电力社会经济效益分析

第一篇：电力社会经济效益分析

电力经济运行形势及对策分析论文

电力作为一种技术性含量较高的基础能源是我国电力体制改革的重点之一，作为公共电力产品，电力经济的运行在市场需求方面变化较大：如电力需求量的变动，电力价格的变动，电力生产线的变动等相关因素的影响，都会对电力经济的运行产生较大的影响。如何发展电力经济运行是当下必然解决的问题，积极地采取合理的解决措施是关键。本文对现阶段我国的电力经济运行进行初步的探讨。近年来，随着我国社会经济的迅猛发展，工业生产及居民生活对电力的需求量也越来越大，因此电力所占有的市场比重也越来越大。就目前而言，虽然现今电力的经济运行情况整体呈现良好态势，但其中也存在一些问题，这些问题成为阻碍我国电力发展的重要因素，阻挡了我国整体经济前进的脚步。

现今，我国社会主义市场经济发展势头强劲，这对于电力的经济运行来说既是一次机遇，也是一项挑战。电力的发展应符合国情及群众的需求，与经济发展相统一，进而促进我国经济增长，成为推动社会进步的动力。

1电力经济运行现状

随着我国电力市场的不断发展，电力企业越来越注重电源技术的升级以及结构的调整，我国的核电建设已取得一定成就。经过几十年的发展，我国已建成装机总容量高达870万千瓦的秦山、田湾以及大亚湾三大核电基地。总体来说，我国电网经过几十年风雨发展，电网建设得到了飞速发展，电网的规模以及输变电容量也在不断增大。目前我国电力经济发展现状在总体上较为良好，主要体现在以下几个方面：

(1)我国电力发电量逐年增加，并保持上升趋势。当前，我国电网系统已经初步实现了全国联网，优化了电力资源的跨区配置，使我国区域电网之间的电量交换频率日益频繁，并产生了多种电量交换模式。实现了我国部分电网长期大功率跨区域、跨省送电，为电力紧缺区域或省市的供电提供了强有力的保障，在一定程度上缓解了一些省市电力供应紧张的局面。

(2)电力需求量持续增长。当前，我国的电力需求量较为旺盛，尤其是在改革开放后，我国经济的持续增长对电能的需求量十分庞大。

(3)电力企业的经济效益增长较为稳定。

2电力经济运行的弊端与不足

2.1电力系统精细化管理水平低下

在我国，电力系统管理工作必须要求精细。电力企业多为国有控股，竞争意识不够强烈，企业管理制度上缺少细化，责权分工不清，奖惩机制不活跃，加之风险防控体系建设覆盖面窄，因此不断提高电力系统精益化管理水平，加强风险防控，是未来经济发展的要点。

2.2电力经济信息化管理水平落后，人工智能技术需提高

电力经济发展离不开人，但庞大的电力系统生产运行及运营等过程更依赖于信息技术的不断提高。过去，电力经济发展主要依赖于人的力量，信息化、智能化的技术在电力系统管理中应用虽然越来越广泛，但是应用范围和应用水平需要不断提高。

电力经济信息化管理的落后性，制约了电力经济的发展。人工智能技术在应用中技术落后，信息反馈不及时，电力信息化平台建设缓慢等问题依然十分严峻。

2.3电力经济安全生产管理水平落后

电力经济的发展既要追求市场利润，同时电力作为一种能源，区别于普通商品，还必须要考虑到电力经济运行中的安全性。是否能够保障安全生产，预防事故隐患是制约企业健康长久发展的重要环节。电力经济在实际运行中，存在着安全管理不重视，安全事故常发，安全管理体系不健全等问题，这极大危害了用户的生命财产安全，也制约了电力行业发展。

3新形势电力企业管理目标

(1)根据国家电力管理规范要求，严格遵循电力行业的标准化管理。作为电力行业的监督者和管理者，电力企业应该严格遵守国家制定的行业标准和行业规范。始终根据国家标准执行。不擅自调整电力价格，不违规操作，不单纯追求经济利益而背离规范化要求，各项工作要符合规范化管理的内容和要求。

(2)根据国家电力管理规范要求，严格遵循电力行业的规范化、系统化管理。建设的电力系统既是电力行业的目标，也是我们国家经济发展的目标。作为电力经济宏观系统的管理者，国家要担负起自身责任，不断制定更加符合科学性和实践性的管理标准，针对各地不同情况，制定指导意见和方针，为电力经济的规范化管理保驾护航。

(3)提高电力系统精益化管理水平。管理者深刻影响着精益管理的质量成果，提高管理人员的专业性，完善电力经济系统内的组织架构，将管理成果与部门绩效考核结合起来，形成顺畅的工作流程，以此来规范具体管理工作中的环节，保证目标的实现。

(4)改进新形势电力经济运行的安全质量管理。电力系统运行中的安全事故和安全危害时有发生，既对人民群众和广大用户的生命财产安全造成危害，同时也制约了电力行业的发展。在新时期，电力行业应更加关注经济运行的安全性和运行的质量。

在电力系统内，要加强安全知识宣传教育，提高安全管理的意识。与此同时，制定企业内的安全管理规范和相关惩处措施，用制度化的管理约束员工行为。此外，安全质量管理要求电力经济运行要注重对环境的影响，坚持可持续发展道路，降低能源损耗，电网配置更加科学规范，降低安全事故的发生。

4结语

在经济发展的新时期，电力行业应明确自身经济发展的方向和道路，顺应发展潮流。制定符合自身发展的经营战略，从电力经济发展的标准化、精益化、安全化出发，脚踏实地，循序渐进。电力经济地平稳健康发展是经济发展的基础，也是人民安居乐业的基础。作为电力经济的参与者，我们应该不断提高自身素质，学习电力专业知识，为电力经济发展贡献一份力量。

第二篇：电力公司上半年经济活动分析报告

同志们：

现在，我向大会报告集团公司上半年经济活动情况。

一、公司系统在集团公司党组的正确领导下，真抓实干，克服困难，实现了“时间过半、任务过半”的目标

上半年集团公司经济运行主要呈现以下特征：

(一)电力生产和基建安全形势总体良好。

上半年，未发生电力生产、基建人身死亡事故和群伤事故，未发生特别重大事故，未发生责任性重大设备事故，未发生垮坝和水淹厂房事故，未发生重大火灾事故。发生发电生产人身重伤事故次，同比增加次;发生一般设备事故次，同比减少次;发生设备一类障碍次，原创同比减少次;发生非计划停运次，同比减少次。

(二)在电力供应紧张形势下，充分挖掘现有机组潜力，克服煤炭供需矛盾突出和南方来水偏枯等不利因素影响，发电量和售电量保持稳步增长。

上半年，集团公司发电量亿千瓦时，同比增长，完成全年计划的。其中：火电亿千瓦时，占总发电量的，同比增长;水电亿千瓦时，占总发电量的，同比增长。

从区域来看，华北地区的发电量占集团公司总发电量的，同比增长;东北地区占，同比增长;华东地区占，同比增长;华中地区占，同比降低;西北地区占，同比增长。

火电机组利用小时进一步提高。上半年火电设备平均利用小时达小时，同比增加小时。比全国火电设备平均利用小时高出小时。

水电来水呈现“北丰南枯”态势。福建、江西、湖南由于降水量少，来水相对偏枯，发电量均有所下降。福建减少亿千瓦时，同比降低;江西减少亿千瓦时，同比降低;湖南减少亿千瓦时，同比降低。西北地区的青海、甘肃、宁夏来水较好，发电量增加亿千瓦时，同比增长。

新投产机组对发电量增长贡献较大。新投产机组发电量亿千瓦时，占发电量增量的，为缓解电力供需矛盾和发电量稳步增长发挥了积极作用。

上半年，售电量增长速度高于发电量增长。集团公司售电量亿千瓦时，同比增长。其中：火电亿千瓦时，水电亿千瓦时。

(三)供电煤耗和综合厂用电率均有下降，节能降耗工作取得成效。

上半年，集团公司综合厂用电率，同比下降个百分点。其中：火电，同比下降个百分点;水电，同比下降个百分点。

上半年，集团公司供电煤耗克千瓦时，同比下降克千瓦时。

(四)销售收入增长幅度高于电量增长。售电量的增加和火电售电单价的提高推动了电力收入的增长。

上半年，集团公司实现销售收入亿元，同比增长，与预算执行进度基本同步。其中：电力销售收入亿元，占总销售收入的，同比增长;热力销售收入亿元，占总销售收入的，同比增长。

电力收入中，火电亿元，占电力收入的，同比增长;水电亿元，占电力收入的，同比增长。电力收入增加中，七成来自于电量增长，三成来自于电价提高。

上半年，平均售电价格元千千瓦时，同比提高元千千瓦时。其中：火电受厘钱调价和电价矛盾疏导作用影响，售电均价同比提高元千千瓦时。水电因价格相对较低的黄河上游电量比例升高，售电均价同比下降元千千瓦时。

上半年，全资、控股公司电力收入增长速度高于内部核算电厂收入增长。全资、控股公司电力收入同比增长，内部核算电厂电力收入同比增长。

(五)固定成本得到有效控制，但因电煤价格不断攀升，总成本未能控制在预算执行进度之内，成本增长远高于收入增长。

上半年，集团公司销售总成本亿元，为年度预算的，同比上升，高于收入增长个百分点。其中：电力产品销售成本亿元，占销售总成本的，同比上升;热力产品销售成本亿元，占销售总成本的，同比上升。

电力成本中，火电成本亿元，占电力成本的，同比上升;水电亿元，占电力成本的，同比上升。

从电力成本构成来看，燃料成本占电力成本，同比上升个百分点;水费及固定成本占电力成本比例相应下降。燃料成本预算执行进度，其他成本项目均控制在以内。

燃料成本增加是推动成本上升的最主要原因。上半年，电力燃料成本同比增加亿元，上升;其中：因煤炭价格大幅度上涨，增加燃料成本亿元。火电售电单位燃料成本同比上升元千千瓦时。电价政策性调整难以平衡煤价的上涨。

从单位看，内部核算电厂成本控制总体好于独立发电公司。上半年，内部核算电厂成本同比上升，全资、控股公司成本同比上升。

(六)在电力利润下降、热力增亏的情况下，由于财务费用大幅下降、营业外支出减少，保持了利润的基本稳定。

上半年，集团公司实现利润亿元，同比减少亿元，下降，其中：电力产品利润同比下降;热力亏损亿元，同比增亏。

从利润形成结构来看，财务费用大幅降低和营业外支出减少是保持上半年利润基本稳定的主要原因。

第三篇：全国电力供需与经济运行形势分析预测报告

(2011年第一季度)

总体情况

一季度，我国宏观经济保持平稳运行，全社会用电量增速明显回升，第二产业用电量增速逐月提高，仍然是带动全社会用电量同比增长的主要动力，第三产业和城乡居民生活用电稳定增长;化工、建材、有色冶炼行业月度用电量与上年最高水平基本相当，3月份钢铁冶炼行业用电量又创新高。发电量增速逐月回升，发电设备利用小时与上年同期基本持平。火电投资略有增长，清洁能源投资快速增长，占电源投资的比重持续提高;新增装机容量比上年同期略有减少，3月底装机规模

9.7亿千瓦左右;受电煤供应及运力紧张等因素影响，1月份全国供需矛盾比较突出，

2、3月份部分地区有电力供应缺口。市场煤价高位运行导致火电厂经营异常困难，中部和东北地区火电厂亏损严重，影响电力供需平衡。

后三个季度，全国电力消费需求将保持总体旺盛，全年用电量预计在4.7万亿千瓦时左右，增速比2010年有所回落;全年清洁能源发电继续加速，火电新增规模小于上年，预计新增发电装机容量8500万千瓦左右，小于年初预计，年底全国发电装机容量超过10.4亿千瓦，机组结构继续优化。综合各种因素分析，全国电力供需总体偏紧，部分地区持续偏紧，迎峰度夏期间电力供应缺口可能进一步扩大;全国发电设备利用小时与上年基本持平，火电设备利用小时同比有所上升。

一、一季度全国电力供需与经济运行形势分析

(一)电力消费情况

1、全社会用电量增速明显回升

一季度，全国全社会用电量10911亿千瓦时，同比增长12.7%，与上年四季度相比，出现比较明显的回升。分析原因，一是部分地区重点行业用电量回升明显，用电增长较快;二是部分干旱地区的农、林、牧、渔业用电同比增幅较高;三是华东、华中、南方等地区气温较常年偏低，取暖负荷增加。分月来看，2月份是春节所在月份用电量首次超过3000亿千瓦时，3月份用电规模基本与迎峰度冬期间的1月份相同，接近2010年

七、八月份水平。

2、第三产业和城乡居民生活用电量增速高于第二产业

一季度，全国第一产业用电量195亿千瓦时，同比增长3.16%，处于低速稳定增长状态。第二产业用电量8025亿千瓦时，同比增长12.31%，增速逐月提高，3月份用电量增速已经高于全社会用电量增速。第三产业和城乡居民生活用电量分别为1236亿千瓦时和1456亿千瓦时，同比分别增长15.51%和14.08%，用电量占全社会用电量的比重也相应分别提高到11.3%、13.3%，这是冬季取暖负荷增加较快的因素拉动的;受季节性因素影响，3月份城乡居民生活用电量增速有所放缓。

3、3月份日均制造业用电量达到2010年夏季时水平

一季度，全国工业用电量7896亿千瓦时，同比增长12.14%，略低于全社会用电量增速，占全社会用电量比重为72.4%，与上年同期基本持平;其中，轻、重工业用电量同比分别增长11.4%和12.3%，占全社会用电量的比重分别为11.7%、60.6%，分别比上年同期提高0.2个百分点和降低0.47个百分点。一季度，全国制造业用电量5850亿千瓦时，同比增长12.6%，其中，1月份日均制造业用电量达到69亿千瓦时/天，创历史新高，3月份64.3亿千瓦时/天，回落到2010年夏季时水平，但其用电量规模仍处历史较高水平，占全社会用电量比重与上年同期基本持平。

4、四大行业月度用电量占全社会用电量的比重比上年同期略有下降

一季度，化工、建材、钢铁冶炼、有色金属冶炼四大重点行业用电量合计3512亿千瓦时，仅少

于历史最高水平的2010年二季度，总体保持较大的规模，同比增长11.1%;对全社会用电量增长的贡献率为28.5%，比上年同期降低13.9个百分点;用电量占全社会用电量的比重为32.2%，比上年同期降低0.4个百分点。分行业看，化工、建材、有色金属冶炼行业的月度用电量基本与上年月度最高用电水平相当;与其生产形势相一致，钢铁冶炼行业用电继续旺盛，月度用电量连创新高，

1、3月份用电量分别为444亿千瓦时和447亿千瓦时，同比分别增长11.5%和19.0%，用电量规模均远高于上年各月。

5、各省(区、市)用电量保持较快增长

一季度，全国各省(区、市)用电量均实现正增长，其中全社会用电量同比增速高的有新疆(33.5%)、江西(24.0%)、福建(21.6%)，这些省份都是内需经济增长相对较快的省份;增速较低的有北京(0.6%)、黑龙江(5.6%)、河南(5.8%)、天津(8.1%)、广东(8.1%)、上海(9.0%)，其中，河南主要是由于该省用电量比重较高的有色金属冶炼行业用电量上年同期基数很高，广东主要是轻工业和第三产业用电增长较慢，部分轻工业行业用电甚至出现同比负增长。

(二)电力供应情况

1、基建新增装机规模同比减少

一季度，全国基建新增发电生产能力1379万千瓦，比上年同期少投产234万千瓦，主要是3月份投产规模较小。其中，火电新增1001万千瓦，比上年同期少投产268万千瓦;新增并网风电250万千瓦;新增太阳能光伏发电5万千瓦。各区域中，华北区域新增装机容量较多，占全国新增装机容量的36.30%;华东区域新增供应能力较少，占全国的比重下降至4.27%，华东区域在需求旺盛情况下，加剧了该区域发电生产能力短缺的情况。

截至2011年3月底，全国6000千瓦及以上发电设备容量94283万千瓦，比上年同期净增9304万千瓦;月底全口径发电设备容量9.7亿千瓦左右。其中， 6000千瓦及以上水电设备容量1.84亿千瓦，火电7.13亿千瓦，核电1082万千瓦，并网风电3394万千瓦。

2、季度发电量增速环比提高

一季度，全国规模以上电厂发电量10651亿千瓦时，同比增长13.4%，增速比2010年四季度提高7.6个百分点，其中3月份发电量为3830亿千瓦时，是除2010年8月份外最多的一个月。分类型看，一季度，全国大部分流域来水基本正常，规模以上水电厂发电量1136亿千瓦时，同比增长32.9%，增速较高的直接原因就是上年同期西南干旱导致基数较低;火电发电量9007亿千瓦时，同比增长10.6%，占全部发电量的比重比上年同期降低1.63个百分点;新投机组翘尾因素导致核电发电量较快增长;风电规模扩大导致风电发电量增速高位有所放缓。

3、发电设备利用小时与上年同期基本持平

一季度，全国发电设备累计平均利用小时1135小时，比上年同期提高11小时，略低于2008年同期水平。其中，水电583小时，比上年同期提高89小时，处于往年的正常水平，水电大省中的广西、青海、四川、云南、湖北、贵州水电设备平均利用小时超过600小时;火电设备利用小时1292小时，与上年同期基本持平，其中，青海、宁夏、四川、重庆等需求比较旺盛的省份火电设备利用小时超过1500小时，吉林的火电设备利用小时低于1100小时，主要是近两年新增机组集中投产。

4、部分地区电煤供应紧张

一季度，全国电厂电煤库存总体处于正常水平，但是受电煤价格、运力、产量等综合因素影响，电煤库存天数在下降，局部地区、局部时段电煤供需比较紧张;1月上、中旬矛盾比较突出，部分省份缺煤停机，制约了电力供应能力的发挥。截至3月底，全国重点企业电厂存煤5071万吨，可用13天。4月份是传统的电煤需求淡季，今年4月份出现电煤需求淡季不淡的情况，市场煤炭价格开始上升、日消耗量保持高位，截至4月中旬，全国重点电厂电煤库存5311万吨，可用14天，仅比3月末提高一天。

(三)跨区送电同比恢复快速增长，跨省输出电量保持稳定增长

一季度，世界首个±660千伏电压等级的直流输电工程即宁东—山东直流输电工程双极建成投

运，额定输送容量400万千瓦，极大缓解了今年山东的用电紧张状况，有效促进能源资源大范围优化配置。

一季度，全国跨区送电完成309亿千瓦时，同比增长17.1%，保持较高增长，其中，3月份完成跨区送电量121亿千瓦时，同比增长21.3%，主要是由于上年投产的跨区送电项目(如四川向家坝—上海、西北—四川德阳直流、宁东—山东直流等)在3月份开始发挥跨区送电同比增加作用。三峡电厂累计送出电量132亿千瓦时，同比增长26.0%。

一季度，南方电网“西电东送”完成送电量188亿千瓦时，同比增长12.2%;其中，送广东和广西分别完成162亿千瓦时和26亿千瓦时，同比分别增长3.8%和129.6%，主要是受上年同期西南干旱基数较低影响。京津唐电网输入电量93亿千瓦时，同比增长3.9%;输出电量58亿千瓦时，同比增长66.3%;其中，京津唐电网送山东55亿千瓦时，同比增长67.1%，对缓解山东电网电力紧张作用突出。

(四)清洁能源发电完成投资较快增长，电网投资延续下降趋势

一季度，全国电力工程建设完成投资1021亿元，同比增长11.7%。其中，电源和电网工程建设分别完成投资612亿元和409亿元，同比分别增长27.6%和下降5.9%，电网投资延续了上年的下降趋势，其投资额占电力投资比重下降到40%。电源工程投资中，水电、核电、风电合计投资额比重上升到65.1%，比上年同期提高6.1个百分点，火电投资比重持续下降。

(五)火电企业利润大幅下降，电力行业盈利能力明显偏低

受市场电煤价格持续高位影响，火电企业利润从上年同期的46亿元大幅下降到4亿元，销售利润率接近于零，中部六省、东北三省以及山东省火电继续全部亏损，亏损面继续明显上升，企业经营压力加大、供应保障能力降低。1-2月份，虽然电力行业整体实现利润总额181亿元，但是行业盈利能力明显偏低，1-2月份行业销售利润率仅为2.8%，远低于全国规模以上工业企业销售利润率6.0%的平均水平;与其他行业相比，电力行业利润总额仅为煤炭、石油天然气开采行业的1/3左右，销售利润率仅为煤炭行业的1/5左右、石油天然气开采行业的1/8左右;电力行业亏损企业亏损额明显高于其他各行业，是煤炭、石油天然气开采行业的6倍。

二、2011年全国电力供需形势预测

2011年，我国经济将继续保持平稳较快增长，电力需求继续增加，预计2011年全国全社会用电量达到4.7万亿千瓦时左右，同比增长12%左右，较2010年有所回落。分季节看，受投资信贷增速下降、产业结构调整、节能减排、电力供应有效能力相对不足以及上年同期基数影响，除第四季度增速可能超过全年预计水平外，

二、三季度用电增速将保持在略低于或与全年增速基本持平的水平上。加强需求侧管理和及时疏导电价矛盾是平衡电力供需关系的有效途径。

新能源发电、跨区电网建设及农村电网改造将进一步带动电力投资，预计全年电力工程建设投资完成额7500亿元左右，其中，电源、电网工程建设分别完成投资4000亿元、3500亿元左右;但是，电价政策、项目核准速度以及货币、信贷政策等都将在一定程度上影响全年电力投资的进程、规模和结构。

受前期投资结构不断调整影响，火电投产规模将小于预期，全国基建新增装机调低到8500万千瓦左右，考虑基建新增和“关小”因素后，2011年底，全国全口径发电装机容量将超过10.4亿千瓦。后三个季度，局部地区电煤供需持续偏紧，大部分地区、部分时段将出现电煤供需相对紧张的情况;煤价总体仍将维持高位运行，受国际煤价、海运费上涨以及对全年煤炭产量增长有限预期的影响，煤价进一步上涨的风险很大，将对电力生产供应和企业效益产生较大影响。

后三个季度，受新增装机区域分布不平衡、电源电网建设不协调、火电新增规模下降以及电煤供应矛盾等结构性因素的影响，全国电力供需形势总体偏紧。表现在部分地区持续偏紧，局部地区存在时段性电力紧张局面，特别是迎峰度夏期间电力供应缺口可能进一步扩大，预计缺口在3000万

千瓦左右，考虑气候、来水、电煤供应等不确定因素的叠加作用，缺口还可能进一步扩大;迎峰度冬期间全国电力供需形势总体偏紧。总体来看，全国电力供需形势将比“十一五”后期紧张，局部地区的电力供需紧张情况将比上年在时间上更早、涉及的范围更广、缺口有所加大。其中，华北、华东、南方区域电力供需总体偏紧;华中区域电力供需总体平衡、冬季时段性紧张;东北、西北区域电力供应能力总体富余。

预计全年发电设备利用小时将在4650小时左右，与2010年基本持平;火电设备利用小时在5200小时左右，比上年提高150小时。

三、需要关注的几个问题

(一)加大电煤等电力生产要素的协调，做好迎峰度夏期间供应保障工作

根据目前电力工业总体供应能力平衡，夏季供需形势将呈现缺口出现更早、范围有所扩大、强度有所增强的新特点，各部门、各相关行业和企业要通力合作，积极采取有效措施积极应对。其中一项重要措施就是提前筹划电厂迎峰度夏期间电煤等一次能源的持续稳定供应。为此，我们建议：一是切实落实国家发改委关于稳定电煤价格的通知精神，保持合同煤价稳定和兑现率，同时通过综合措施防止市场煤炭价格的较快上扬，增加电煤有效供给量，各地政府和企业要积极采取有效措施帮助电厂提高储煤的能力和积极性，提高电厂存煤天数;二是要加大电煤供应协调力度，高度关注电煤产运销情况，进一步增加重点电煤供应量，保障重点地区、重点电厂在迎峰度夏期间的电煤供应;三是增加国内煤炭产量，发挥国务院批准的国家煤炭应急储备点的作用，在国家和各省分级分层建立电煤应急储备基地，应对用煤高峰期部分电厂可能出现的缺煤停机情况，同时也可以平抑电煤价格波动;四是加大天然气储存和调剂力度，组织好东部地区天然气发电气源，实现燃气机组的顶峰发电，缓解电力供需矛盾;五是加快对东部地区未核准的存量发电机组核准进程，充分发挥其生产能力，提高生产效益和社会效益。

(二)积极应对“十二五”期间可能出现的电力供需偏紧势头

根据对一季度和“十二五”期间供需形势的整体研究分析，电力装机结构、地区布局与“十一五”时期比将发生较大变化。目前电源在建规模严重不足，加上火电建设积极性降低，将造成今后几年火电投产规模不合理地快速下降，不能满足电力需求增长，预计在“十二五”期间特别是“十二五”中期电力供需矛盾将更加突出。

为此，既要满足经济社会发展的有效电力需求，又要实现国家非化石能源占一次能源消费15%左右的能源结构目标，必须采取综合措施：一是尽快核准开工较大规模的电源项目，以确保合理的在建和投产规模;特别是尽快开工建设一批大中型水电项目，在确保安全的前提下高效发展核电，积极推进新能源发电发展。二是要尊重电力安全稳定供应的装机结构客观规律，为满足电力系统连续稳定供应的备用以及调节缓和新能源发电季节性、间歇性矛盾的要求，开工建设一定规模火电项目，主要是煤炭基地清洁高效燃煤电厂和天然气电厂，加快远距离交直流特高压跨区线路建设，解决“十二五”中期可能出现的大范围缺电难题。三是加快转变经济发展方式，促进经济结构优化;适度上调电价，特别是进一步提升高耗能产业电价差价，采用市场手段加快促进经济结构优化调整;加快制定全社会各行业能效标准，提高行业门槛，加强能效审计;通过政策扶持，促进节能减排以及循环利用技术的推广应用;适度限制高耗能产品出口。四是以史为鉴，超前做好相关应对措施，防止在缺电时期大规模出现小柴油机发电现象，导致能耗上升、环保环境下降。

(三)加快电网建设，加快电价改革步伐

经过多年的发展，我国电源电网发展都已经取得很大的成就，电源、电网规模分别跃居世界第二和第一位，从总量上看已经基本可以满足国民经济发展的需要。但是我国能源资源分布与需求存在逆向分布以及结构性矛盾突出，目前电网规模和结构不能适应新增装机逐步向中西部转移的远距离送电的需要。另外，目前的跨区送电也不能完全适应迎峰度夏期间的各省区电力互济需要。

因此，必须加快电网建设，一是要充分利用好现有跨省跨区电网，扩大跨省跨区电量的相互支援与调配，最大限度地利用各区域电力结构和季节性差异化特点，错峰缓解各省电力紧张局面;二是进一步完善各区域500千伏和750千伏主干网架，进一步扩大区域平衡能力;三是要充分肯定“西电东送”战略对大范围资源优化配置的重要贡献，面临全国资源优化配置的新格局，要加快推进特高压电网建设，根本解决全国资源优化配置和电力电量平衡的问题，要依托信息、控制和储能等先进技术，推进智能电网建设，适应分布式电源接入和用户多样化的需求，实现电网资源配置能力更强、范围更广、经济运行效率更高、安全水平更高、科技水平和智能化水平全面提升。

要按照国家“十二五”规划纲要明确的“要建立健全能够反映市场供求关系、资源稀缺程度和环境损害成本的资源性产品价格形成机制”的精神，推进电价改革，尽快完善一次能源价格、上网电价、销售电价之间的联动机制，引导电力资源的合理配置和高效利用;特别是要提高电力企业持续发展能力，满足“十二五”期间电力发展对资金的需求。

(四)加大运行监测和协调力度，做好平衡调剂工作

近两年，电力经济运行波动较为频繁，给做好电力供需平衡工作造成很大的困难。目前，各种电力供应的外部环境仍然极为复杂，在经济和电力运行仍有很多不确定性条件，要加大电力经济运行监测和协调力度，做好电力供需平衡工作意义重大。

建议加大电力经济运行形势分析调查研究工作，密切跟踪需求市场形势变化，把握趋势性、苗头性问题，提前加以解决，保持平稳有序运行;要高度重视气温对电力供需平衡的影响，做好迎峰度夏期间电力供需平衡。要进一步加强需求侧管理工作，利用价格杠杆合理抑制不合理需求和高峰负荷需求，共度用电高峰难关。建议更充分发挥大电网作用，加强政府、电力企业间的沟通协调，深入利用高峰时段差异，增加省间、区域间高峰电力保障能力。

第四篇：威县电力局关于井井通电工程效益分析的报告

威县电力局

关于“井井通电”工程的效益分析

威县 ，一个农业大县，是河北南部的主产棉区。由于部分村经济条件较差，长期以来因缺少资金造成有井不能通电问题，一定程度的影响了电力市场的开拓。去年，省电力公司明确提出的“井井通电”、“户户持卡”的农电发展规划以及给予的扶助政策，为我县农业生产用电提供了新的发展机遇。为此，我局从06年下半年开始，大力实施了 “井井通电”工程，并取得了显著的经济和社会效益。

一、“井井通电”工程概况

我县实施的“井井通电”工程，共投资1896万元，涉及7个乡镇50余个自然村1195眼机井。“井井通电”工程每个台区按6-8眼浅井配备1台50-80变压器，每台变压器排灌面积约400亩，全县需要新增178台农排配变11570kva，新建10kv线路46.74公里，0.4kv线路161.75公里。

二、井井通电工程组织与及实施程序

1、组织实施

在“井井通电”工程的启动初期，我局积极向县政府上报了实施方案，并得到了政府的有力支持，列入了县2007年的“十大民心工程”。把此项工程变成了由政府协调、电力部门和受益群众共同出资的一项惠民工程。该工程以“节

1 约投资、合理布局、方便群众、技术适当超前”为原则，制定出了全部的工程方案。为确保“井井通电”工程顺利进行，还成立了由相关技术人员组成的“井井通电”工程领导小组。

在实施中，生产技术、农电分别负责10kv、0.4kv“井井通电”现场勘查、设计、概(预)算的制定;材料科具体负责材料的招标、购置、出入库;用电和计量负责磁卡表的选型、运行管理、监督各所的售电收费以及对磁卡表进行抽检和现场检验;电建公司负责安装施工，供电所具体负责磁卡表的数据录入和售电收费。

2、实施程序

首先，由职能科室拿出设计方案、表计选型、无功就地平衡、二级漏电保护器等所需材料预算要求，材料科按照局招投标管理办法组织招投标小组人员进行公开招标，并明确规定入围厂家必须是省公司入围备案的厂家。在磁卡表的选型上，结合对安国、巨鹿等县局的磁卡表运行使用情况的考察结果和招标小组人员对现场各厂家的技术讲解等方面综合考虑后，进行打分的方式最后确定磁卡表中标厂家。该表采用一卡多表和一表多卡两种售电方式，系统数据库为网络式数据库，保密性强、安全可靠，存储方便，售电软件操作简便、功能齐全等特点。根据我局“井井通电”工程运行情况，制定了一整套严密的预付费磁卡表管理办法和考核办法。

2 工程建设自始至终遵循精心组织施工，认真贯彻“六制”，加强“五项”管理，积极克服施工困难，抓质量、保工期，力争今年10月底全部完工。

三、效益分析

自去年十月份开始，截止目前我局已完成830余眼井的通电任务，占总任务量的70%，效益明显，受到了群众的广泛赞誉。

1、经济效益方面

(一)、开拓了农村电力市场，增加了售电量。从今年春灌的运行情况来看，仅4月份农业电量增加了约240万千瓦时。按此计算，1195眼井全部完成后，全年预计可增加农业用电量1792万千瓦时，仅农村低压电网维护费的年收入就达304万元。“井井通电”工程完成后，按每眼井年用电量约2万千瓦时计算，每年可产生直接经济效益140余万元。

(二)、农排“井井通电”井眼相联全部采用三相四线252地埋电缆，通过该工程的实施，既防止了窃电的发生，又解决了原来低压架空线路每年需要大量的人力物力在农排闲置季节把低压线路全部拆迁的问题。

(三)、实现了无功就地平衡，提高了功率因数，降低了低压线损。实施无功就地补偿后，不仅提高了0.4kv线路功率因数，同时提高了电压质量，增加了水泵电机的出力，减少了因电压过低造成烧坏现象。同时，也降低了低压线损，

3 从4月份的抄表情况统计，平均低压线损率为4.8%。

(四)、农民浇地的电费支出有了大幅度降低，减轻了农民负担。

据统计，农民用柴油机浇地，每亩年投入36元，改用电灌后，每亩年投入24元，每亩可减少开支12元。我县“井井通电”工程的七万亩耕地年减少开支84万元，加之无法准确计算的柴油机、发电机等维修费用，农民的受益效果将更加可观。

2、社会效益方面

(一)、安全用电得到了有力保障。由于采取了低压地埋电缆直接安装到了井台，既杜绝了农村浇地用电使用地爬线问题又降低了管理人员劳动强度且使维护费用显著降低。另一方面，变压器接线柜和磁卡售电箱内都安装了漏电保护器，形成了二级漏电保护，实现了井井安全用电，杜绝了人身触电伤亡事故的发生。

(二)、杜绝了搭车收费现象。

实施“井井通电”工程以来，农民浇地用电时，直接到供电所进行买卡购电，由供电所人员直接进行磁卡售电收费，开据农排电费收费单据，实现了省公司提出的“村村通电、户户持卡”的目标。取消了中间环节，杜绝了电费搭车收费现象，真正达到了“三公开、四到户、五统一”的要求，受到老百姓的赞誉。

(三)、提高了品牌形象。

通过“井井通电”工程，与群众建立了连心桥，在井台磁卡表安装处喷刷了国网公司电力标识和非常警目标语“以电相连、用心沟通”，促进了电力行风建设，提高了服务水平，塑造了良好的电力企业形象，实现了电力企业品牌效应。

总之，井井通电”工程是一项对电力企业有利、对农民有益的“双赢”项目，是一项实实在在的民心工程、德政工程。

二00七年四月二十四日

第五篇：社会经济效益分析

经过近百万台车辆实际应用“原子自组装纳米球固体润滑剂”产品表明，在根据不同的车型、车况、路况和驾驶水平，全部达到或超过各项预期指标，平均节油率可达20%。汽车动力感明显增强，在同样车速状态下，踩下油门的角度有所减小。

按93#汽油目前市场售价7.44元/L来分析：

一般私家车辆每年行驶约3万公里左右，需耗油超过3000L，按节油10%计算，可节省汽油费用2232元左右;如果按节油20%计算，可节省费用4464元左右。一般营运车辆每年行驶约9万公里左右，需耗油超过13500L，使用“原子自组装纳米球固体润滑剂”后，按节油10%计算，可节省汽油费用10044元左右;按节油20%计算，可节省汽油费用20088左右。其它诸如船舶、工程车辆等每年耗油量超过60000L，使用“原子自组装纳米球固体润滑剂”每年可节省油费用44640—89280元以上。这还不包括养护发动机及燃油系统，延长发动机使用寿命，节约车辆保养支出费用等。

上述为理想情况下的计算，车辆车况的不同，排气量不同，车辆品牌的不同，驾驶员驾驶水平的不同以及车辆行驶区间的不同，都会影响到车辆的节能情况，上述数据仅供参考。 据统计，汽车发动机每燃烧1千克汽油，排放一氧化碳175克，碳氢化合物7克，氮氧化物17.5克，一年按节约燃油200升计算，则一辆车一年可减排一氧化碳26.923千克，碳氢化合物1.077千克，氮氧化物2.692千克。经济效益，环境效益双丰收。