火力发电行业政策综述Word格式.docx

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五是火电项目要符合国家的环境保护、用水政策及热电联产政策；

六是建设有利于电网安全、多方向、分散接入电力系统的项目。

以上是“十一五”期间应该优先安排和考虑的项目。

天然气发电：

1．我国现有天然气发电装机容量1000多万千瓦，到2010年末规划为3600万千瓦。

2．由于资源受到限制，我们提出适度发展天然气发电。

现在的燃气机组在“十五”期间也投了一些，但发电利用小时很低，主要是气源不足，供不应求，燃气机组开开停停。

3．“十一五”期间已经规划了一些LNG接收站，目前有一些项目正在谈，突出的矛盾是价格问题。

近几年LNG资源价格上涨速度比较快，而我们国内天然气价格同国际市场价格比还有一定差距，各方面对LNG价格的承受能力比较低，国产天然气价格偏低，在一定程度上影响了LNG进口。

解决这个问题，一方面要尽可能争取拿到一些价格合理的资源，另一方面要加快国内天然气价格与国际接轨的步伐，这样既有利于节约能源，又有利于增加供给。

所以，天然气发电要适度发展，天然气的使用要优先考虑城市民用燃气。

提高能源效率：

1．我国电力工业的能源利用效率同国际先进水平比较，差距较大。

2．按照“十一五”规划，到2010年全国供电煤耗要降到355克。

3．厂用电率到“十一五”末要降到4.5%。

4．线损到“十一五”末力争要降到7%。

5．积极采用先进技术，推广使用高效节能的发电及输电设备，改进发电调度方式，实施节能环保调度，加快淘汰能源利用效率低、发电煤耗高、污染排放重的小火电机组以及损耗高的老旧输配电设施，加大技术改造力度、提高设备利用效率，在热冷负荷比较集中或者发展潜力较大的地区，因地制宜的推广热电联产或者热电冷汽多联供技术，加强电力需求侧管理。

6．“十一五”期间准备加大热电联产机组建设力度，建设规模初步定为4500万千瓦，煤矸石综合利用发电2000万千瓦，大力发展洁净煤技术，包括IGCC、CFB，开工建设一批示范工程。

加快关停小火电

《关于加快关停小火电机组的若干意见》。

文件强调，要加快调整电力工业结构，下决心淘汰一批不符合节能环保标准的小火电机组，建设一批大型高效环保机组，发展一批清洁能源和可再生能源发电机组，为完成“十一五”节能减排约束性指标做出贡献。

明确“十一五”关停机组范围：

1．单机容量50MW以下的常规火电机组；

2．运行满20年、单机100MW以下的常规火电机组；

3．按照设计寿命服役期满、单机200MW以下的各类机组；

4．供电标准煤耗高出05年本省（区、市）平均水平10%或全国平均水平15%的各类燃煤机组；

5．未达到环保排放标准的各类机组；

6．按照法律、法规应予关停或国务院有关部门明确要求关停的机组。

采用差别电量、电价等多种手段压缩小火电生存空间：

1．改进发电调度方式，按照节能、环保、经济的原则，优先调度可再生能源和高效、清洁的机组发电，限制能耗高、污染重的机组发电，并逐年减少未关停小火电机组的发电量；

2．加强小火电机组上网电价管理，尽快将所有燃煤（油）小火电机组上网电价降低到不高于本地区标杆上网电价，并不得实行价外补贴；

价格低于本地区标杆上网电价的小火电，仍执行现行电价。

鼓励“上大压小”：

根据关停机组的容量，相应增加当地的电源建设规模；

下列机组直接纳入国家电力发展规划，优先安排建设：

1）单机300MW，替代关停机组的容量达到240MW；

2）单机600MW，替代关停机组的容量达到420MW；

3）单机1,000MW，替代关停机组的容量达到600MW；

4）单机200MW热电联产，替代关停机组的容量达到100MW。

完善小火电关停善后事宜：

纳入各省“十一五”小火电关停规划并按期关停的机组在一定期限内（最多不超过三年）可享受发电量指标，并通过转让给大机组代发获得一定经济补偿，发电量指标及享受期限随关停延后的时间而逐年递减；

1）有条件的地区可开展污染物排放指标、取水指标交易，按期关停的机组可按照国家有关规定，有偿转让其污染物排放指标、取水指标；

2）自备电厂或趸售电网的机组按期关停后，电网企业可对趸售电网和符合国家产业政策并关停自备电厂的企业给予适当的电价优惠；

3）关停部分机组的企业，要妥善处理职工的劳动关系，原则上应在本企业内部安置；

关停全部机组的企业，要按照有关规定妥善处理好经济补偿、社会保险等相关问题；

改造项目和新建、扩建电厂应优先招用关停机组分流人员。

加强对小机组关闭的处理力度：

1）电力监管机构要及时撤销其电力业务许可证；

2）电网企业及相关单位应将其解网，不得再收购其发电；

3）电力调度机构不得调度其发电；

4）银行等金融机构要停止对其发放贷款；

5）机组关停后应就地报废，不得转供电或解列运行，不得易地建设；

6）对拒不关停的小火电机组，省级以上人民政府有关部门和单位可责令其立即关停，并暂停该企业新建电力项目的资格，直至完成关停任务；

7）对弄虚作假逃避关停或关停后易地建设的机组，一经查实，应责令其立即关停并予以拆除，同时追究相关人员的责任。

8）各省级人民政府和有关电力企业要在07年3月31日前，将本地区、本企业小火电机组关停具体实施方案报发展改革委并抄送有关部门。

燃煤电厂脱硫

《规划》分析我国燃煤电厂二氧化硫治理现状、面临的形势与任务的基础上，提出了现有燃煤电厂二氧化硫治理的指导思想、原则和主要目标，并提出了重点项目及保障措施。

国家发展改革委、环保总局根据《规划》，将每年公布需安装烟气脱硫设施的电厂名单、重点项目及完成情况，接受社会监督。

同时，将加快制订烟气脱硫设施建设、运行和维护技术规范，开展烟气脱硫特许经营试点，加大对已投运烟气脱硫设施运行的监管，对非正常停运烟气脱硫设施的将加大处罚力度。

现状：

现有燃煤电厂需安装烟气脱硫设施亿千瓦，共221个项目，可形成二氧化硫减排能力约490万吨。

加上淘汰落后、燃用低硫煤、节能降耗等措施，到2010年，现有燃煤电厂二氧化硫排放总量由2005年的1300万吨下降到502万吨，下降％。

保障措施：

1．完善二氧化硫总量控制制度，依据《大气污染防治法》和“公开、公平、公正”的原则核定企事业单位二氧化硫排放总量、核发许可证，进一步完善二氧化硫总量控制制度。

2．强化政策引导，完善电价形成机制，研究和逐步实施根据燃煤机组脱硫改造的实际投资和运行成本核定脱硫电价。

鼓励安装烟气脱硫装置的机组优先上网，优先保障上网电量。

二氧化硫排污费优先用于现有燃煤电厂二氧化硫治理。

对脱硫关键设备和脱硫副产品综合利用继续给予减免税优惠。

3．加快脱硫产业化发展，加大对拥有自主知识产权烟气脱硫技术和设备产业化的扶持力度，加快烟气脱硫新技术、新工艺的研发和示范试点，推动烟气脱硫副产品综合利用，继续整顿烟气脱硫市场。

4．充分发挥政府、行业组织和企业的作用。

《管理办法》从脱硫设施建设安装、在线监测、脱硫加价、运行监管、脱硫产业化等方面提出了全面、系统的措施。

，新（扩）建燃煤机组必须按照环保规定同步建设脱硫设施，其上网电量执行国家发展改革委公布的燃煤机组脱硫标杆上网电价；

现有燃煤机组应按照国家发展改革委、国家环保总局印发的《现有燃煤电厂二氧化硫治理“十一五”规划》要求完成脱硫改造，其上网电量执行在现行上网电价基础上每千瓦时加价分钱的脱硫加价政策；

煤炭平均含硫量大于2％或者低于0.5%的省（区、市），脱硫加价标准可单独制定，具体标准由省级价格主管部门提出方案，报国家发展改革委审批。

天然气利用政策

将天然气利用领域归纳为四大类，即城市燃气、工业燃料、天然气发电和天然气化工。

发展改革委员会综合考虑天然气利用的社会效益、环保效益和经济效益等各方面因素，根据不同用户用气的特点，将天然气利用分为优先类、允许类、限制类和禁止类。

优先安排城市燃气，禁止以天然气为原料生产甲醇，禁止在大型煤炭基地所在地区建设基荷燃气发电站，禁止以大、中型气田所产天然气为原料建设LNG项目等。

节能发电调度

总体目标：

节能发电调度是指在保障电力可靠供应的前提下，按照节能、经济的原则，优先调度可再生发电资源，按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序，依次调用化石类发电资源，最大限度地减少能源、资源消耗和污染物排放。

基本原则：

以确保电力系统安全稳定运行和连续供电为前提，以节能、环保为目标，通过对各类发电机组按能耗和污染物排放水平排序，以分省排序、区域内优化、区域间协调的方式，实施优化调度，并与电力市场建设工作相结合，充分发挥电力市场的作用，努力做到单位电能生产中能耗和污染物排放最少。

适用范围：

节能发电调度适用于所有并网运行的发电机组，上网电价暂按国家现行管理办法执行。

对符合国家有关规定的外商直接投资企业的发电机组，可继续执行现有购电合同，合同期满后，执行本办法。

机组发电排序的序位表：

1）无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组；

2）有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再生能源发电机组和满足环保要求的垃圾发电机组；

3）核能发电机组；

4）按“以热定电”方式运行的燃煤热电联产机组，余热、余气、余压、煤矸石、洗中煤、煤层气等资源综合利用发电机组；

5）天然气、煤气化发电机组；

6）其他燃煤发电机组，包括未带热负荷的热电联产机组；

其中：

同类型火力发电机组按照能耗水平由低到高排序，节能优先；

能耗水平相同时，按照污染物排放水平由低到高排序；

机组运行能耗水平近期暂依照设备制造厂商提供的机组能耗参数排序，逐步过渡到按照实测数值排序，对因环保和节水设施运行引起的煤耗实测数值增加要做适当调整；

污染物排放水平以省级环保部门最新测定的数值为准。

7）燃油发电机组。

发电负荷分配原则：

1）除水能外的可再生能源机组按发电企业申报的出力过程曲线安排发电负荷；

2）无调节能力的水能发电机组按照“以水定电”的原则安排发电负荷；

3）对承担综合利用任务的水电厂，在满足综合利用要求的前提下安排水电机组的发电负荷，并尽力提高水能利用率；

对流域梯级水电厂，应积极开展水库优化调度和水库群的联合调度，合理运用水库蓄水；

4）资源综合利用发电机组按照“以（资源）量定电”的原则安排发电负荷；

5）核电机组除特殊情况外，按照其申报的出力过程曲线安排发电负荷；

6）燃煤热电联产发电机组按照“以热定电”的原则安排发电负荷；

超过供热所需的发电负荷部分，按冷凝式机组安排；

7）火力发电机组按照供电煤耗等微增率的原则安排发电负荷。

机组检修、调峰、调频及备用容量安排原则：

1）所有并网运行的发电机组均有义务按照调度指令参与电力系统的调频、调峰和备用。

具体经济补偿办法由电监会会同发展改革委另行制定。

2）电网调峰首先安排具有调节能力的水电、燃气、燃油、抽水蓄能机组和燃煤发电机组，然后再视电力系统需要安排其他机组。

必要时，可安排火电机组进行降出力深度调峰和启停调峰。

监管要求：

火力发电机组必须安装并实时运行烟气在线监测装置，并与省级环保部门、电力监管机构和省级电力调度机构联网；

供热机组必须安装并实时运行热负荷实时监测装置，并与电力调度机构联网，接受实时动态监管。

未按规定安装监测装置或监测装置不稳定运行的，不再列入发电调度范围。

十大重点节能工程

十大重点节能工程有：

1、燃煤工业锅炉（窑炉）改造工程；

2、区域热电联产工程；

3、余热余压利用工程；

4、节约和替代石油工程；

5、电机系统节能工程；

6、能量系统优化工程；

7、建筑节能工程；

8、绿色照明工程；

9、政府机构节能工程；

10、节能监测和技术服务体系建设工程。

“十一五”期间，中央财政将安排专项资金支持企业节能技术改造。

财政部07年安排70亿元用于支持企业节能技术改造。

财政部安排资金推进节能减排

中央财政将从以下几项工作入手落实补贴政策：

一是支持十大重点节能工程，建立“以奖代补”新机制，采取财政奖励资金与节能量挂钩方式，支持企业节能技术改造和建筑节能。

二是支持中西部城市污水处理设施配套管网建设，根据地方新建管网里程、污水处理能力、COD削减力度等因素确定奖励资金，调动地方投入积极性。

三是支持经济欠发达地区淘汰落后产能，实行地方政府负责制，中央财政采取专项转移支付方式对中西部地区电力、钢铁、造纸等13个行业淘汰落后产能给予奖励。

四是支持建立节能报告、审计制度和能效标准、标识制度，做好节能基础工作。

五是支持加强环境监管能力建设，加快推进主要污染物排放的监测、指标和考核“三大体系”建设。

六是支持“三河三湖”水污染和松花江等重点流域水污染治理。

七是探索建立节能减排市场化机制，加快建立有效的污水处理和排污收费机制，探索建立排污有偿使用和交易机制，以及跨流域、跨地区的生态补偿机制。

八是创造良好的节能减排政策环境，抓紧研究出台促进节能减排的税收和收费政策，积极稳妥地推进能源、资源类产品价格改革。

进一步贯彻落实差别电价政策

一、加强对高耗能企业的甄别工作。

各监管部门将以国家电网公司、南方电网公司供电营业区范围内的高耗能企业名单为基础，连同地方电网供电营业区内的高耗能企业，对本地区高耗能企业进行逐个甄别，将其区分为允许鼓励类、限制类和淘汰类企业

二、调整差别电价收入用途。

将电网企业执行差别电价增加的电费收入全额上缴地方国库，纳入省级财政预算，实行“收支两条线”管理，专项用于支持当地经济结构调整和节能减排工作。

电网企业已经收取但尚未上缴中央国库的差别电价收入，改为全额上缴地方国库。

各省级地方财政部门应根据本地区情况，研究制定差别电价收入的具体管理办法，促进差别电价政策和节能减排措施的实施。

三、取消对高耗能企业的优惠电价政策。

取消国家出台的对电解铝、铁合金和氯碱企业的电价优惠政策。

立即停止执行各地自行出台的对高耗能企业的优惠电价措施。

2008年中国火力发电行业研究报告

目　　录

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　　第一章中国电力行业概述...1

　　第一节中国电力工业的发展...1

　　一、中国电力工业历程...1

　　二、中国电力工业发展成就...6

　　三、中国电力工业分地区概述...12

　　四、电力工业对国民经济和社会发展的贡献...14

　　五、电力规划保障促进电力工业发展...16

　　第二节中国电力工业发展现状...25

　　一、“十五”期间中国电力工业发展回顾...25

　　二、2007年电力行业政策环境分析...26

　　三、2007年中国电力行业运行分析...31

　　四、2007年1-12月中国电力工业生产简况...33

　　第三节2005-2007年12月中国发电量数据分析...35

　　一、2005年1-12月全国及重点省市发电量分析...35

　　二、2006年1-12月全国及重点省市发电量分析...38

　　三、2007年1-12月全国及重点省市发电量分析...40

　　第四节中国电力工业面临的问题及应对措施...44

　　一、国内电力工业存在的问题分析...44

　　二、电力工业结构需解决的问题...45

　　三、中国电力工业结构调整的问题及对策...49

　　四、中国建设高效电力工业的举措...52

　　五、对电力工业问题的建议...53

　　第二章中国电力市场分析...56

　　第一节中国电网分布状况...56

　　一、南方电网...56

　　二、东北电网...58

　　三、华北电网...59

　　四、华东电网...60

　　五、华中电网...61

　　六、西北电网...63

　　第二节中国电力市场的运营...65

　　一、中国电力市场模式...65

　　二、中国电力市场运营结构...66

　　三、中国电力市场层级及其职责...67

　　四、中国电力市场的发展趋势...68

　　五、中国电力市场发展特点...70

　　第三节中国电力市场现状...73

　　一、中国电力市场的特点分析...73

　　二、构造中国的电力市场结构...74

　　三、2007年中国电力市场交易量分析...77

　　四、2007年中国电力市场供需形势分析...79

　　第四节电力市场化改革的难点及建议...83

　　一、中国电力工业市场化的有利条件...83

　　二、现有电力体制市场化改革方案...84

　　三、电力体制市场化改革中的难点及成因...87

　　四、市场化体制改革中的建议...89

　　第三章中国火电行业概况...92

　　第一节火电行业概念...92

　　一、火力发电的定义...92

　　二、火力发电之种类...92

　　三、火力发电用煤...94

　　四、火力发电站...95

　　五、火电厂的生产过程...96

　　第二节中国火电行业现状...97

　　一、中国的火电建设...97

　　二、“十五”期间中国火电项目发展回顾...100

　　三、2007年火电装机容量情况...100

　　四、2007年中国火电发电量增长率分析...101

　　五、国家加大力度整顿火电行业...102

　　第三节中国火电市场行情...104

　　一、2008年火电整体行情...104

　　二、2008年火电企业经营状况...105

　　三、中国火电机组重点需求...107

　　四、火电势头不减输配电行业景气高涨...108

　　第四节中国火力发电行业相关经济数据分析...110

　　一、2005-2008年7月中国火力发电业总体数据分析...110

　　二、2006-2007年中国火力发电业不同所有制企业数据分析...111

　　第五节2005-2007年中国火电发电量统计...113

　　一、2005年1-12月全国及重点省市火电发电量累计...113

　　二、2006年1-12月全国及重点省市火电发电量累计...114

　　三、2007年1-12月全国及主要省份火电发电量累计...116

　　第六节火电结构优化和技术升级探讨...119

　　一、火电结构优化和技术升级目标和途径...119

　　二、火电结构优化和技术升级实施计划...120

　　三、2006年火电机组技术现状...122

　　四、火电机组技术结构差距分析...124

　　五、2003-2006年火电结构和技术升级成就...126

　　六、加快结构调整和技术升级的分析和展望...127

　　七、火电机组结构优化的发展方向...131

　　第四章中国电煤市场动态分析...134

　　第一节2008年电煤供需形势...134

　　一、2008年电煤供需不容乐观...134

　　二、2008年电煤价格平均上涨10%...136

　　三、2008年3月电煤库存下降为亿吨...138

　　四、电煤供求状况好转的条件...139

　　第二节2008-2009年电煤市场分析...140

　　一、2008年电煤价格快速上涨导致电力短缺...140

　　二、2008年电煤市场价飞涨受阻...140

　　三、2008年中国电煤供需地区性矛盾凸显...141

　　四、2008-2009年中国电煤价格走势...143

　　第三节各地电煤库存及需求形势...145

　　一、四川...145

　　二、山东...146

　　三、贵州...147

　　四、安徽...149

　　五、广东...151

　　第四节电煤运输情况...153

　　一、铁路加大电煤运输力度...153

　　二、多方共同打造电煤东运“快速通道”...154

　　三、广铁为电煤运输开辟“绿色通道”...155

　　四、山东提速电煤运输...156

　　第五节煤电联动...157

　　一、煤电联动概述...157

　　二、煤电联动出台缓解火电成本压力...157

　　三、安徽电煤联动打头阵...158

　　四、煤电二次联动的影响分析...159

　　五、煤电价格联动机制存八大问题...161

　　六、完善煤电联动机制促进煤电联营...163

　　第六节电煤市场存在的问题...165

　　一、电煤价格亟待市场化...165

　　二、电煤交易市场需整顿...166

　　三、完善煤电联动机制...167

　　四、用市场手段解决电煤矛盾...167

　　第七节电煤价格市场化趋势...169

　　一、电煤市场化是市场经济的发展方向...169

　　二、电煤市场化是解决煤电之争的有力手段...171

　　三、电煤市场化是完善市场经济体制的必然要求...172

　　四、抓住机遇逐步实施电煤市场化...173

　　第五章中国火电环保产业...176

　　第一节火电行业与环境保护...176

　　一、火力发电与环境...176

　　二、京都议定书使火电企业面临压力...177

　　三、环保部门严格火电项目审批...178

　　四、中国火力发电的环保忧患...179

　　五、中国火力发电洁净煤技术的发展...180

　　第二节火电环保产业现状...184

　　一、火电发展致使二氧化硫排放失控...184

　　二、火电行业环保的重要意义...185

　　三、火电建设要与环保同步发展...186

　　四、火电企业面临环保关...189

　　五、甘肃省火电建设环保现状分析...189

　　第三节火电脱硫产业现状...192

　　一、火电脱硫产业发展阶段...192

　　二、2007年中国火电脱硫产业回顾...193

　　三、火电脱硫市场急待规范...193