直接产生碳排放的火力发电（燃煤发电、燃油发电和燃气发电）一直是我国最主要的发电方式。

面对日益严峻的气候变化问题，我国政府按照“共同但有区别的责任”原则，制定了战略目标和方案，而发电行业在能源转换过程中排放的二氧化碳约占全国碳排放总量的50%，成为节能减排的关键部门之一。因此，研究电力工业绿色和谐发展路径以及政策措施，对于优化电力市场资源配置，建立公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系具有重要的理论和现实意义。

本文从电源结构和火电行业发展两方面进行分析，研究电力体制改革后我国发电行业在经济社会和资源环境的双重压力下的发展路径，考虑我国能源禀赋特点等情况提出促进电力工业绿色、经济、和谐发展的政策建议。

1电力工业发展路径研究

紧随经济社会发展步伐，电力工业迅速扩张，成为支撑社会经济发展和推动人类文明前进的重要力量。受“富煤、贫油、少气”的能源禀赋制约，本文从电源结构和火电行业发展两方面分析我国电力工业的可持续发展情况。

1.1 电源结构分析2002年起，国家逐步推行电力体制改革，以厂网分开为契机进一步规范电力市场运行。五大发电集团的组建使得中央发电投资的主体地位得到巩固和增强。关注电源结构的发展趋势，可以看出：

1.1.1 就发电装机容量的比例而言，火电居高波动，核电有所下降。2002-2009年，我国发电装机容量稳步提升，从356.57百万千瓦增加到874.10百万千瓦，年均增长率13.67%。从装机容量看我国电源结构，如图1所示。

从图1中可以看出，火电装机容量一直占主体，比例均在74%以上；水电由于建设周期长、环境限制强，在2003-2006年有所下降；而核电在2003年达到最大的0.0158之后处于下降状态。2003-2006年，火电装机容量比例有一个明显提升，从0.7403提高到0.7757，这是因2003、2004年的严重缺电使得国家大力建设火电厂以短时间解决供电不足。为节能减排应对气候变化，国家实施了“上大压小”政策，关停了一批高能耗、高污染的小火电机组，装机容量比例在2007-2009年有明显下降。2006年之后电荒缓解，现在又有苗头，预计还会攀升。另外，除了火电、水电、核电之外的其他可再生能源比例一直处于上升趋势，从2002年的0.14%到2009年的2.02%，可见我国一直加强清洁能源建设，减少一次能源的使用，向节能减排的目标不断迈进。

1.1.2 就发电量的比例而言，火电主导，水电受气候影响巨大。

2002-2009年，我国发电总量也有大幅提升，以满足社会发展对电能需求的迅速增长。从2002年的16540亿千瓦时到2009年的37146.5亿千瓦时，年均增长率12.25%。从发电量看我国电源结构，如图2所示。

1.1.3 我国的能源禀赋特点决定了火电的主导地位，研究期间火力发电量一直占总发电量的80%以上，变化趋势与图1基本相同，只是受全国大范围旱灾影响，2003和2007年的水电达到研究期间的最低值，分别为0.1485和0.1479，与此形成鲜明对比的是，火电达到了相应的最高值，分别为0.8272和0.8298。除了火电、水电、核电之外的其他可再生能源比例也一直处于上升趋势，从2002年的0.17%增加到2009年的1.24%。近几年，国家已不断提高清洁能源（水电、核电和可再生能源）的开发和利用，而火电下降和水电上升现象表明我国电源建设“优化发展火电，有序发展水电，积极发展核电和大力发展可再生能源发电”的方针取得了初步成效。

1.2 火电行业分析电力体制改革的“竞价上网”机制将竞争引入电力市场，发电企业为降低成本，在寻求新技术改造的同时，更多地注重减少发电过程中的浪费，因而火电行业成为电力工业绿色和谐发展的重中之重。2002-2009年，我国30个省市区（由于数据获取原因，港澳台、未包括在内）火电行业的可持续发展情况如表2所示。由表2可见，我国火电行业的标准煤耗和厂用电率都有不同程度的降低，但燃料消耗和厂用电量仍持续上升，这也体现了国民经济持续快速发展对电力需求大幅上升。同时，为了实现节能减排目标，在国家政策的大力推动下，火电行业的碳排放量虽然有增加，但增长幅度呈现震荡中下降趋势，2008、2009年保持了较低水平，分别为4.92%和5.96%。

火电企业力求以尽可能少的燃料投入获得尽可能多的发电量，同时需要在发电过程中避免浪费，实现资源的有效利用。在环境影响的压力下，火电企业必须提高技术水平、改善管理能力，合理调节发电量和碳排放量同时增长的矛盾。由此可见，燃料消耗、厂用电量和二氧化碳排放量是实现火电行业可持续发展的重要评价指标。同时考虑经济增长与资源环境可持续发展，从各省市区实际出发，科学合理地评价火电行业效率，提出优化电力市场资源配置的政策建议，对于建立资源节约型、环境友好型社会将具有重要的理论和现实意义。

2结论

面对日益加剧的资源环境压力，电力工业的绿色和谐发展在带动经济稳步增长、保障各行业有序发展中起到了关键作用。而促进发电行业节能减排、走低碳经济发展路线对于保障能源安全具有重要意义。本文从电源结构和火电行业发展两方面进行研究，结果表明：

2.1 电源结构优化效果明显，可通过区域协调发展有效保障。在“优先开发水电、优化发展煤电、大力发展核电、积极推进新能源发电”的方针指引下，各省市区需考虑自身资源禀赋的实际情况，通过区域协调发展优化电源结构，才能实现国家整体电力工业的和谐发展。

2.2 火电主导地位牢不可破，考虑资源效率和环境影响是电力工业评价的必经之路。

占总发电量80%以上的火电行业，在未来一定时期内仍将居主导地位。考虑燃料消耗、厂用电量和二氧化碳排放量评价火电行业效率，能够得到更客观公正的结果，为电力工业绿色发展指明道路。

综上所述，以提高能源利用效率、保护生态环境为核心，以优化电源结构、提高发电效率、降低能耗和碳排放为目标，通过合理配置资源促进区域经济协调发展，通过科学评价发电效率完善电力市场运行体系，是电力工业绿色和谐发展的科学路径。

注释：

①发电和供电煤耗均采用将燃煤、燃油和燃气折算成标准煤后的数据计，单位分别为g/kWh和gce/kWh.

②燃料消耗是火力发电的直接物料投入，是标准煤耗与发电量的乘积，单位：亿吨.

③厂用电量是通过发电量和厂用电率计算得到，表明火力发电的技术水平和管理能力，单位：亿千瓦时.

④碳排放量采用能源平衡表中数据，基于IPCC报告估算的二氧化碳排放因子计算得到，单位：亿吨.

参考文献：

[1]徐锭明.我国能源工业现状与能源政策[J].中国电力，2004，37（9）:1-4.

[2]林伯强.低碳经济下的电力发展思路[J].中国电力企业管理，2009（11）:11-14.