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一、对电力工程质量的控制与管理
在电力工程中将质量放在至关重要的位置,也是我们在电力工程施工建设中必须要贯彻的方针,所以,在电力工程施工项目管理中必须要将质量的控制与管理摆上最重要的位置,高度重视电力工程的质量工作,从而为提升服务质量、参与市场竞争的提供强有力基础支持,为占领市场、争取用户、壮大企业、提升效益提供高水平的设施保证。在电力工程施工过程中,一定要将整个质量工作完成纳入控制之中,要明确具体的质量目标、可行的质量方针,要有健全的组织机构、有过细的质量职责,要有严肃的追究机制。在此基础上,电力企业还要拥有覆盖全公司的质量管理工作保证手册,从上至下必须贯彻统一的质量体系程序文件,要根据操作性强、实用性好的作业指导书来开展工作,对任何关于电力工程质量的工作都有文件化的真实可靠的记录,从而确保电力工程质量监控工作更具规范、科学、合理。
二、对电力工程进度的控制与管理
电力工程进度的控制与管理是项目施工中的重点控制目标之一,科学、精细地控制电力工程进度可以合理安排资源供应、有效节约成本,严格安排序时进度按期完成施工任务。在电力工程进度的控制与管理过程中,必须在工程开工之前,有效依据工程施工计划以及工程合同要求,规范、合理组织工程施工,不断优化调配人力、物力以及资金,科学编制、适时调整工程进度计划网络图。为了确保电力工程的如期胜利完工,必须要针对施工过程中的现场条件的动态变化,着力对工程进度实施更加科学的动态跟踪管理,不断调整工程计划、及时优化工程进度,有效解决电力工程的实际进度和计划进度不能完全吻合的问题。
为了确保取得电力工程施工能够取得最佳的经济和社会效益,必须要运用网络计划技术,从而更加便捷地对电力工程的进度实施动态控制,对施工所需要的资源实施科学平衡,从而确保以最合理、最优化的流程来安排施工时间和施工所需要的人力资源、物力资源。所以,我们在电力工程进度管理中,着力引入关键路径法(CriticalPathMethod,CPM),该方法可以在确定工期、成本、资源等条件之下,得出最优化的计划安排,从而真正达到提高工效、缩短工期的目的。因此,在强化电力工程进度的控制与管理过程中,我们必须要效掌握、深入研究“关键路线法”及其关键工序。
三、对电力工程造价的控制与管理
在电力工程建设过程中,工程实施阶段是工程建设的最关键阶段,也是投资支出最大的阶段,许多电力工程在建设阶段由于管理不到位,导致工程造价增加、资金投资浪费。所以,在电力工程施工过程中,必须要高度强化管控意识、高度重视造价管理,确保有效控制工程造价。
1.优化工程招标。电力工程招标必须要按照公开、公正、平等的原则进行,实施电力工程招标是择优选择工程施工单位,全面提升工程质量和有效保证工程工期的重要途径,同时,也是降低工程造价的有效手段。通过工程招标环节,还可以有效审查投标单位的资质条件、财务状况以及有无承担类似工程的经验等,在切实控制了工程造价的基础上,还为提升工程的质量打下良好的基础。
2.强化合同管理。强化合同管理不仅是一门科学,更是一门艺术。客观而言,能够合理地选择适当形式的工程合同,会有效提升经济预测能力,将电力工程面临的造价风险降到最低。一般情况下,电力工程的造价风险主要来自于市场的价格变化风险。所以,在电力工程的建设过程中,必须提升经济预测能力,有效做到科学、准确地预测工程建设的各项费用的价格趋势,之后,以此为依据选择最为合理的工程合同形式。
3.提升工程结算水平。通过高度重视和着力加强工程造价结算管理工作,可以更加合理、更加有效地控制工程造价。所以,在电力工程竣工以后,需要全方位、多层面认真进行造价结算审查,从而切实提高工程量清单的计价水平,保证标底质量。而且,提升电力工程结算水平也可以直接反映建设单位在工程实施过程中的工程总造价及工程投资的效果。
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关键词：电力工业；污染物排放；能源消耗；节能减排；调查研究
作者简介：马秀琴（1963-），女，天津人，河北工业大学能源与环境工程学院，教授；张秋生（1985-），男，河北三河人，河北工业大学能源与环境工程学院硕士研究生。（天津 300401）
中图分类号：F407.61 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2013）05-0214-03
“十一五”前四年，中国依靠能源结构调整和能效提高，累计节约3.91亿吨标煤，减少二氧化碳排放9.69亿吨，减少二氧化硫排放837万吨。供电煤耗进一步下降。2009年平均供电煤耗较2005年下降30克/千瓦时，达到340克/千瓦时，提前完成了“十一五”355克/千瓦时的目标，位居世界先进水平之列。线损显著下降，2009年全国电网线损率6.72%，比2005年下降了0.49个百分点，累计节约电量399亿千瓦时。[1]
中国电力工业“十二五”规划：与2010年相比，2015年电力工业年节约标煤2.70亿吨，减排二氧化碳6.69亿吨，减排二氧化硫578万吨，减排氮氧化物254万吨，2015年电力工业单位GDP能耗降低0.061吨标煤/万元，对实现2015年单位国内生产总值能耗下降16%目标的贡献率达到37.03%。[2]
为了解中国北方电力工业的能耗现状，指导电力工业更加有效地采取措施节能减排，按时完成国家制定的“十二五”规划指标，本文针对中国北方五个典型的电力企业进行了能耗调研。本次主要对企业的能源利用情况、企业的主要设备使用情况、污染物排放、节能技术、节能计划以及电力行业面临的障碍等问题进行了调研。
一、能源利用情况及主要设备
本次调研了五家典型的电力企业（简称A、B、C、D、E公司）。调研的5家企业在能源利用方面，以燃烧煤炭为主，在设备大修时使用一些外购电、在点火时使用成品油作为助燃剂。据调查，5家企业均使用了煤，有3家企业使用成品油，2家企业使用外购电。可以看出，各企业主要使用的能源还是以煤、油为主的传统性能源。
所调研的五家企业主要利用煤发电。根据调查显示，五家企业的主要生产设备为锅炉、汽轮机、发电机、燃煤供热发电机组。
二、能源消耗及节能情况
1.综合能耗及污染物排放情况
根据调研结果，五家企业的综合能耗差异很大，原因在于各企业的生产能力、生产设备以及生产技术方面存在差异。因此以调研结果中综合能耗最大的D公司为例进行介绍。D公司年生产能力为1200MW，主要产品为电力。该企业只有一条主耗能生产线，其综合能耗见图1。
本次调查的主要污染物包括CO2（二氧化碳）、SO2（二氧化硫）和COD（化学需氧量）。根据收集的调查表资料显示，2006年至2010年各企业CO2、SO2和COD的排放总量均有逐年下降趋势。特此，以A公司为例进行介绍，数据显示2010年SO2排放总量比2006年下降了95.33%，CO2及COD排放总量也有所下降，详细数据见图2、图3。
2.调研企业节能技术
为了响应“十二五”规划的相关号召，被调研企业采取了一些节能减排的技术。在此介绍五家企业中的两家。
（1）D公司。采取的节能减排改造：一次风机4台、凝结水泵2台（一台运行，一台备用）加装变频器；汽轮机插管改造；循环泵高低速改造；循环水系统两机三泵运行方式改造；电除尘智能控制系统改造。下一步改造计划：两台汽轮机通流改造。
（2）B公司。2010-2011年先后完成了一号、二号机引风机变频改造，改造后节电率达30%以上；2010年完成了一号炉除尘器高频电源改造，改造后厂用电率下降0.15个百分点；2011年对二号机进行了叶顶汽封改造，机组热耗比修前下降147千焦/千瓦时；目前正进行热网疏水泵变频改造；2012年计划完成一号机叶顶汽封改造、二号炉除尘器高频电源改造、一号炉烟气余热回收利用等节能技术改造。
三、能耗分析
1.单位产量综合能耗
2006年至2010年五家企业单位产量综合能耗趋势对比见图4。
根据图4可以看出，五家企业的单位产量综合能耗都有不同程度地下降，整体处于下降趋势。其中C公司于2009年投产，且没有供热，主要产品只是电力，因此运行不是很稳定，单位产量综合能耗偏高且不是很稳定。
根据调查数据，依据各企业2010年单位产量综合能耗数据与国家标准进行比较，其中2010年国家单位产量综合能耗为335克/千瓦时，[3]见图5。
根据调研数据，五家电力企业2010年单位产量综合能耗与国内先进电厂单位产量综合能耗进行对比分析，其中上海外高桥第三发电厂在节能环保方面处为国内领先水平，其2010年单位产量综合能耗为279.39克/千瓦时，[4]特此与其进行比较，见图6。
依据图5、图6不难看出，热电联产电厂存在着发电效率低、能源浪费严重等一系列问题。从分析数据中可以看出，该城市热电联产厂的能耗标准普遍高于全国平均水平，处于国内领先地位。但是，和国内先进的发电厂能耗标准相比还有很大的不足，在节能减排方面还有很大的提升空间。
2.万元产值综合能耗
根据调研数据，2010年该五家电力行业企业万元产值综合能耗对比见图7。
根据五家电力企业调研数据显示，2010年万元产值综合能耗最高的为D公司，其值为9.7吨标准煤/万元，较2007年相比下降了10.47%。其中最低的为A公司，其值为5.81吨标准煤/万元，较2006年相比下降了6.6%。
四、国内电力工业节能最佳实例
1.上海外高桥第三发电有限公司
上海外高桥第三发电有限公司随着技术创新的持续推进，2009年和2010年在同等负荷率下供电煤耗实现282.16克/千瓦时和279.39克/千瓦时，先后大幅刷新了自身创造的世界纪录，成为世界上第一个突破280克/千瓦时最低煤耗整数关口的电厂。
主要节能技术：第一类是锅炉及相关系统效率提升技术，如锅炉的节能启动系列技术、零能耗脱硫技术。第二类是汽轮机及相关系统运行效率提升技术，如设计参数及运行调节方式的优化、广义回热技术。第三类是防止机组效率下降的系列技术，如超超临界机组蒸汽氧化及固体颗粒侵蚀预防系列技术的应用等。[5]
2.天津IGCC（整体煤气化燃气-蒸汽联合循环发电机组）示范工程
本工程项目是我国首台25万千瓦级整体煤气化燃气-蒸汽联合循环发电机组（简称 IGCC），采用中国华能集团自主研发的2000吨/天级气化炉。本工程的主要技术指标：全厂功率26.5万千瓦；发电效率48%；供电效率41%；发电标煤耗255.19克/千瓦时；气化炉热效率95%；冷煤气效率84%；碳转化率99.2%。工程2009年开工，2012年建成投产。
IGCC是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统，发电效率高，且环保性能极好，污染物的排放量仅为常规燃煤电站的1/10，脱硫效率可达99%，氮氧化物排放只有常规电站的15%～20%，耗水只有常规电站的1/2～1/3。在IGCC系统中，煤经气化产生合成煤气（主要成分为一氧化碳、氢气），经除尘、水洗、脱硫等净化处理后，净煤气到燃气轮机燃烧驱动燃气轮机发电，燃机的高温排气在余热锅炉中产生蒸汽，驱动汽轮机发电。IGCC具有发电效率高、污染物排放低等特点，并在捕集二氧化碳方面具有成本优势，被公认为是未来最具发展前景的清洁煤发电技术之一。[6]
五、电力行业现存法律法规及融资方面的障碍
电力行业现存的主要法律法规：《中华人民共和国电力法》《电网调度管理条例》《电力供应与使用条例》《电力设施保护条例》 和《电力设施保护条例实施细则》。
电力行业的融资问题：一是电价可接受性及收入保证问题。在电力融资项目建设投入运营后完全由市场调节，国家不再进行价格补贴，导致投资者必须准确核算成本和利润才能保证合理的利润水平，使实际电价水平与用户可接受度之间存在一定的差异，妨碍了项目融资的成功实施。二是相关法规还不够完善。近年来，我国相继出台一系列法律，对引导、规范和促进我国市场经济的发展起到了积极作用，为开展项目融资提供了必要的法律保证。但到目前为止，我国还没有一个专门针对项目融资的法律文件，在实施过程中的一些具体问题还处在无法可依的状态。此外，目前还没有一个机构对项目融资中的相关问题进行统一管理，使投资者和贷款银行不能得到正确的政策信号，影响其对项目融资的兴趣和信心。
六、结论
我国能源资源的基本特点是富煤、贫油、少气，探明的资源储量折算为标准煤，煤炭资源占85%以上。根据此次调研的结果分析得之，北方电力工业主要以燃煤电厂为主，煤炭资源消耗巨大，随着我国发电技术的不断进步，发电设备的不断更新，北方电力工业积极响应国家节能减排的号召，在技术方面进行了更新改善，主要包括汽轮机、除尘器、水泵以及余热回收装置的改造，大大减小了能源消耗。此外，在污染物减排方面五家企业的年均CO2、SO2、COD排放量均呈现逐年下降的趋势，环保成绩突出。
被调研的五家电厂 2010年单位产量综合能耗普遍低于国家2010年规定的335克/千瓦时，超标完成了国家“十一五”规划要求，同时，企业的万元产值综合能耗也呈逐年下降趋势，但是，与国内先进的节能减排企业的单位产量综合能耗279.39克/千瓦时相比，还有很大的不足，拥有很大的提升空间。因此，进一步改善发电技术，提高能源利用效率，国家及时完善电力工业的相关法律法规，解决电力工业一系列的融资障碍，才能使我国电力工业更快、更好地实现国家“十二五”规划的相关要求。
参考文献：
[1] “十一五”期间中国电力工业发展取得巨大成就 [EB/OL].（2010-12-21）[2012-10-21]..
[2]电力工业“十二五”规划研究综述报告研究分析 [EB/OL].（2012-03-20）[2012-10-21]..
电力工业范文3
“十一五”指标提前完成
电力行业“十一五”节能减排指标主要包括:供电煤耗、火电平均厂用电率、线损率、发电水耗、电力二氧化硫排放总量、脱硫机组投运容量、现有电厂二氧化硫达标率等。曾记否,在“十一五”规划实施一年之后,总理于2007年3月指出:“全国没有实现2006年年初确定的‘单位国内生产总值能耗降低4%左右、主要污染物排放总量减少2%’的目标。”而在此刻,电力行业已能够自豪宣布:通过积极推进“上大压小”,不断优化火电结构,加大可再生能源开发力度等结构调整措施和烟气脱硫、高效除尘、空冷等工程技术措施,以及资源节约、环境保护等管理措施,我们已经提前一年乃至一年半实现了“十一五”规划目标,为全国节能减排目标的实现做出了决定性贡献。乙丑岁末盘点节能减排,电力行业为人民交上了一份满堂红的答卷。
环保行动多点开花
2009年是国家推行“上大压小”政策的第四年,小火电机组关停进展顺利。继2006年关停314万千瓦、2007年关停1438万千瓦(超额48%完成当年任务)、2008年关停1669万千瓦(超额28%完成当年任务)之后,2009年关停小火电机组2124万千瓦,共累计关停5545万千瓦,已提前一年半完成“十一五”计划关停5000万千瓦小火电机组的目标,每年可节约原煤6404万吨,减少二氧化碳排放1.28亿吨,促进了我国火电结构的进一步优化。
脱硫建设亮点繁多
“十五”末期,我国投运的烟气脱硫装置容量仅占煤电总装机容量的13%,根据中电联初步统计,截至2009年底,全国新投运脱硫机组容量约9500万千瓦,装备脱硫设施的燃煤机组占燃煤机组总量的比例将超过70%,如果加上具有脱硫功能的循环流化床机组,则比例将近80%,再考虑到一些纯凝小机组还要继续关停,可以说,没有二氧化硫控制措施的火电机组已经屈指可数。事实上,五大发电集团中的中国大唐集团及北京、贵州、山西等部分省份,脱硫火电机组装备比例已经基本达到100%。
在脱硫工艺选择方面,虽然仍然以石灰石―石膏湿法为主,但氨法脱硫、海水脱硫、循环流化床脱硫等技术也因地、因厂制宜地实现了多元化发展,尤其是我国具有自主知识产权的氨法脱硫技术在2台13.5万千瓦燃煤机上两炉一塔(烟气量相当于单机30万千瓦)应用成功,成为新亮点。
“十一五”以来,电力二氧化硫排放量逐年降低,已由2006年最高的1350万吨,下降至2008年底的1050万吨,二氧化硫排放绩效值由2006年的5.7克/千瓦时下降到3.8克/千瓦时, 2009年预计将低于3克/千瓦时。“十一五”期间,电力行业将几乎全部承担全国二氧化硫总量减排任务,为总量减排目标的实现做出重要贡献。
在提高火电厂烟气脱硫装备能力的同时,由脱硫公司建设、运行脱硫装置的烟气脱硫特许经营试点工作进一步发展,专业化脱硫公司以国家出台的脱硫电价及相关优惠政策为基础,承担电厂脱硫设施建设、运行、维护及日常管理,这种市场化机制对规范脱硫产业健康发展、提高脱硫设施运行可靠性将起到积极作用。
供电煤耗世界先进
供电煤耗是全面反映电力工业结构、技术、管理的综合性指标。截至2009年11月,全国供电标准煤耗由2008年的345克/千瓦时下降到339克/千瓦时,进入了“340克时代”,提前实现“十一五”末供电煤耗355克/千瓦时的目标,进入世界先进行列。
结构调整深入展开
火电新增规模比重持续降低,大容量、高参数、高效率、低能耗、低排放的节能环保型燃煤发电机组比例持续提高。
我国在运百万千瓦级超超临界机组达到21台,正在建设24台,成为拥有百万千瓦级超临界机组最多的国家。现役火电机组中,30万千瓦以上机组占到67%以上。2009年上半年,全国新投产电力装机容量累计达3301万千瓦,其中水电等清洁能源1104万千瓦,占全部新增容量的33.45%。
2009年,国家核准了三门、海阳、台山三个核电项目6台机组,在建百万千瓦级核电机组达到19台,占全世界30%以上,成为全球在建核电规模最大的国家。
在2006年《可再生能源法》颁布后,我国风电取得跨越式发展,装机容量几乎每年翻番,已经建成了100多个风电场,1.5兆瓦机组成为主力机型,具有自主知识产权的3兆瓦海上风机成功并网发电,2009年,预计新增风电装机达800万千瓦,总装机容量增至2000万千瓦。
2009年,国家相继出台了一系列太阳能补贴扶持政策,《关于实施金太阳示范工程的通知》提出对光伏并网项目和无电地区离网光伏发电项目分别给予50%及70%的财政补贴,太阳能发电正向着“一元时代”的目标迈进。
电网节能降耗改造力度加大,已建成世界上第一条±800千伏直流输电线路和1000千伏交流输电示范工程,输电线损从9.64%降为6.07%,累计下降了3.57个百分点。
发电权交易结出硕果
目前,二氧化硫排污权交易在我国电力行业进一步发展的空间已经不大。但是,具有相同理论基础和异曲同工之妙的发电权交易却结出丰硕果实。
自2008年3月《发电权交易监管暂行办法》实施以来,电力企业在遵循电网安全、节能减排、平等资源、公升透明、效益共享的原则下,积极实践。据报导,2009年河北省电力公司成为国家电网公司系统中交易电量占全网购电量比例排名第一的企业,共签订发电指标有偿替代交易协议88份,涉及被替代小机组70台,容量327万千瓦,替代交易电量127亿千瓦时,全年共节约标煤117万吨,减少二氧化硫排放6.6万吨。
2009年11月5日,东北电网公司、黑龙江省电力有限公司、华能伊敏煤电公司、华能新华发电公司签署协议,首次实现了跨省发电权交易,对在更大范围内降低发电能耗和污染排放,推动电力市场化发展起到了积极示范作用。
需求侧管理初见成效
我国电网企业具有法律、法规赋予的安全用电、节约用电职能,承担着供应和销售电能的任务,具有与广大用户密切联系、分配电力资源、掌握用电信息和进行负荷管理的先天优势,在电力需求侧管理上发挥着主体地位和关键作用。据统计,国家电网公司共建设了25000余个电力需求侧管理示范项目。中国南方电网公司从2007年起开展的需求侧管理为核心的“绿色行动”,在电力供应侧、需求侧甚至发电侧采取综合措施,为提高综合能效水平进行了积极探索,起到了典型示范作用,年节约电量460亿千瓦时,相当于减少标煤消耗1507万吨,减少二氧化硫排放36万吨,减少烟尘排放15万吨,节能减排成效显著。
全新挑战更为严峻
当火电厂二氧化硫控制取得重大成就时,一些新、老环境问题逐步显现出来,正所谓“摁下葫芦起了瓢”,使火电厂氮氧化物和烟尘排放的进一步控制提上议事日程,烟气脱硝产业、烟气除尘产业的发展急剧升温。
电站脱硝刻不容缓
燃煤电厂氮氧化物的排放,约占整个工业排放量的1/3强,呈逐年上升趋势,控制其排放已刻不容缓。
2009年,国家环保部组织了数10个有关氮氧化物控制的研究会议,全面研讨火电厂氮氧化物控制法规、政策、标准、技术路线、产业化发展等问题,已经基本形成了对于新建燃煤机组和位于重点地区的燃煤机组开展大规模烟气脱硝的共识,约有上亿千瓦的新建机组已经要求建设烟气脱硝装置。
近几年来,国内电厂锅炉制造商和有关科研单位(院校)结合我国电厂锅炉燃煤特点,对引进技术做了大量适应性改进和完善化工作,使之更适合国内需要,已经完全掌握了低氮燃烧装置的自行设计、自行制造和自行安装调试的全套技术,建成的烟气脱硝催化剂生产线已有2万吨/年的产能,正在建设的生产线如果投产将会达到5万吨/年的产能,基本可以满足国内脱硝产业发展的需要。
除尘技术将有新发展
老电厂采用50毫克/立方米、新建电厂采用30毫克/立方米的排放标准,促进了电除尘器、电袋式除尘器、袋式除尘器技术的应用和发展。
针对电除尘器的高频电源技术,在国内得到了快速发展。这种技术具有控制柜与变压器按一体化设计、体积小、重量轻、安装方便、除尘效率高、设备损耗只有工频电源的1/3、综合节能20%以上等优点,已经实现国产化。国内多个电厂进行的电除尘器电源改造,效果都十分明显。
近年来,我国燃用准格尔煤或类似煤质的电厂,以及部分环保要求严格的火电工程,开始陆续选用袋式或电袋除尘器。据统计,截至2008年底,我国燃煤电厂12.5万千瓦以上容量机组已投运袋式(电袋)除尘器的机组容量为1477.7万千瓦,约占火电总装机的2.5%,其中,最大单机容量机组为60万千瓦机组。
多污染物联合控制引人关注
由于我国大气污染正从煤烟型向煤烟、机动车和工业复合型大气污染过渡,多种污染物协同减排已被提到重要位置。
同时,大气中排放的总量汞污染控制也成为焦点。联合国环境规划署已将汞污染控制纳入议事日程。
煤燃烧是汞排放进入大气的主要途径之一,以煤为主的电源结构使我国成为汞排放大国。在汞污染基础研究方面,我国尚处于起步阶段,未完全摸清汞污染的源头,基础信息十分缺乏。在燃煤电厂汞污染控制方面,我国与绝大多数欧盟国家的燃煤电厂汞污染控制方式相同,并未采取针对汞的单项脱除技术,而是依靠现有燃煤电厂广泛应用的除尘器、脱硫设备以及正在快速发展的烟气脱硝设备来降低燃煤电厂的汞排放。另外,正在兴起的多污染物联合控制技术也是今后燃煤电厂控制汞排放的手段之一。
哥本哈根会议与碳减排
2009年12月7―18日,在丹麦首都哥本哈根举办的《联合国气候变化框架公约》缔约方第15次会议,194个国家派代表参会,119位国家元首和政府首脑出席,显示出了全人类对气候变化问题的关注。
中国电力工业已经达到世界先进水平,2009年预计年底总装机容量预计达8.6亿千瓦左右,但人均装机水平仅相当于美国的1/7,日本的1/4,韩国的1/3,发展仍然是我国电力工业的首要任务。
但是,从现状看,我国火电装机容量占总装机容量的78%,其中95%以上是燃煤电厂,根据有关国际机构和专家分析,我国二氧化碳年排放量已超越美国,居世界第一位。从长远看,我国一次能源结构中以煤为主状况将长期存在,电源结构也将在未来几十年以煤电为主,2000年以后新建的燃煤电厂占绝对数量,服役时间还很长,进一步提高效率的空间越来越小,未来电力二氧化碳的减排压力将越来越大。
《可再生能源法》修订2009年12月26日,《可再生能源法》经过修订,通过实施。新修订的法律重点解决电网规划和建设不适应可再生能源发电发展、可再生能源发电上网电价与费用分摊机制不完善、配套优惠财税政策未能有效落实等突出问题,并规定对可再生能源实施全额保障性收购制度,要求国家有关部门制定全国可再生能源发电量的年度收购指标和实施计划,确定并公布对电网企业应达到的全额保障性收购可再生能源发电量的最低限额指标,电网企业应该收购不低于最低限额指标的可再生能源并网发电项目的上网电量。
能源规划拉开大幕
虽然政府部门通过公开招标确定相关规划、政策研究课题并不鲜见,但是2009年8月,在能源规划领域,由国家能源局为制订“十二五”能源发展规划而专门向全社会公开招标系列重大问题研究尚属首次,数十家大专院校、科研院所、能源企业和行业协会在“公开、公平、公正”原则下竞争一个课题的场面也十分罕见。这种情况充分说明了在应对气候变化以及节能减排的大背景下,能源发展规划工作的复杂性和挑战性,也预示着能源发展、节能减排工作将会逐渐在科学、民主决策的旗帜下推进。
积极推进环保产业健康发展
中央经济工作会议明确指出,2010年是实施“十一五”规划的最后一年,要加大攻坚力度,确保节能减排取得重大进展,强化企业社会责任,突出抓好重点行业、重点领域节能减排工作,加快先进适用技术推广应用,有效遏制高耗能、高排放行业过快增长,坚决淘汰落后生产能力,认真落实工作责任制,把节能减排目标完成情况作为检验经济发展成效的重要标准。
调结构重质量防反弹
我国将2010年经济增长的预期目标定为8%,仅从数值来看似乎不高,但从总体要求看,这8%是在加快转变经济增长方式基础上的8%,是继续保持国民经济健康、平稳发展的8%,电力行业应充分利用国家转变经济发展方式、调整经济结构、电力需求相对缓和的有利时机,积极推动电力产业结构调整,进一步加大节能减排力度,夯实节能减排基础,提高发展质量,防止节能减排关键性指标的反弹。
2010年,我国将继续推进“上大压小”,计划关停小火电机组1000万千瓦,并大力发展可再生能源和核能,争取非化石能源占一次能源消费比重比2009年提高0.5个百分点左右,继续提高热电(冷)联产的比例,促进替代低效、高污染的工业锅炉,提高能源利用效率,下大力气做好风电建设和接入电网的规划、实施、运行管理,加快开工水电,按照有关流域综合开发规划,促进实现水电梯级开发与流域防洪、供水、航运目标的协调,促进水电开发与重要生物资源的保护,加强智能电网研究与试点,优化电网布局,提高电网设备技术水平,促进电网与电源、电网与城市、输电与配电的协调发展,进一步降低输电损耗。
强产业稳脱硫控污染
电力工业范文4
1.1信息处理技术在电力系统中的应用电力系统的信息是庞杂的，通过现代计算机通信处理技术，将电力系统的数据信息采集，并转换为数字信号传输，成为智能电网发展的重要基础。信息测量技术对电网的数据进行实时监测，包括电网能源的阻塞情况、各区域用电情况、用户用电数据等，这些数据传输到网络监控中心，相关部门则会作出相应的调整和控制，从而提高了工作效率。不仅如此，在输配电过程中，通过信息控制系统，还能实现对电力系统关键数据的控制，系统会根据所发出的信号，及时地调整电网运行状况，并迅速地对故障进行诊断，作出准确的决策。
1.2光纤通信技术在电力系统中的应用现代化通信技术通过光缆架构起高效运转的世界，电力工业中的光缆主要光纤复合架空地线和全介质自承式架型空光缆，这些光缆的成本造价要比传统的光缆高，但是从电力工业的长远发展来看，不仅提升了电力工业杆路资源的利用率，同时也降低了通信能源的损耗。另外，同步数字系列（SDH）设备在电力系统的运用也越来越受青睐，因为SDH较原来的准同步数字系列（PDH）有了更大的进步，在提供网络同步方面提供了更大的便利，同时也增强了电力通信系统的可靠性。目前，光纤通信技术在促进电力系统稳定协调方面具有重要作用，根据光纤通信的特性及电力系统发展的需求，光纤通信技术在电力系统的应用还有待更大力度的开发。
2信息通信技术在电力工业的发展趋势
2.1信息通信技术与电力工业的关系趋势现代化电力工业的发展，使信息通信技术与电力工业的关系日益加深，信息通信技术已经成为电力工业建设重要的组成部分。信息通信技术不仅有力地支撑了电力工业安全稳定生产输送、电网调度等基础内容，同时还为电力工业迎接市场挑战提供了充分的条件。不断拓展的通信技术在电力工业中的应用还需要更广泛更深入的开发，将无线通信、光纤等通信技术的优势充分地发挥到电力工业的发展中，提升通信技术在对电力工业的数据传输、自动化调整、实时监控、有效控制上，为实现跨大区联网、扩大电力工业规模提供科学有效的技术保障。未来信息通信技术将成为电力工业发展的基础，电力工业将是信息通信技术发展的重要平台，二者相互促进，为社会建设进步作出更积极的贡献。
2.2信息通信技术在电力工业应用趋势智能电网建设需要更具效率的信息化数据采集、传输及处理，作为电力工业发展的主要方向，智能电网的发展必须依靠信息通信技术。信息处理技术能够更好地掌控电力系统，当电力系统出现故障或异常时，会及时地反馈并做出适当的处理，从而保持电力系统顺利运行。信息通信技术将会与电力系统产生更多领域的融合，如网络通讯、数字信息技术将会促进更多电力系统的相互联系，使信息资源得到更广泛的利用，减少资源的浪费。现代化电力系统建设要在市场化的经济环境中获得更多主动，就必须充分利用信息通信技术来实现电网的调度与控制，建立完善的智能化电网体系，使电力系统能够覆盖更广泛的范围。
3结语
电力工业范文5
一、河南省电力工业节能减排面临的突出问题
河南省煤炭资源和水资源比较丰富，煤炭产量长期居全国前列，交通便利，具备建设火电基地的优越条件。近年来，河南省认真贯彻落实科学发展观，坚持上大压小，抢抓机遇，建设了一批高效清洁大机组，火电基地建设步伐明显加快。2006年，全省发电装机达到3511万千瓦，其中火电装机3255万千瓦，占92.7％，已初步建设成为华中电网乃至全国重要的火电基地。但是，河南省电力工业的能源消耗和污染排放水平明显偏高，2006年，发电用煤近8000万吨，占全省煤炭消费总量的一半，火电厂二氧化硫排放量占全省二氧化硫排放总量的59％。全省火电机组平均每千瓦时供电标准煤耗377克，比全国平均水平高11克，比国际先进水平高70克左右。造成河南省电力工业能源消耗和污染排放水平偏高的原因，主要有以下三个方面：
一是从电源结构看，小火电机组比重偏高。在电力工业发展过程中，受技术水平限制，河南省建设了一些小火电机组，造成目前小火电机组的比重偏高，单机5万千瓦及以下小火电机组近800万千瓦，占全省火电装机的1／4。单机容量是影响火电机组能耗和环保指标的重要因素。从能源消耗看，全省5万千瓦及以下小火电机组平均每千瓦时供电标准煤耗在470克左右，比60万千瓦机组高170克，发同样的电量，小机组比大机组多消耗煤炭50％以上。从污染排放看，新上的大机组都安装了高效脱硫设施，而大部分小火电环保设施落后，也难以承担安装高效脱硫设施的投资和运行成本，发同样的电量，排放的二氧化硫比大机组多9倍以上。大量小火电机组的存在，既浪费资源，又污染环境，与等容量60万千瓦机组相比，每年多耗原煤950万吨，多排二氧化硫24万吨，而且还多占用土地2万亩。
二是从管理方式看，目前的发电调度方式不合理。现行发电调度方式是以电厂或发电机组为单位，参照上一年度发电量完成情况，对各类机组大致平均分配发电量指标。这种调度方式实际上是从上世纪80年代中期集资办电开始的，历史上为鼓励多家办电，尽快扭转当时的严重缺电局面发挥过积极作用。但由于忽视了能耗和排放因素，大小火电机组享有同样的发电利用小时，抑制了市场竞争，同时，由于大部分小火电机组由县级电网企业调度或者属于企业自备电厂，随着当前电力供需紧张状况趋于缓解，很多地方都出现了小火电机组超计划发电、大机组又吃不饱的现象。这不仅在很大程度上刺激了小火电的建设，而且造成了巨大的资源浪费和环境污染。
三是从认识角度看，一些地方和企业还没有真正树立起科学发展的观念，对资源环境保护重视不够，对小火电的危害认识不足，上的热情高，关的积极性低。特别是前几年电力供不应求，客观上造成小火电关停步伐放慢，使得部分地区小火电建设重新抬头。小火电企业一般是地方税收的大户，一些地方只顾眼前利益，不愿意关停。有些地方面对小火电关停后职工安置、资产债务处理等困难，不敢触及矛盾，工作主动性不够。
二、河南省电力工业节能减排的主要做法和成效
根据上述分析，造成河南省电力工业能耗较高、污染较重的主要原因是电源结构和发电调度方式不合理，其中最根本的原因是小火电机组比重过高。因此，推进电力工业节能减排的主要手段有两个，一个是优化电源结构，一个是改进发电调度方式，其中最根本的是要加快关停能耗高、污染重的小火电机组。但这些小火电机组在历史上为缓解当时电力供需矛盾、促进当地经济社会发展做出了重要贡献，当前又面临着人员多、经营困难等问题，应研究制定对关停机组进行扶持和补偿的政策措施，减轻企业和地方政府在职工安置等善后事宜处理方面的压力。
针对小火电机组比重较高的情况，为加快电力结构调整，促进节能减排，河南省政府及早决策，在电力供应形势仍比较紧张的2004年提出了关停小火电机组，要求各级、各部门从贯彻落实科学发展观和构建和谐社会、建设资源节约型和环境友好型社会的战略高度，认识关停小火电机组的重要性和紧迫性，把思想和行动统一到上大压小和关停小火电的决策部署上来。经过多次研究，河南省专门下发文件，明确提出了2005～2007年关停240万千瓦小火电的目标。今年，国务院下发《关于加快关停小火电机组的若干意见》之后，河南省政府常务会议又进行专题研究，决定在确保完成与国家签订的350万千瓦关停目标的基础上，尽可能多关一些，争取“十一五”期间关停小火电500万千瓦以上。同时，要求各省辖市政府主要领导作为本辖区关停工作的第一责任人，既要完成关停任务，又要处理好善后事宜。各级发展改革、环保、电网等部门按照职责分工，将关停小火电纳入工作日程，明确目标，落实责任，确保关停工作稳步推进。
在实际工作中，河南省以关停小火电机组为突破口，提出并实施了一系列促进电力工业节能减排的政策措施，主要有：
一是加强并改进发电调度方式，实行差别电量计划。在年度发电量计划安排中，改变对各类机组平均分配发电小时的做法，按照节能、环保、经济的原则，优先安排可再生能源和高效、清洁大机组发电，限制能耗高、污染重的机组发电。2006年安排单机20万千瓦及以上机组发电小时比5万千瓦及以下小火电机组高700小时，今年又进一步拉大到1000小时；同等条件下，对于安装并运行高效脱硫设施或者使用城市中水的，再适当提高发电小时；列入关停计划并已到关停期限的，不再安排发电量计划。同时，改革地方小火电机组两级调度方式，由省网统一调度，严格控制小火电机组发电，禁止超计划发电。这项政策在促进小火电机组关停的同时，又有利于节能减排，仅此一项，每年可节约煤炭120万吨，减少二氧化硫排放2万吨。
二是加大环保监察治理力度。对全省所有现役火电机组的二氧化硫排放实行总量控制，加强火电厂污染物排放日常环境监测和监察，足额征收排污费。“十一五”期间不实施关停的机组，2008年底前必须全部安排高效脱硫、除尘设施和污染源在线监控装置，拟实施关停的机组，排放不达标的必须尽快关停，已到关停期限的，不再换发排污许可证，并核减所处区域内的排放指标。这是依照环保法律法规
制定的强制性减排措施，同时也有利于小火电机组关停，因为难以承担较高的脱硫设施建设和运行费用，部分小火电机组将不得不实施关停。
三是坚持上大压小，着力推进电力结构调整。一方面，严格按照国家电力产业政策和规划布局，积极推进高效、清洁的大机组建设，为结构调整创造宽松的市场环境。另一方面，积极采取有效措施，坚决关停能耗高、污染重的小火电机组。同时，严格实行上大与关小挂钩制度，对按期完成小火电机组关停任务的市和企业，积极支持其建设大机组；未按期完成关停任务的，其新建项目不予支持。压小是为上大提供市场空间，上大是为压小创造条件，确保压小落到实处。通过这项政策，充分调动了各市和有关企业关停小火电机组的积极性，各市提出的关停计划都超出了原定的关停容量。
四是开展发电量计划交易。对于签订关停协议并按期关停的小火电机组，关停后继续安排两年左右的发电量计划，通过转让给大机组给关停企业一定的经济补偿。因为大机组的发电煤耗明显低于小机组，以大代小有利于节能减排，同时，双方可以共同分享发电成本下降带来的收益，大机组因获得计划外电量提高了负荷率，有利于摊薄成本，并获得边际效益，小机组也可以获得一定的经济补偿，用于职工安置等善后事宜处理。因此，发电量计划交易既有利资源节约型和环境友好型社会的建设，又有利于高效率大容量机组经济效益的提高，还有利于小火电机组的关停，实现了一举多赢。通过这两年的实践来看，小火电机组转让发电量计划后，平均每千瓦时可以获得0.06元左右的经济补偿，2台1.2万千瓦机组转让2年的发电量计划，可获得1400多万元的经济补偿，将极大地缓解企业职工安置等善后事宜处理的压力。这项政策得到了企业和地方政府的积极响应，一些未列入关停计划的机组因为自身发电成本较高，也愿意享受这项政策，主动实施关停。
通过上述措施，河南省电力工业上大压小、节能减排工作取得了显著成效。在“上大”方面，2003～2006年，全省单机60万千瓦超临界机组实现零的突破，4年新增6台，今年还将投产7台，30万千瓦机组从16台增加到33台，4年翻了一番多。在“压小”方面，截至目前，全省已签订小火电关停协议355万千瓦，实际关停178万千瓦。安阳电厂今年初在全国率先爆破拆除2台10万千瓦机组，平顶山鸿祥热电和信阳平桥电厂6月底分别爆破拆除了2台5万千瓦机组和4台2.5万千瓦机组，近期还将有近110万千瓦关停机组拟实施爆破拆除，全省掀起了关停小火电机组的。在节能减排方面，全省火电机组平均每千瓦时供电标准煤耗从2002年的408克下降至2006年377克，4年下降了31克，累计节约原煤650万吨，减排二氧化硫6.5万吨。其中，仅关停小火电节约原煤200万吨，减排二氧化硫2万吨。
三、关于下一步工作的思考
在推进电力工业上大压小、节能减排的过程中，河南省也遇到了一些突出的矛盾和问题，主要是关停机组的人员安置难度依然很大，一些煤耗较高、污染较重的资源综合利用小机组关停难度大等，还需要在下一步工作中认真研究加以解决。
一是要进一步研究建立健全小火电机组退出补偿机制。当前，小火电机组面临较大的生存压力，很多小火电企业也愿意关停，但普遍存在人员多、债务重的问题，通过发电量指标交易获得的补偿不能解决全部职工安置问题，国有企业的关停机组拆除报废需要国有资产管理部门进行资产核销，债务处理难度也很大，地方政府和企业存在畏难情绪。在下一步工作中，应进一步研究建立健全小火电机组退出补偿机制。除了目前的发电量指标交易补偿等政策外，在财政、税收、金融、国有资产等方面积极研究有关补偿政策，支持小火电机组关停。同时，要进一步明确关停企业通过发电量指标交易或其他政策获得的经济补偿是政府性补偿资金，必须优先用于职工安置，不得挪作他用。
电力工业范文6
9月份全社会用电量高速增长
1-9月份，全国全社会用电量39452亿千瓦时，同比增长7.2%，增速比上年同期提高2.4个百分点。
分产业看，1-9月份，第一产业用电量776亿千瓦时，同比增长0.1%，占全社会用电量的比重为2.0%；第二产业用电量28689亿千瓦时，同比增长6.5%，占全社会用电量的比重为72.7%，对全社会用电量增长的贡献率为66.1%；第三产业用电量4758亿千瓦时，同比增长10.9%，占全社会用电量的比重为12.1%，对全社会用电量增长的贡献率为17.7%；城乡居民生活用电量5230亿千瓦时，同比增长8.9%，增速比上年同期低2.7个百分点，占全社会用电量的比重为13.3%，对全社会用电量增长的贡献率为16.2%。
分地区看，1-9月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（7.2%）的省份有13个，其中增速高于10%的省份为：新疆（32.1%）、青海（12.6%）、重庆（12.6%）、安徽（12.5%）和云南（11.5%）；全社会用电量增速最低的3个省份分别为黑龙江（1.8%）、吉林（2.4%）和山西（3.0%）。
9月份，全国全社会用电量4448亿千瓦时，同比增长10.4%，增速比上月下降3.3个百分点，仍是2012年以来的次高增速。分产业看，第一产业用电量82亿千瓦时，同比增长5.5%；第二产业用电量3062亿千瓦时，同比增长8.1%，对全社会用电量增长的贡献率为54.9%；第三产业用电量584亿千瓦时，同比增长13.3%，对全社会用电量增长的贡献率为16.4%；城乡居民生活用电量720亿千瓦时，同比增长19.3%，增速分别比上年同期和上月提高11.4和2.2个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为27.7%。
分地区看，9月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（10.4%）的省份有12个，其中增速高于20%的省份为：新疆（33.4%）和宁夏（20.5%）；全社会用电量增速最低的三个省份分别为：吉林（4.4%）、黑龙江（4.4%）和北京（4.6%）。
日均制造业用电量连续4个月超过80亿千瓦时
1-9月份，全国工业用电量28198亿千瓦时，同比增长6.4%，增速比上年同期提高3.5个百分点；占全社会用电量的比重为71.5%，对全社会用电量增长的贡献率为64.4%。其中，轻、重工业用电量分别为4816亿千瓦时和23382亿千瓦时，同比分别增长6.7%和6.4%，增速分别比上年同期提高2.3个和3.8个百分点。
9月份，全国工业用电量3003亿千瓦时，同比增长8.1%，对全社会用电量增长的贡献率为53.4%。其中，轻、重工业用电量分别为561亿千瓦时和2442亿千瓦时，同比分别增长5.1%和8.8%，轻工业用电量增速与上年同期持平，重工业用电量增速比上年同期提高8.9个百分点。
1-9月份，全国制造业用电量20917亿千瓦时，同比增长5.9%，增速比上年同期提高3.7个百分点。9月份，全国制造业用电量2410亿千瓦时，同比增长7.8%，增速比上月下降2.1个百分点；全国制造业日均用电量80亿千瓦时/天，比上月减少2.0亿千瓦时/天，已经连续4个月超过80亿千瓦时/天。
9月份四大高载能行业合计用电增速低于全社会用电增速
1-9月份，化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼、有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计12180亿千瓦时，同比增长5.1%；合计用电量占全社会用电量的比重为30.9%，对全社会用电量增长的贡献率为22.5%。其中，化工行业用电量2933亿千瓦时，同比增长4.9%；建材行业用电量2276亿千瓦时，同比增长4.8%；黑色金属冶炼行业用电量4027亿千瓦时，同比增长5.6%；有色金属冶炼行业2944亿千瓦时，同比增长5.0%。建材和钢铁行业用电增速分别比上年同期提高5.0和10.9个百分点，化工和有色行业用电增速回落1.5个和1.3个百分点。
9月份，四大高载能行业用电量合计1400亿千瓦时，同比增长8.1%，增速比上月下降0.8个百分点，环比下降3.2%；合计用电量占全社会用电量的比重为31.5%。其中，化工行业用电量340亿千瓦时，同比增长4.3%，增速比上月下降3.8个百分点，环比下降2.8%；建材行业用电量278亿千瓦时，同比增长7.4%，增速比上月下降2.6个百分点，环比下降3.5%；黑色金属冶炼行业用电量456亿千瓦时，同比增长14.9%，增速比上月提高3.4个百分点，环比下降3.7%；有色金属冶炼行业326亿千瓦时，同比增长3.8%，增速比上月下降1.9个百分点，环比下降2.8%。
水电发电量连续3个月负增长
截至9月底，全国6000千瓦及以上电厂发电装机容量11.63亿千瓦、同比增长9.5%。其中，水电2.31亿千瓦、火电8.42亿千瓦、核电1461万千瓦、并网风电6826万千瓦。
根据国家统计局统计，1-9月份，全国规模以上电厂发电量38688亿千瓦时，同比增长6.8%，增速比上年同期提高3.2个百分点。其中9月份发电量4310亿千瓦时，同比增长8.2%，增速比上月降低5.2个百分点。
1-9月份，全国规模以上电厂水电发电量5843亿千瓦时，同比增长4.0%，增速比上年同期降低20.3个百分点。其中，9月份水电发电量783亿千瓦时，同比降低5.7%，增速比上年同期降低58.0个百分点；分省来看，在水电装机较多（超过1000万千瓦）的7个省份中，仅有四川（9.6%）、云南（23.1%）和湖南（1.9%）实现正增长，降幅较大的是贵州（-45.0%）、湖北（-25.1%）、广西（-25.1%）和青海（-20.8%）；水电发电量最多的三个省分别为四川（178亿千瓦时）、云南（165亿千瓦时）和湖北（122亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的59.4%。
1-9月份，全国规模以上电厂火电发电量31116亿千瓦时，同比增长6.5%；9月份，火电发电量3324亿千瓦时，同比增长11.0%，增速比上月降低8.2个百分点，环比下降15.9%。分省来看，火电发电量增速超过25%的省份有新疆（57.9%）、湖北（46.2%）、青海（44.8%）、江西（28.8%）、陕西（26.2%）；上海（-0.6%）、北京（-3.3%）、甘肃（-9.3%）、黑龙江（-9.5%）、吉林（-11.5%）的火电发电量出现负增长。
1-9月份，全国核电发电量803亿千瓦时，同比增长11.7%。6000千瓦及以上风电厂发电量993亿千瓦时，同比增长40.6%；其中，内蒙古风电发电量268亿千瓦时，占全区发电量的比重达到10.7%。
风电设备利用小时比上年同期稳步上升
1-9月份，全国发电设备累计平均利用小时3385小时，比上年同期降低55小时，降幅与1-8月份基本持平。
分类型看，1-9月份，全国水电设备平均利用小时2638小时，比上年同期降低150小时；在水电装机容量最大的7个省份中，四川同比增加317小时，湖南、青海、云南、广西、湖北、贵州分别降低138小时、149小时、163小时、215小时、457小时和747小时。全国火电设备平均利用小时3703小时，比上年同期降低6小时（1-8月份为降低18小时）；在火电装机容量超过3000万千瓦的10个火电大省中，除浙江、山东利用小时提高175、34小时外，其他省份均比同期有所下降。全国核电设备平均利用小时5796小时，比上年同期降低12小时。全国风电设备平均利用小时1522小时，比上年同期增加138小时；分省来看，风电设备利用小时较高（超过1900小时）的省份有青海（2171小时）、新疆（2101小时）、重庆（2061小时）；在风电装机超过200万千瓦的省份中，除河北、江苏外，其他省份利用小时均有所上升。
全国跨省区送电量平稳较快增长
1-9月份，全国跨区送电完成1803亿千瓦时，同比增长15.9%。其中，华北送华中（特高压）72亿千瓦时，同比下降0.7%；华北送华东129亿千瓦时，同比下降5.6%；东北送华北124亿千瓦时，同比增长67.0%；华中送华东657亿千瓦时，同比增长58.1%，华中送南方183亿千瓦时，同比下降11.8%；西北送华北和华中合计329亿千瓦时，同比下降8.8%；三峡电厂送出电量675亿千瓦时，同比下降12.3%。
1-9月份，全国各省送出电量合计5773亿千瓦时，同比增长6.4%。南方电网西电东送电量945亿千瓦时，同比增长1.5%。其中，送广东875亿千瓦时，同比增长3.1%；送广西71亿千瓦时，同比下降14.7%。
9月份，全国跨区送电完成263亿千瓦时，同比增长30.3%；三峡送出电量89亿千瓦时，同比下降29.8%。各省送出电量合计747亿千瓦时，同比增长6.9%。南方电网西电东送134亿千瓦时，同比下降16.8%。进口电量8亿千瓦时，同比增长49.4%；出口电量19亿千瓦时，同比增长4.0%。
水电新增装机规模大幅增加，云南新增装机规模创历史新高
1-9月份，全国基建新增发电生产能力5457万千瓦，比上年同期多投产1319万千瓦；其中，水电1866万千瓦、核电221万千瓦、风电647万千瓦、太阳能发电321万千瓦，分别比上年同期多投产929万千瓦、221万千瓦、59万千瓦和290万千瓦；火电新投2402万千瓦，比去年同期少投180万千瓦。9月份，新投产重点电源项目主要有：华能糯扎渡水电站1台36万千瓦机组、三峡溪洛渡水电站2台70万千瓦机组、中电投山西神头电厂和大唐淮北虎山电厂各一台60万千瓦级“上大压小”机组。
