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实现跨流域调节、减少备用容量ag亚游集团只为非 发布日期:2019-10-20 16:41 浏览量:

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  2010-08-15展开全部这篇文章好像是2005年的吧 ,我这里还有一些。

  11月19日,国家发展和改革委员会宣布上调非民用电价,并结构性地调整了上网电价,为16个月以来首次上调销售电价。此外,发改委还称将继续加大改革力度,推进电价市场化进程,计划推行居民生活用电阶梯式递增电价。2008年以来,受全球经济危机影响,我国电力企业遭受重大损失,此次电价调整将为电力企业扭亏为盈提供重要契机。

  2008年,我国电力供需形势总体呈现前期偏紧、后期富裕的态势。如《报告》所述,年初严重雨雪冰冻灾害使尖峰负荷最大电力缺口在4000万千瓦左右;迎峰度夏期间,由于缺煤停机容量大量增加,全国最大电力缺口在7000万千瓦左右。7月下旬以后,电力供需形势逐步缓和。

  从电力供应情况来看,新增发电能力保持较大规模,电源结构明显得到优化。《报告》的统计显示,2008年全国新增电力装机9051万千瓦,其中三峡最后七台机组等一大批水电站投产,全年共增加水电装机2010万千瓦,占全部投产机组的22.21%,是我国投产水电最多的一年;风电装机新增466万千瓦,发电总量达128亿千瓦小时,同比增长126.79%;火力新增规模比重持续降低,新投产百万千瓦机组四台,单机容量60万千瓦及以上火电机组占新投产容量比重高达63.11%。此外,还有一批生物质发电厂建成投产。

  从电力消费情况来看,尽管第三产业和居民生活用电继续保持较高增长,但工业用电增速明显放缓,全社会用电总体增幅呈现下降趋势。据《报告》统计,2008年全国全社会用电量34502亿千瓦小时,增长5.6%。其中第一产业用电879亿千瓦小时,增长1.85%;第二产业用电25863亿千瓦小时,增长3.83%;第三产业用电3493亿千瓦小时,增长9.67%;城乡居民生活用电4035亿千瓦小时,增长11.83%。第二产业用电增速多年来首次低于全社会用电增速,重点行业用电放缓是导致全年全社会用电增幅下降的主要原因。

  我国电力工业在外延不断增长的同时,产业素质不断得到提升。火力发电技术和装备水平大幅提高,节能、环保、高效成为火电机组的技术主流。通过技术引进、消化吸收和再创新,超临界机组发电、空冷机组发电等一批先进技术得到广泛应用。水电技术有了明显进步,建成了迄今世界上规模最大的水利枢纽工程。

  经过30年的发展,我国核电建设也有了飞速发展,目前投入运行的11太核电机组装机容量约为910万千瓦,在建的24台核电机组装机容量约2540万千瓦。核电自主研发和建设能力也不断提高,实验快堆、高温气冷堆、热核聚变装置等一系列科研工程项目正在积极推进。可再生能源发电技术达到了新水平,风力发电、太阳能光伏发电建设步伐进一步加快,目前国内已经能够生产1500千瓦的风机,两个兆瓦级太阳能光伏发电站并网发电已经在深圳、上海开始试运行。

  目前,火力发电仍是我国电力发展的主力军。2008年我国电力装机构成中,火力发电约占76%,其中燃煤机组占火力发电总量的98%,不仅消耗了大量资源,还给环境和运输带来了巨大压力。要想实现电力工业的健康可持续发展,我国必须尽早解决制约电力发展的瓶颈问题。《报告》认为,应该从以下几个方面采取措施。

  积极解决电煤供应矛盾,保证电力长期稳定运行。2008年电煤市场需求状况的剧烈变动对电力企业产生了很大影响,电煤价格之争也对电力稳定供应形成了潜在的威胁。为了加快协调电力企业和煤炭企业的关系,我国应该利用目前有效需求不足、能源价格相对较低的时机,进一步健全电煤供应市场机制、法律机制和企业诚信机制,构建煤炭和电力企业“合作共赢,和谐发展”的合作伙伴关系,保障电煤的长期稳定供应。

  加快疏导电力价格矛盾,创造良好生产经营环境。我国应该抓住目前物价上涨趋缓、煤价有所回落的有利时机,抓紧研究和建立基于成本、能够充分反映供求关系、资源稀缺程度和环境损害成本的资源要素价格形成机制,加快电力市场化建设步伐,理顺煤电价格关系,促进电力和煤炭市场的规范发展。

  着力优化电力结构,提高发展质量。国际金融危机的不断蔓延,使我国电力工业遭遇了寒冷的冬天,同时也给我国的电力工业结构调整带来了难得的机遇。我国应抓住机遇,大力发展核能、风能等清洁能源,逐步提高可再生能源比重。同时,还应不断优化发展火电,努力推进小火电关停工作,切实提高能源利用效率。

  展开全部中国电力工业自1882年在上海诞生以来,经历了艰难曲折、发展缓慢的67年,到1949年发电装机容量和发电量仅为185万千瓦和43亿千瓦时,分别居世界第21位和第25位。1949年以后我国(大陆,下同)的电力工业得到了快速发展。1978年发电装机容量达到5712万千瓦,发电量达到2566亿千瓦时,分别跃居世界第8位和第7位。改革开放之后,电力工业体制不断改革,在实行多家办电、积极合理利用外资和多渠道资金,运用多种电价和鼓励竞争等有效政策的激励下,电力工业发展迅速,在发展规模、建设速度和技术水平上不断刷新纪录、跨上新的台阶。装机先后超过法国、英国、加拿大、德国、俄罗斯和日本,从1996年底开始一直稳居世界第2位。进入新世纪,我国的电力工业发展遇到了前所未有的机遇,呈现出快速发展的态势。

  发电装机容量、发电量持续增长。改革开放以来到上世纪末,我国发电装机和发电量年均增长率分别为7.8%、7.9%。发电装机容量继1987年突破1亿千瓦后,到1995年超过了2亿千瓦,2000年达到了3亿千瓦。发电量在1995年超过了1万亿千瓦时,到2000年达到了1.37万亿千瓦时。进入新世纪,我国电力工业进入历史上的高速发展时期,投产大中型机组逐年上升,2004年5月随着三峡电站7#机组的投产,我国电源装机达到4亿千瓦,到 2004年底发电装机总量达到4.41亿千瓦,其中:水、火、核电分别达10830、32490、701.4万千瓦。2004年发电量达到21870亿千瓦时。2000~2004年,5年净增发电装机容量14150万千瓦,2004年我国新增电力装机容量5100万千瓦,超过美国在1979年创造的年新增装机4100万千瓦的世界历史最高记录。预计今年新增装机容量约为6000万千瓦,年末装机容量将超过5亿千瓦。

  电源结构不断调整和技术升级受到重视。水电开发力度加大,2004年9月,随着青海黄河上游公伯峡水电站首台机组建成投产,我国水电装机超过了1亿千瓦,达到10830万千瓦,占总装机容量的24.6%,目前在建规模约4700万千瓦。核电建设取得进展,经过20年的努力,建成以秦山、大亚湾/岭澳、田湾为代表的三个核电基地,总装机容量达到了870万千瓦。高参数、大容量机组比重有所增加,截止到2004年底,已投运单机容量60万千瓦及以上的大型火电机组约55台,其容量占火电装机容量的10.7%,在今后4年中将有60台以上的超临界机组建成投产,60万千瓦机组中超临界机组已经占有主导地位,单机容量100万千瓦的超超临界机组开始兴建,到2010年将有10台以上100万千瓦超超临界机组投产。

  关停了一大批耗能高、污染严重的小机组,自2000到2002年,关停的小机组约1000万千瓦。洁净煤发电技术得到应用,采用引进技术自主设计制造的 30万千瓦CFB锅炉,正在建设或开展前期工作的有10余台,2004年末约有2000万千瓦脱硫装置投入运行或在建,近几年新建火电机组几乎均同步安装烟气脱硫装置,大容量机组烟气脱硝正在逐渐实施,40万千瓦等级的IGCC机组的技术引进及开发工作正在进行。燃气蒸汽联合循环发电技术引进取得成果,目前约有近70套9F级燃机机组正在建设或前期准备中,2005年5月大陆首台9FA重型燃气蒸汽联合循环机组投入运行,燃气轮机的装机容量不久将达到 3000万千瓦以上。

  电网建设不断加强。随着电源容量的日益增长,我国电网规模不断扩大,电网建设得到了不断加强,特别是近十年来,电网建设得到了迅速发展,输变电容量逐年增加。截至2004年底,220千伏及以上输电线亿千伏安。全国电网基本形成较为完备的330/500千伏主网架,随着国家电网公司750千伏输变电示范工程的投产,电网最高运行电压等级已经提高到750kV。1998年以来实施的城乡电网建设与改造,特别是农村电网“两改一同价”成效显著,不仅提高了供电质量,降低了电价水平,改善了8亿农民的用电状况,解决了近3000多万无电农村人口的用电问题,而且加强了网架结构,缓解了城市配网高低电压之间联系薄弱的问题,促进了城乡经济发展和生活水平的提高。

  西电东送和全国联网发展迅速。我国能源资源和电力负荷分布的不均衡性,决定了“西电东送”是我国的必然选择。西电东送重点在于输送水电电能。按照经济性原则,适度建设燃煤电站,实施西电东送。

  目前,西电东送已进入全面实施阶段:贵州到广东500千伏交、直流输变电工程已先后投产运行,向广东送电规模已达1088万千瓦。三峡到华东、广东±500千伏直流输变电工程先后投产。蒙西、山西、陕西地区向京津唐电网送电能力逐步增加。华北与东北、福建与华东、川渝与华中等一批联网工程已经投入运行, 2003年跨区交换电量达到862亿千瓦时。

  截至2005年7月,除海南外已经初步实现了全国联网,初步实现了跨区域资源的优化配置,区域电网间的电力电量交换更加频繁,交易类型出现了中长期、短期、超短期、可中断交易等多种模式,呈现多样化的良好局面,由于跨区跨省电力交易比较活跃,部分联网输电通道长期保持大功率送电。西电东送、全国联网工程对调剂电力余缺、缓解电力供应紧张和促进资源优化配置起到重要作用。

  污染物排放得到控制。电力工业从上世纪80年代初开始控制烟尘排放,目前安装电除尘器比例达到85%以上,烟尘排放总量较1980年减少32%以上,单位电量烟尘排放量减少了 88%。1995年底结束向江河排灰,2002年废水排放达标率达到97%,部分水资源缺乏地区实现了废水“零排放”。2003年底大陆已累计建成投产的脱硫机组装置容量约1000万千瓦,脱硫设施产生的SO2去除量为96.9万吨,单位电量二氧化硫排放量较1990年减少了40%。洁净煤燃烧技术的研究、开发和技术引进取得进展,已经掌握了低氮燃烧技术。水电、核电和电网的环境保护得到高度重视。

  资源节约和综合利用水平不断提高。供电标准煤耗从1978年的471克/千瓦时下降到2004年的376克/千瓦时;发电厂用电率从6.61%下降到5.95%;线万千瓦。

  全国火电厂工业用水总量为1327亿吨,其中新鲜水量为397亿吨,重复用水量为930亿吨,水的重复利用率为70%。全国火电厂工业固体废物产生量为 1.72亿吨,其中粉煤灰为1.38亿吨、渣为0.32亿吨;工业固体废物综合利用量为1.2亿吨,其中粉煤灰为0.95亿吨、渣为0.25亿吨。干灰场得到普遍应用,节约了占地和用水。灰渣综合利用的水平不断提高。在许多地区100%得到利用。

  电力装备技术水平差距不断缩小。火电主力机型从50、60、70年代的5万、10万、20万千瓦,发展到80年代利用引进技术生产30和60万千瓦,进入新世纪以来60万千瓦超临界、100万千瓦超超临界机组引进技术国产化进程明显加快;水电具备了70万千瓦机组的制造能力;核电可以自主设计生产65万千瓦压水堆核电机组。电网已具备750千伏及以下、额定电流4000安培及以下、短路电流水平63千安及以下交流输变电设备研发及制造能力,产品类型涵盖 “常规敞开式设备 ”至“全封闭组合电器”在内的全系列。±500千伏及以下高压直流输电工程的关键设备—晶闸管阀及换流变压器已基本实现由国内成套供货。交、直流输电系统控制保护设备的技术水平已居于世界领先行列。

  电力发展水平走在世界前列。一是火电机组参数等级、效率不断提高,2004年上海外高桥二期工程90万千瓦引进技术超临界机组、河南沁北、江苏常熟两个 60万千瓦超临界机组国产化依托工程成功投入运行,浙江玉环100万千瓦超超临界机组国产化依托工程及山东邹县、江苏泰州等一批同类项目正在顺利实施。二是水电建设代表了当今世界水平,建成了以三峡工程为代表的一批具有世界一流水平的水电工程。三是核电自主化程度不断提高,秦山二期建成投产标志着我国已具备65万千瓦压水堆核电机组的研发制造能力。四是超高压技术跻身国际先进行列,500千伏紧凑型、同塔多回、串联补偿等技术得到应用,2005年9月26 日,我国第一个750千伏输变电示范工程(青海官亭至甘肃兰州输变电工程)正式投入运行,这标志着我国电网建设和输变电设备制造水平跨入世界先进行列;现已开始规划建设交流 1000千伏特高压输变电试验示范工程。五是直流输电技术快速发展,已先后建成单回输送容量120万千瓦的葛上直流工程、单回输送容量180万千瓦的天广直流工程、单回输送容量均为300万千瓦的龙政、三广及贵广I回直流工程,在建和已建的直流线千伏级特高压直流输电工程可行性研究工作。

  风力发电建设规模逐步扩大。从“七五”开始建设风力发电场,到2004年底,内地已建成43个风力发电场,累计装机1292台,总装机容量达到76.4万千瓦,占全国电力装机的0.17%。单机容量达到2000千瓦。

  地热发电得到应用。到1993年底,西藏地热发电的总装机达到28.13兆瓦,约占全国地热发电装机(包括台湾在内)的94%;年发电量9700万千瓦时,占拉萨电网约20%。

  太阳能发电开始起步。至1999年,光伏发电系统累计装机容量超过13兆瓦。2004年建成容量为1兆瓦的太阳能发电系统,这是目前中国乃至亚洲总装机容量第一的并网光伏发电系统,同时,也是世界上为数不多的兆瓦级大型太阳能光伏发电系统之一。

  小水电建设取得巨大成绩。截止到2000年底,全国已建成小水电站4万多座,装机达2485万千瓦,占全国水电装机的32,4%,占世界小水电开发量的40%以上,年发电量800亿千瓦时,占全国水电发电量的36.27%。

  国民经济持续快速增长,对电力的拉动作用巨大。上世纪70年代起,我国基本处于长期严重缺电的局面,电力供应短缺是制约经济发展的主要瓶颈。随着电力工业快速发展,1997年开始实现了电力供需的基本平衡,部分地区供大于求。进入新世纪,随着我国实施西部大开发战略,实行积极财政政策和扩大内需的经济方针,国民经济持续发展,电力需求增长也屡创新高。继2001年用电增长9%之后,2002年增长11.8%、2003年增长15.4%、2004年增长 14.8%。经济较发达的长江三角洲、珠江三角洲等沿海地区电力需求持续旺盛。从2002年下半年开始,全国电力供需状况又趋紧张,发电装机利用率(利用小时数)大幅提高,局部地区开始启用限电措施。2003年~2004年,全国电力供需平衡继续总体偏紧。整体看来,由于人均发电装机占有量偏低,电力供应的高速增长仍难以满足更快增长的电力需求,电力工业仍存在较大发展空间。

  电源结构有待优化。一是煤电比重很高,近几年又增长较快,所占比重进一步提高,水电开发率较低,清洁发电装机总容量所占比例较小;二是20万千瓦及以下机组超过1亿千瓦(4403台),其中10万千瓦及以下有6570万千瓦(3993台),加之目前各地小机组关停步伐明显放缓、企业自备燃油机组增多,燃煤和燃油小机组仍占有过高比重,投入运行的60万千瓦及以上火电机组仅55台,大型机组为数较少;三是在运行空冷机组容量约500万千瓦,与三北缺水地区装机容量相比,所占比例低,其节水优势没有体现出来;四是热电联产机组少,城市集中供热普及率为27%;五是电源调峰能力不足,主要依靠燃煤火电机组降负荷运行,调峰经济性较差。

  电力生产主要技术指标与国际水平还有一定差距。火电机组参数等级不够先进,亚临界及以上参数机组占40%,高压、超高压参数机组占29%,高压及以下参数机组占 31%;超临界机组仅960万千瓦,占火电装机总量的2.95%。国产大机组的经济性落后于相应进口机组,30万千瓦容量等级,国产亚临界机组的供电煤耗比进口机组高4~12g/kWh;60万千瓦容量等级,国产亚临界机组的供电煤耗比进口机组高20~23g/kWh,比进口超临界机组高28~39.5g /kWh。在30万千瓦、60万千瓦亚临界机组主、辅机引进消化过程中,由于主、辅机出力、可靠性等因素影响,形成从标准上、设计和管理上要求增大辅机配备裕度,直接导致辅机运行偏离经济工况,厂用电升高,机组经济性下降。电网的平均损失率为7.71%,尚有进一步降低的空间。清洁煤发电技术、核电技术的进步较慢,大型超(超)临界机组、大型燃气轮机、大型抽水蓄能设备及高压直流输电设备等本地化水平还比较低,自主开发和设计制造能力不强,不能满足电力工业产业升级和技术进步的需要。

  未来20年,是我国经济和社会发展的重要战略机遇期。目前我国人均国内生产总值已超过1000美元,进入了世界中低收入国家行列,消费结构升级,工业化进程加快,城镇化水平提高,人均用电量超过1400千瓦时,进入了重工业化发展阶段。加快工业化、现代化进程对电力发展提出更高的要求。

  资源条件制约发展。我国水能、煤炭较丰富,油、气资源不足,且分布很不均衡。水能资源居世界首位,但3/4以上的水能资源分布在西部。我国煤炭探明保有储量居世界第三位,人均储量为世界平均水平的55%。我国天然气和石油人均储量仅为世界平均水平的11%和4.5%。风能和太阳能等新能源发电受技术因素限制,多为间歇性能源,短期内所占比重不可能太高,需要引导积极开发。

  电力发展与资源、环境矛盾日益突出。电力生产高度依赖煤炭,大量开发和燃烧煤炭引发环境生态问题,包括地面沉陷、地下水系遭到破坏,酸雨危害的地理面积逐年扩大,温室气体和固体废料的大量排放等。火力发电需要耗用大量的淡水资源,而我国淡水资源短缺,人均占有量为世界平均水平的1/4,且分布不均,其中华北和西北属严重缺水地区。同时,我国也是世界上水土流失、土地荒漠化和环境污染严重的国家之一。以我国的发展阶段分析,未来若干年,是大量消耗资源、人与自然之间冲突极为激烈的时期。目前的能源消耗方式,是我国能源、水资源和环境容量无法支撑的。

  经济增长方式需要转变。当前我国经济尚属于高投入、高消耗、高排放、不协调、难循环、低效率的粗放型增长模式。若按近几年的用电增速计算,2020年全国电力需求将高达11万亿千瓦时,相应发电装机24亿千瓦,发电用煤将超过50亿吨,是目前的6倍,这显然是不可能的。在持续、快速的经济增长背景下,经济增长方式中长期被GDP数字大幅上升掩盖的不足正逐渐显现,直接给经济运行带来隐忧。经济增长方式需要根本性转变,以保证国民经济可持续发展。

  改革开放以来,通过科技进步和效率提高,我国产值单耗不断下降,单位产值电耗从1980年的0.21千瓦时降至2000年的0.151千瓦时,下降了 0.059千瓦时。假如未来20年仍能保持这样的下降幅度,按照2020年GDP翻两番的目标,约可减少电耗3.22万亿千瓦时。节能提效空间巨大。

  电网安全要求不断提高。我国电网进入快速发展时期,大电网具有大规模输送能量,实现跨流域调节、减少备用容量,推迟新机组投产,降低电力工业整体成本,提高效率等优点。但随着目前电网进一步扩展,影响安全的因素增多,技术更加复杂,需要协调的问题更多,事故可能波及的范围更广,造成的损失可能会更大。 8·14美加电网事故造成大范围停电给全世界敲响了警钟,大电网的电力安全要求更高。

  经济增长率仍将持续走高。目前我国处于工业化的阶段,重化工业产业发展迅速,全社会用电以工业为主,工业用电以重工业为主的格局还将持续一段时间。随着增长方式的逐步转变、结构调整力度加大、产业技术进步加快和劳动生产率逐步提高,第二产业单耗水平总体上将呈下降趋势。

  从今后一个较长时期来看,一方面,随着工业化、城镇化进程以及人民生活水平的提高,我国电力消耗强度会有一个加大的过程,但另一方面通过结构调整,高附加值、低能耗的产业将加快发展,即使是高耗能行业,其电耗水平也应有较大下降。

  用电负荷增长速度高于用电量增长。预计用电负荷增长速度高于电量增长,但考虑加强电力需求侧管理,负荷增长速度与电量增长速度的差距将逐步缩小。预计 2010年我国全社会用电量为30450亿千瓦时左右,2005年~2010年期间平均增长6%左右;2020年全社会用电量将不低于45000亿千瓦时,后10年年均增长4%左右。

  我国电力发展的基本方针是:提高能源效率,保护生态环境,加强电网建设,大力开发水电,优化发展煤电,积极推进核电建设,适度发展天然气发电,鼓励新能源和可再生能源发电,带动装备工业发展,深化体制改革。在此方针的指导下,结合近期电力工业建设重点及目标,我国电力发展将呈现以下鲜明特点:

  结构调整力度将会继续加大。将重点推进水电流域梯级综合开发,加快建设大型水电基地,因地制宜开发中小型水电站和发展抽水蓄能电站,使水电开发率有较大幅度提高。合理布局发展煤电,加快技术升级,节约资源,保护环境,节约用水,提高煤电技术水平和经济性。实现百万千瓦级压水堆核电工程设计、设备制造本土化、批量化的目标,全面掌握新一代百万千瓦级压水堆核电站工程设计和设备制造技术,积极推进高温气冷堆核电技术研究和应用,到2020年核电装机力争达到 4000万千瓦左右。在电力负荷中心、环境要求严格、电价承受力强的地区,因地制宜建设适当规模的天然气电厂,提高天然气发电比重。在风力资源丰富的地区,开发较大规模的风力发电场;在大电网覆盖不到的边远地区,发展太阳能光伏电池发电;因地制宜发展地热发电、潮汐电站、生物质能(秸秆等)与沼气发电等;与垃圾处理相结合,在大中城市规划建设垃圾发电项目;到2020年力争使新能源发电装机比重超过4%。

  预计到2010年,全国发电装机容量7亿千瓦左右,年均增长6.7%,其中水电1.65亿千瓦,煤电4.68亿千瓦,核电1200万千瓦,气电3500万千瓦,新能源发电1000万千瓦。

  预计2020年全国发电装机容量将可能超过9.5亿千瓦左右,其中水电2.46亿千瓦(含抽水蓄能2600万千瓦),煤电5.62亿千瓦,核电4000万千瓦,气电6000万千瓦,新能源发电4100万千瓦。

  展开全部中国电力工业的发展史,是一部艰苦创业史。从20世纪80年代起,电力工业在改革中不断加快发展,在发展中不断深化改革,实现了经济效益和社会效益协调统一。

  改革开放前,出现全国性缺电局面。到1978年,全国发电装机缺口达1000万千瓦,发电量缺口达400亿千瓦时。

  党的十一届三中全会确立了以经济建设为中心的基本路线。电力工业是国民经济的基础产业,党和国家领导人多次强调经济要发展,电力工业必须先行。电力工业加快发展成为共识。由于中央独家投资办电资金有限,已经远远不能满足大规模电力建设的需要,改革电力投资体制已经势在必行。

  集资办电应运而生。1984年8月,党中央、国务院领导在听取水电部党组汇报时,明确了多家办电、集资办电的方针。同年,国务院批准华东电网采取工业用电提价不超过两分钱的办法征收地方电力建设基金,1988年推广到全国,为地方办电建立了稳定的资金来源。

  集资办电同样对外开放。为了解决发展所需资金、设备不足的困难,电力工业积极利用世行、亚行、日本海外协力基金、政府出口信贷等贷款办电,鼓励外商来华独资、合资办电。1985年,深圳与香港合和电力有限公司合资建设沙角电厂,用BOT方式经营管理,广东与香港合资建设经营大亚湾核电站,成立华能国际和新力等电力开发公司利用外资办电,以后许多外商纷纷到中国投资办电。大多数合资或非电力公司独资建设的电厂,形成了大批独立发电商。

  此后的10多年间,我国电力装机增长240%,净增装机2.4亿多千瓦。首次达到了供需基本平衡。

  电力工业在取得电力供需基本平衡这一历史性成就后进入了一个新的发展阶段。新的生产力必然要求有新的生产关系与之相适应。

  90年代后期,电力工业根据公司制改组、商业化运营、法制化管理的改革取向和电网国家管、电厂大家办的原则,在实行政企分开、推进股份制改造、实行业主负责制、建立资本金制度、完善电力法规、转换企业经营机制以及厂网分开、竞价上网、公平调度等方面进行了一系列改革和改革准备工作。

  1997年1月,国家电力公司成立。经过一年多的双轨制运行和平稳过渡,电力部于1998年2月撤销,实现了我国电力工业管理体制由计划经济向社会主义市场经济过渡的历史性转折。这次改革的实质是建立符合社会主义市场经济要求的新体制,电力工业行政管理职能移交国家经贸委,行业管理职能移交中国电力企业联合会,国家电力公司行使国有资产经营管理职能,按国家授权和公司制规范运作。

  国家电力公司成立5年来,逐步实现了从行政性公司向实体性公司的转变,已经成为国有资产保值增值主体和电力发展主力军。2000年,公司首次跻身世界企业500强,名列第八十三位;2001年,公司再次进入世界企业500强,名列第七十七位。主营业务年收入从2500亿元增加到3477亿元,年均增长8.6%。

  实践证明,电力工业政企分开的改革符合中国电力工业的基本国情,加速了电力工业向市场经济转化的进程和电力公司现代企业制度的建立,有力地促进了中国电力工业的健康、稳定和可持续发展。

  厂网分开、竞价上网将进一步促进电力工业的可持续发展

  经济全球化和加入WTO对电力工业提出了更高要求。《关于国民经济和社会发展第十个五年计划纲要》明确提出,深化电力体制改革,逐步实行厂网分开、竞价上网,健全合理的电价形成机制。

  电力行业属于自然垄断性行业。自然垄断的特点决定了对具有自然垄断性质的输配电环节必须实行垄断经营。但对不需要垄断经营的环节,应当探索引入竞争机制的办法,加大市场化改革力度,特别是通过厂网分开、竞价上网改革,逐步在发电领域引入竞争机制,建立竞争性的发电市场。国家电力公司对此进行了积极、有益的探索。

  1999年,国家电力公司在浙江、山东、上海、辽宁、吉林、黑龙江等6省市进行厂网分开、竞价上网的改革试点。目前,浙江、山东、上海的发电市场竞价上网,已经取得了阶段性的改革成果,为下一步深化改革积累了经验。

  2002年3月,国务院印发《电力体制改革方案》,提出按照党的十五大和十五届五中全会精神,总结和借鉴国内外电力体制改革的经验和教训,从国情出发,遵循电力工业发展规律,充分发挥市场配置资源的基础性作用,加快完善现代企业制度,促进电力企业转换内部经营机制,建立与社会主义市场经济相适应的电力体制。与此相适应,十五期间电力体制改革的主要任务是:实施厂网分开,重组发电和电网企业;实行竞价上网,建立市场运行规则和政府监管体系,初步建立竞争、开放的区域电力市场,实行新的电价机制;制定发电排放的环境折价标准,形成激励清洁能源发展的新机制;开展发电企业向大用户直接供电的试点工作,改变电网企业独家购买电力的格局;继续推进农村电力管理体制的改革。

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