十、电力工业

(一)2010年概况

2010年，陕西电力行业继续加大结构调整力度，在经受多重困难和严峻考验的情况下，保障了电力经济平稳运行。全年用电量突破800亿千瓦时;新增发电装机217千瓦，年底发电装机容量突破2500万千瓦，供应能力总体充足，发电设备利用小时由降转升;电网规模五年实现总体翻倍;电网和电源结构继续优化;电力技术应用继续实现突破，节能减排成效显著;煤价持续高位并继续攀升，导致火电厂经营困难、经营压力加大。总体来看，由于电煤涨价等因素使火电企业效益有所下降，电网企业由亏转盈，但盈利幅度较低，因目前尚未建立合理的输配电价机制，电网企业效益没法得到保障。

1．电力工业产值产量

规模以上电力工业产值756．97亿元，增长31．8%，对工业产值的贡献率6．5%，规模以上电力工业产值各月保持了20%以上的增长，电煤涨价等因素使省调以上火电厂基本亏损，电力行业总体效益有所下降。电力工业总产值各月完成情况及增幅见下图。

2010年规模以上电力工业分月总产值及增速

2．发电情况

截至2010年12月底，电网内装机达到1998万千瓦2。发电量818．08亿千瓦时，同比增长21．0%。其中，水电74．57亿千瓦时，同比增长14．1%，火电743．51亿千瓦时，增长21．8%。发电设备平均利用小时完成4341小时，同比增加345小时。其中火电4424小时，同比增加375小时;水电3656小时，同比增加90小时。

总体来看，省内负荷增长较快、外送加大，发电量大幅增长，发电市场依然处于供大于求的局面。但年底火电机组停机备用较多，且出现电煤供应不足的情况，故出现短时电力紧张、启动了有序用电的局面。

3．用电情况

2010年，全社会用电量772．97亿千瓦时3时，同比增长16．1%。其中第一产业用电37．76亿千瓦时，同比增长2．6%;第二产业518．33亿千瓦时，同比增加16．9%;第三产业111．60亿千瓦时，增长8．8%;城乡居民用电105．28亿千瓦时，同比增长26．7%。第二产业中工业用电量504．08亿千瓦时，同比增长16．5%。全社会用电情况见下图。

4．节能减排圆满收关

“十一五”期间，电网企业为了落实国家节能减排政策，投资19．22亿元完成“上大压小”配套电网工程，配合关停小火电112．9万千瓦，减少二氧化碳排放量113万吨，减少二氧化硫排放量9．2万吨。严格执行差别电价，清理高耗能企业优惠电价，抑制高耗能企业盲目发展，坚持节能调度，充分发挥电网优化资源配置作用，优先多发水电，可再生能源和低能耗火电机组，提升资源利用率;规划建设“绿色电网”，有效管理电网建设和运营过程对环境的影响，全方位落实环境和节约资源的要求，服务资源节约型、环境友好型社会。

“十一五”期间我省电源结构进一步优化。截至2010年，全省关停小火电154．2万千瓦，超额完成与国家签订的“十一五”关小任务和我省关停目标。全省平均发电标准煤耗降至319克/千瓦时，较2005年降低了30克，达到全国平均水平。新建火电项目全部采用大容量、高参数、环保节能机组。

(二)“十一五”发展概况

“十一五”期间，陕西电网新增发电厂22座，新增统调机组46台，装机总容量为9546兆瓦。其中750千伏电厂2座，机组3台，容量1326兆瓦;新投330千伏输电线路共计148条数(包括改建线路)，总长度为7623．62千米;新投产750千伏变电站3座，主变4台，总容量为5640兆伏安。其中750千伏降压变电站3座，主变4台，容量为8400兆伏安;750千伏升压变电站1座，主变2台，容量为1440兆伏安。电网新增330千伏降压变电站21座，主变52台，新增容量为13356兆伏安;新投运±500千伏直流线路1条，长度533．86千米，陕西境内长度294．0千米;750千伏输电线路8条，长度为785．86千米。

(三)2010年发展特点

1．网架结构更加坚强，电网发展有了新突破

截至2010年底，有750千伏变电站3座，变电容量1050千伏安，750千伏线路9条，±500线路3条，±660千伏直流线路1条，330千伏变电站45座，关中330千伏电网得到进一步加强和优化，陕北到关中联络线由单回增至两回，陕南到关中联络线由三回增至五回;骨干网架更加坚强，农网改造面达到89%，解决了9．97万户共38．1万人用电问题，无电人口问题基本得到解决。28个县完成了新农村电气化建设，农村电网趋于完善。配网供电能力和安全可靠性进一步提高，积极推广智能电表和建设电动汽车充电站，采用信息化电网设备，提高电网智能化管理水平。

2．发电能力向大容量、大机组方向发展

2010年底，新增发电装机217．95万千瓦。其中汉江蜀河水电站22．5万、彬县煤矸石电厂(瑶池电厂)2×20万千瓦、府谷郭家湾煤矸石电厂2×30万千瓦、陕西莱德煤气发电1×3万千瓦、国电宝鸡二厂二期1×66万千瓦等。

3．全社会用电量高于全国水平增长

2010年，全社会用电量772．97亿千瓦时，增长16．1%，较上年提高9．3个百分点，比全国水平高2个百分点。

(1)第一产业用电比重占4．9%，增长2．6%，增速较上年提高1．8个百分点，拉动贡献率为0．9%。

(2)第二产业用电占比和贡献率最大。第二产业用电比重占67．1%，较上年有所提高，增长16．9%，贡献率为69．9%，拉动率11．3%。规模以上工业总产值保持30%以上的增长带动了工业用电量的增长率为16．5%，贡献率为66．7%，拉动率11．3%，基础设施建设投资和房地产投资增长带动了建筑业用电增长和比重上升，增长幅度比上年高1．5和0．2个百分点。2010年节能减排政策对高耗能工业企业用电进行限制，对工业用电量的进一步增长有所抑制。

(3)第三产业用电继续保持增长。第三产业用电全年增长8．8%，较上年下降1．8个百分点，比重占14．4%，贡献率为8．5%。拉动率3．3%;商业住宿餐饮业、金融房地产及居民服务业、用电增长超过20%，对第三产业用电量贡献率突出。

(4)城乡居民生活用电仍是新的增长点。城乡居民生活用电比重占13．6%，全年增长26．7%，贡献率为20．7%，其中乡村居民用电增长30．2%，增长较快的原因是受气候异常影响，冬季取暖和夏季降温负荷加大，同时2010年为拉动内需，实施的家电以旧换新政策、农村惠农政策和新农村建设改善农村生活条件、同网同价后农村电价水平降低等因素，促使乡村居民用电的积极性增长，成为全社会用电的新增长点。

4．电力需求继续增长，但各月增速持续回落

电力需求总体呈现前高中低后平稳的走势，用电量增长率在1月份出现年内最高点，达到32．64%，高增长的主要原因是气候异常和经济复苏影响，出现同期基数低的基础上呈现恢复性增长速度。7月份探底主要是受国家6月出台宏观调控政策的影响，4季度特别是11、12月份主要受节能减排政策收官以及电煤供应紧张的影响，出现部分拉闸限电，用电量增幅有所下降。各月全社会用电增长情况见下图。

电力供需呈现以下特点:

一是电力需求增长呈波动走势，前二季度用电由高向低，高耗能产业用电增速低于工业增长速度，全社会用电8月份开始平稳回升，月增长率由17．8%降至12月的16．5%。受大宗商品涨价和南方等省高耗能产品转移的影响，10月起高耗能用电增长高于工业增长。

二是发电设备平均利用小时首次呈现上升，外送通道能力增大，发电量增幅较大，设备平均利用小时，特别是火电机组利用小时数上升。

三是电煤供应不够平稳，上半年及年底出现过电煤紧张的状况，12月受煤电价格拉锯影响，12 月8日起至年底还在部分范围拉闸限电，同时受完成国家节能减排任务影响，用电量增长受到抑制;

四是最大负荷在冬季创历史新高，由于冬季天气异常气温较去年偏低，2010年12月31日出现陕西电网最大用电负荷1127万千瓦，比去年同期增长9．9%。

5．城乡各类用电同网同价，推进新农村电气化建设(www.daowen.com)

大力实施“三新”农电发展战略，省电力公司直供直管区域全部实现户户通电;加快新农村电气化建设，建成电气化县24个、乡189个、村1706个;实现了城乡各类用电同网同价，累计减轻农民负担19．6亿元。在全省公共服务行业社会行风评议中实现了连续五年第一，47个基层站所获得省级“人民群众满意基层单位标兵”，树立了“国家电网”的良好形象。

6．火电厂燃料供应总体平衡，一、四季度供需偏紧

2010年，火电厂燃料供应总体平衡，电煤市场价格高位波动。一季度供需比较紧张，电煤消费快速增加;二季度消耗总量有所减少，库存持续提高;迎峰度夏期间耗煤量增加较多，供耗基本平衡;四季度供需偏紧，电煤库存高位回落。入冬以后，由于外送电力增加和省内用电量增长，带来电煤耗用量大幅增加，发电企业存煤量快速下降，12月中旬被迫启动了陕西电网有序用电预案，保供煤的形势十分严峻。12月下旬，在煤电运各方的共同努力下，省内电煤库存快速下降的势头得到有效遏制，已由12月16日最低时的73．68万吨恢复到月底的136．89万吨，增加了63．21万吨。2010年，全省14家主力电厂累计进煤3303．64万吨，增加716．08万吨，增长27．67%。其中:铁路运输1586．64万吨，增加445．55万吨，增长17．2%;公路运输1717万吨，增加263．96万吨，增长18．2%。累计耗煤3282．39万吨，增加621．94万吨，增长23．4%。库存136．89万吨，增加4万吨，增长2．7%。12月份，14家统调电厂进煤410万吨，耗煤351万吨。

(四)投资完成情况

2010年，电力行业完成投资330亿元，较去年略有增长。新增发电装机163万千瓦，发电装机达2500万千瓦，全面完成“十一五”建设目标。

电源结构进一步优化，重点建设热电联产、煤矸石资源利用等项目，年内已建成郭家湾煤矸石电厂2×30万千瓦、宝鸡二电厂二期一台60万千瓦、蜀河水电站27万千瓦等项目，新增装机163万千瓦，总装机达2500万千瓦。续建宝鸡二电厂二期第二台60万千瓦、秦岭电厂“上大压小”2×60万千瓦、榆横电厂煤电一体化2×60万千瓦等3个项目，总装机300万千瓦。电网建成了连接关中东西部的宝鸡—乾县—渭南750千伏输变电工程，向陕北延伸，延安、榆横输变电工程进展顺利;330千伏网架进一步完善，宝鸡峡石变等一批项目建成投运;110千伏电网已延伸到乡镇。在完成国家拉动内需投资计划的基础上，加大自筹资金的力度，继续实施农村电网完善工程，在103个县区完成新建改造35千伏线路220公里;主变容量20台/139MVA。新建改造10千伏线路5500公里;新增更换配变电及容量1884台/647MVA;新建改造400伏线路1．6万公里，共惠及27．9万户，电网改造覆盖面达到91%。建成了长安区、三原县等9个新农村电气化县，全省累计达到37个。改造后的农村电网为农村产业发展和居民生活提供了可靠的电力保障。全年共完成户用光伏电系统安装13500套，解决了偏远山区1．35万户、4．2万人的通电问题，规划的“十一五”无电人口通电目标已全面实现。

1．电源建设情况

电源建设继续坚持水火并举方针，加速发展。发展大型坑口电厂、实现西电东送工程。重点建设锦界电厂、庙沟门电厂、清水川。加快实施关中地区老电厂的改造提高工程，建设韩城二电厂二期、蒲城电厂三期等项目。同时建设宝鸡热电厂(2×30万千瓦)、灞桥热电厂(2×30万千瓦)等大型城市热电联产机组，改善了供热条件。水电方面建设汉江蜀河、旬阳、白河等电站，积极推进黄河北干流水电开发前期工作。风能、太阳能发电项目陆续实施。到2010年底总装机较2005年翻一番，年均增长21．2%。

2．电网建设情况

“十一五”期间电网建设进入高投资、高发展阶段，期间共投资550亿，是“十五”的2．75倍，电网总资产较2005年翻了一番。围绕陕北和彬长煤电基地建设，强化南北电网结构，加强陕北、陕南与关中主网的联系，形成“四纵两横三环网”;加强省内电网与外省电网的连接线，配套建设神木至河北南网500千伏直流等送出工程;加快建设750千伏主网，将750千伏电网延伸到延安和榆林地区。关中750千伏主网架也初步建成。建成750千伏信义变电站和6条线路，陕西750千伏主网架初具形态;建成330千伏变电站22座，关中330千伏电网得到进一步加强和优化，陕北到关中联络线增至两回，陕南到关中联络线增至六回;建成陕北煤电基地点对网送河北、罗灵背靠背送河南、宝德直流送四川三个外送通道，外送能力由36万千瓦提高到771万千瓦，助推了陕西资源优势向经济优势转化。圆满完成了奥运会、世博会、新中国成立60周年庆典、“嫦娥二号奔月”等重大活动的保电任务。

(五)存在问题

1．电煤问题突出、输配电价不到位

电网企业整体面临着巨大的经营压力。目前已难以承受煤价频繁上涨和电价调整滞后造成的刚性成本增加，火电行业亏损。2003年以来，我国煤炭价已上涨了150%，而销售电价仅上涨32%。 2004年后，虽然实行了四次电煤价格联动，但还有较大缺口，由于持续亏损，发电企业偿债能力减弱，融资难度加大;电网建设投资巨大，但资本金不足，大大制约了电网发展;输配电价机制的不健全，电力行业的资产负债率不断攀升，资产收益水平较低，经营效益与投资规模增加的矛盾越来越突出。

2．货币紧缩政策导致还贷压力增大

2010年11月份央行连续两次调高存款准备金率，一些大型金融机构的准备金率已经达到18．5%至19%的历史高位，货币政策可能迈入加息通道，贷款利率变化将会影响电力企业的融资成本，加上历年来的电力投资规模加大，企业流动资金出现周转困难。

3．外部运营环境亟待改善

电网建设环境不宽松，近年来，电网建设中征地、拆迁补偿费用大幅增加，难度不断加大，电力线路路径落实困难，施工受阻频发，影响了电力建设施工进度。

(六)2011年发展预测

2011年，我省电力消费需求将保持总体旺盛，全年用电量预计900亿千瓦左右，增速较2010年有所回落;预计全省发电量975亿千瓦时(含外送)，增长11．2%，电力供应能力进一步增强，电源结构继续优化，清洁能源发展加速。综合各种因素分析，全省电力供需总体平衡，但冬、夏季受电煤、来水和气温影响，供需结构性矛盾依然存在，导致局部供需不平衡，发电设备利用小时与上年持平，火电设备利用小时同比有所上升。

1．电网装机形势

2011年，电力行业将按照国家的要求部署，做好保供电、调结构、降能耗、重质量等各项工作;预计新增装机保持350万装机规模，供应能力进一步增强，需求继续回升，供需总体平衡，发电设备利用小时较上年下降;煤炭供应紧张、价格上涨矛盾比较突出，行业盈利能力将再次面临考验;电煤、来水和气温将是影响电力电量平衡的最主要因素。

2．电网供需形势

综合考虑全省经济社会发展，产业结构调整，节能降耗，电源供应能力、电网输送能力等多种因素，陕西电力消费增长势头将低于2010年，预计全年电网口径电力消费达到820亿千瓦时左右，同比增长8．3%。考虑到2010年各月的基数效应，2010年全社会用电量将呈现“平稳增长”的总趋势。

预计全年电网口径发电量910亿千瓦时左右，发电设备利用小时将在4340小时左右，与2010年基本持平;火电设备利用小时在4500小时左右，比上年提高150小时。

(七)主要措施

1．加强电煤供应协调力度、做好电力供应保障工作

2011年，煤价上涨压力仍然存在，电煤履行合同率较低，电煤运输难度加大，发电企业库存煤量维持低水平，对电网安全运行造成不利影响，仍然存在大面积停电风险的局面，已影响到省内可靠供电及电力外送。建议政府早日出台煤电联动和建立输配电价机制，解决好长期困扰电力行业的问题。进一步加强对电力供需、电煤供应、电煤炭库存等相关信息的监测分析，及时协调解决煤电运工作中出现的有关问题，对难点问题、突出问题、跟踪督办，并及时上报，防止事态扩大。将各产煤市、煤电运各方和相关部门完成电煤供应情况纳入全年目标责任考核。

2．尽快落实煤电联动政策，进一步疏导电价

一是充分发挥政策监管与导向作用，抑制到厂电煤价格上升的各种跟风、炒作因素。二是在合理的电价机制形成过程中，继续坚持煤电联动的原则和机制，同时解决热电价格长期倒挂的问题。三是加大需求管理力度，发挥价格对需求的引导调节作用;理顺各种终端能源之间的比价关系，引导用户合理消费各种能源。四是加快资源性产品价格机制改革步伐，尽快研究符合市场规律、适应我国国情的科学合理的电价形成机制。

3．电力行业应建立防风险机制

做好负荷预测和电力电量平衡，关注电煤，落实防汛安全要求，深化电网月、周、日运行分析，密切跟踪电网结构变化、电量交易和停电计划，及时开展针对性的安全稳定校核计算，准确把握电网安全裕度，加强陕西电网第二、三道安全防线建设，确保外送水平大幅增加后电网安全稳定运行，严防发生电网稳定破坏。另外，在科学合理的电价机制未健全情况下，电力企业应树立防范风险意识，严格控制投资规模过快增长，解决好经营效益与投资规模增加的矛盾。

4．加大农村电网建设改造工作

2011年，农网建设改造的重点仍然是继续扩大农村电网改造覆盖面，解决农村电压质量差、供电能力不足、安全性差等历史欠账问题和新出现的过负荷、卡脖子等问题。