一次消谐器LXQII-10的厂家

时间：2022-10-21

a 电力行业发展呈现新的特征电源装机结构持续向清洁低碳化发展。一方面，非化石能源发展进入大规模“增量替代”阶段，2018年**新增非化石能源装机的一半在中国。截至2018年底，非化石能源发电装机达7.7亿千瓦，占总装机的比重为40.8%；发电量2.16万亿千瓦时，占全口径发电量的比重为30.9%，相比2015年分别提高6个百分点、3.7个百分点。另一方面，我国火容量、高参数、节能环保机组比例明显提高，截至2018年底，全国火电单机60万千瓦及以上机组占比44.8%；进一步加大节能减排改造力度，截至2018年底，达到**低排放限值的煤电机组约8.1亿千瓦，单位火电发电量、氮氧化物、烟尘排放量分别降至0.20克、0.19克、0.04克，促进煤电优质产能释放；燃煤发电效率大幅提升，火电平均供电煤耗降至308克/千瓦时，与2006年相比降低60克/千瓦时，降幅达16%。
终端能源消费电气化水平不断提高。2018年，电能占终端能源消费比重达到25.5%，较2010年提高了4.2个百分点；2016—2018年累计完成替代电量3923亿千瓦时，且呈现逐年升高态势。伴随着电能替代实施力度不断加大，带动工业生产制造、交通运输、居民生活、建筑等领域电气化水平稳步提高，特别是随着电动汽车的发展，交通领域的电气化将全面提速。
数字化智能化技术逐渐融入电力系统，系统灵活性不断增强。电力企业积推进新一代信息技术及数字技术成果与产业融合，全国55个能源互联网示范项目中，已有14个项目通过验收；公司提出打造“泛在电力物联网”，在源网荷储泛在调度控制、网上办理业务、现代智慧供应链、综合示范区建设等方面积探索，**成效；发电企业积推进煤电灵活性改造工作，华能丹东电厂2×35万千瓦机组小技术出力达到20%，能源集团庄河电厂2×60万千瓦机组小技术出力达到30%，达到国际水平；自2016年开展工业领域电力需求侧管理以来，已累计节约电源投资3000万千瓦，转移夏、冬季高峰负荷400多万千瓦，减少企业用电成本1500多亿元。
能源电力国际合作是“”倡议的重要基础和支撑。我国与沿线在能源电力基础设施的投资和贸易呈上涨趋势，2013—2018年，我国主要电力企业参与“”国际合作累计完成投资107亿美元，签订电力工程承包合同622个，总金额1167亿美元；各电力企业不断推动建立技术、标准、设备、管理*“走出去”的国际产能合作模式；**能源互联网理念得到广泛认同，已纳入“”建设、“2030议程”和促进《巴黎协定》实施工作框架，为推动国际能源电力与经济社会环境协同发展提出解决方案；中巴经济走廊电力合作日益紧密，中国与东盟地区合作水平不断提升，中俄及中国与东北亚国际电力产能合作稳步推进。
电力体制改革稳步扎实推进。市场化交易规模比重大幅提高，2019年前10个月全国市场交易电量达2.2万亿千瓦时，同比增长30%；全国31个电力交易机构累计注册市场主体**过10万家；电力现货市场8个试点全部启动结算试运行；增量配电业务改革加快推进，目前已批复的试点项目中，四成以上项目已确立了业主，已投运试点项目**过60个；电价改革中，二监管周期输配电价成本监审工作已经启动，交叉补贴等电价机制问题已开始逐步清理。
b “十四五”电力发展有关问题的认识电力需求具有较大的增长空间。我国经济总体处于工业化中后期、城镇化推进期，决定了电力需求持续刚性增长。以电为中心转变能源生产和消费方式，是清洁能源发展的必然要求和清洁替代的必然结果，决定了我国电力需求还处在较长时间的增长期，具有较大的增长空间。影响“十四五”电力需求增速的主要因素有以下五方面：一是新旧动能转换，传统用电行业增速下降，高技术及装备制造业和现代服务业将成为用电增长的主要推动力量；二是新型城镇化建设，推动电力需求刚性增长，未来西部地区用电比重将有所提高，东中部地区仍是我国的用电负荷重心；三是能源转型发展，呈现明显的电气化趋势，电能替代潜力巨大；四是能源消费深入推进，产业结构升级和技术创新驱动等诸多因素，将在一定程度上抑制用电增长；五是在电力需求响应管理方面，可以实现负荷增速电量增速，带来巨大的经济社会效益。
采用产值单耗法、电力弹性系数法、人均用电量法等多种预测方法，对我国中长期电力需求进行分析预测，预计2025年我国全社会用电量达到9.2—9.5万亿千瓦时，“十四五”期间年均增速约为4.0%—4.5%。2035年全社会用电量为12万亿千瓦时左右，2020年—2035年年均增速约3%，逐步过渡为用电增长饱和阶段。
电源结构清洁低碳程度进一步提高。结合我国各区域经济社会发展、用电结构以及需求侧管理等因素，基于储能技术成熟期，预计2025年电源总装机达到27亿千瓦，非化石能源发电装机占比达到48%，非化石能源发电量占比达到37%。2035年，电源装机达到38亿千瓦，非化石能源发电量将全面化石能源。
新能源持续发展，消纳难题应引起重视。新能源技术进步加快，成本显著下降。过去五年风电开发利用成本下降了约30%，光伏组件价格约下降一半，预计资源优越省份快2020年可实现平价上网。未来，新能源呈现持续发展态势。预计2025年，风电、太阳能发电合计装机达到7亿千瓦，发电量占比将接近15%，部分省份将突破30%。
我国新能源发展的同时，曾出现弃风率高达17.2%、弃光率达13.0%的情况。近年来采取了一系列措施，弃电问题得到有效缓解。但新能源发电量占比高的省区，消纳难题仍然比较**，如2018年，甘肃、新疆新能源发电量占比仅为20%、15%，弃风率高达19%、23%，弃光率分别为10%、16%。未来新能源大规模的发展，消纳难题应引起高度重视。解决新能源消纳难题涉及电源、电网、用户、政策、技术等多个方面，需要多措并举，提高系统调节和消纳能力。近期，在电源侧可通过实施煤电灵活性改造，建设抽水蓄能电站、天然气调峰电站等各类灵活调节电源提高系统调节能力。在电网侧建设跨区输电通道，完善区域主网架及智能配电网建设，利用电网基础平台作用实施多能互补和冷、热、电联合智能调度，充分利用跨省区调节资源。在用户侧加强需求侧管理，实施峰谷分时电价，发展各类灵活性用电负荷和智能电器，实现移峰填谷。在市场机制方面，建立可再生能源目标引导制度，完善辅助服务补偿机制，启动绿色交易机制，采用发电权交易、省间市场交易等。长远看，将进一步强化大容量、高效率、低成本、命储能技术研发和推广应用，充分利用电动汽车充放电功能增强系统调节能力等措施。
促进核电安全高效发展，有效替代煤电装机。核电与新能源、煤电相比具有比较优势。经济性上，部分核电上网电价已当地脱硫煤电成员电价，也目前新能源及配置储能的成本；发电特性上，核电能量密度高，出力稳定，能够自承担基本负荷，有效替代煤电装机，有助于系统的稳定；环保方面，核电不排放二氧化碳等温室气体，不排放、氮氧化物等有害气体以及粉尘等污染物。根据目前核电建设情况，到2020年核电装机约0.53亿千瓦。为有效控制煤电装机，我们预计2025年、2030年核电装机需分别达到0.89亿千瓦、1.37亿千瓦，每年投运6—8台核电机组。
为核电安全高效发展和树立核电优势，建议一是要确立核电战略地位，保持核电建设节奏。按照“两个一**”发展目标，研究新时代核电发展战略规划，组织制定《2035年核电总体发展战略》，确定各阶段发展目标。持续加强创新，进一步提升自主化能力。二是要加大核电支持力度，完善相关配套政策。给予核电企业政策支持，推动核电专项建设基金、乏燃料处置征收后置。按照成本加合理利润的原则定价，**核电**上网，以基荷运行为主，提高利用效率。三是要培育优秀的核安全文化，建立健全核电标准体系。创新公众沟通模式，加强核电科普，提升全民核科学素养，消除公众核恐惧。加强核电标准化建设，整合国内优势资源，在对外推广、塑造上形成产业联盟，建立核电“国际团队”，进一步提升“走出去”能力。
统筹施策，促进西南水电高质量发展。我国川、滇、藏三省(区)水能资源为丰富，目前开发率不足38%，与发达相比，仍有较大开发空间。
近年来，水电行业发展面临生态环境保护压力大、安置难度高、经济负担和建设成本持续上升等诸多问题。为此，建议加强统一规划和统筹协调，实现水电在大范围内消纳；加强水电流域统筹规划建设，提高流域整体效益；强化管理，切实落实水电安置；完善水电税费政策，促进水电企业健康发展；加大金融政策支持力度，加快西南水电建设。预计到2025年，常规水电装机达到4亿千瓦，其中西南水电占全国新增容量的90%以上。

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