台胞捐赠族谱入藏福建万祥图书馆 盼促进心灵契合

但这样一来，造成的结果就是，电力供应是否充足取决于企业能否得到足够的利润，而不是社会需求。

未来，智慧发电有望帮助传统火力发电机组在新常态下顺应新的变化，继续保障实现高效环保的发电。这些技术与GE智慧发电解决方案相结合，将可以帮助燃煤电厂平均提效4%，GE煤电创新中心中国区总经理高进表示，在电厂的生命周期之内，每一个百分点的能效提升都意味着将二氧化碳的排放减少约两个百分点，同时也意味着运营成本的节约。

相当于可以为一个百万千瓦级电厂每年减少35,000吨煤炭消耗。另一方面，电厂第6台改造机组的发电量将增加2万千瓦。从改造诊断到分配需求，再到优化方案，GE可以根据不同电厂的具体需求因地制宜，提供定制化的解决方案，为客户带来长期价值。机组使用寿命和维修间隔也将延长。智慧发电可以通过先进的控制手段提升机组设备的运营效能，降低设备的燃料成本，满足安全性、可靠性和环保节能方面的要求，提升电厂盈利能力。

全面提升发电设备本土设计、制造和服务能力是GE在华全面本土化战略的重要一环，体现了GE与客户同舟共济，共谱未来的决心。峰会吸引来自全国各地的两百余位合作伙伴、客户、蒸汽发电领域专家齐聚一堂，就如何在煤电优化升级的形势下打造清洁煤电解决方案，支持中国煤电行业向高效、清洁、创新和数字化转型进行了广泛深入的探讨。第二季度用电量增速也为2.1%，仍处于低位。

华北地区用电量同比增长8.4%，增速同比提高6.7个百分点。从地区的情况来看，高耗能行业集中的西北地区，用电量增长12.5%，增速提高12.4个百分点。综合来看，若剔除2016闰年因素以及夏季高温影响后，近5个季度用电量增速分别为2.1%、2.1%、4.2%、6.5%、8.1%，呈现逐季回升的趋势，反映了我国宏观经济运行总体呈稳中向好的基本态势。第三季度，经济运行稳中向好，加之气温偏高，用电量增速大幅上升至7.8%，若剔除气温因素后，当季用电量增速为4.2%。

2016年我国用电量增速呈前低后高的态势，预计2017年用电量增速将呈前高后低的态势。第四季度，用电量保持较快增长，增速为6.5%。

今年一季度，我国全社会固定资产投资、出口增速明显回升，带动了工业生产的恢复，规模以上工业增加值增速同比提高了1个百分点，工业企业利润明显改善，企业开工意愿也有所增强。其中，黑色金属、有色金属、建材行业用电量同比分别增长12.8%、16.0%和4.1%，增速同比分别回升约27、22和9个百分点。第三产业和居民生活用电量增速分别为7.8%、2.8%，同比分别下降3.2和8.0个百分点，主要是由于一季度气候偏暖，采暖负荷没有充分释放,国家气象局信息显示，2016年12月到2017年2月，全国平均气温较常年同期偏高1.9摄氏度，为1961年以来最暖的冬季。全社会用电量增长逐季加快，反映宏观经济稳中向好一季度，我国全社会用电量为1.45万亿千瓦时，同比增长6.9%，增速同比上升3.7个百分点，延续了自2016年下半年以来的较快增长态势。

受此影响，一季度，工业用电量达到0.98万亿千瓦时，同比增长7.7%，增速同比上升7.5个百分点，对全社会用电量增长的贡献率也从上年同期的4%上升至75%，拉动全社会用电量增长5.2%。高技术产业用电量保持快速增长，反映经济新动能发展势头良好一季度，制造业中，化学纤维制造业、石油加工/炼焦及核燃料加工业、医药制造业、通用及专用设备制造业、交通运输/电气/电子设备制造业用电量增速均在8%以上。总体而言，今年一季度我国用电增长实现了良好开局，工业用电恢复性增长是拉动全社会用电量增速回升的主要动力。电力与经济密切相关，用电量通常被作为反映经济运行的晴雨表。

在第二产业用电量中，绝大部分是工业用电量，其占比达到98%。钢铁、电解铝、水泥等行业用电量增速大幅反弹，反映传统行业有所复苏一季度，粗钢、电解铝、烧碱、平板玻璃产量增速分别为4.6%、10.9%、8.4%、5.1%，与上年同期相比均明显回升，受此影响，高耗能行业用电量增速大幅反弹。

服务业中，得益于大数据、云计算等推动，信息传输/计算机服务和软件业用电量增速达到13.3%，其中计算机服务和软件业用电量增速高达约29%。（作者单位：国网能源研究院经济与能源供需研究所）。

工业用电成为拉动全社会用电量增长的主要动力，反映工业经济总体向好从全社会用电量构成来看，一季度，第一产业用电量保持快速增长，增速达到10.1%,同比上升2.3个百分点，主要是由于国家实施新一轮农网改造升级工程，不断释放农业用电潜力。近日，国家能源局发布了一季度的发用电数据，其中全社会用电量增速为6.9%，创2012年以来近六年同期增速新高，反映了我国经济稳中向好、稳中有升的良好开局。中电联统计数据显示，一季度，黑色金属、有色金属、化工、建材四大高耗能行业合计用电量同比增长9.4%，增速同比上升15.2个百分点此前记者到江苏采访时，国家能源局江苏能源监管办市场监管处处长季刚勇向记者表示：在江苏，电力直接交易电价是稳步有序下降的。记者从该省公布的名单中看到，参与电力直接交易的发电企业均为煤电企业，在关中陕南地区，单位电价为0.3431元/千瓦时，榆林地区电价为0.3182元/千瓦时。江苏电价降了0.025~0.03元，还是比较稳妥的。

计划电量的逐年缩减对于煤电行业是喜是忧?煤电将如何应对未来的市场竞争?记者就此采访业内专家，探讨在市场竞争环境下的煤电发展前景。在今年火电发电小时数没有明显好转的情况下，去年煤炭价格又上涨了很多，这样对于煤电企业就会比较难。

2018年以后计划发电量比例，配合用电量放开进展逐年减小。《通知》进一步明确，对于2015年电改文件颁布实施后核准的煤电机组，原则上不再安排发电计划，不再执行政府定价，投产后一律纳入市场化交易和由市场形成价格，但签约交易电量亦不应超过当地年度燃煤机组发电小时数最高上限。

江苏省售电侧改革试点方案日前获得批复。近日，陕西省公布了今年第一季度集中竞价模式电力直接交易成交结果，其中，关中陕南地区成交用户182家，发电企业13家，出清价格343.1元/兆瓦时;榆林地区成交用户38家，发电企业5家，出清价格318.2元/兆瓦时。

在煤电上网电价有一定收益的情况下，拿出一部分电量来进行市场化交易是可行的，而且有利于电改进程的推进。在广西，2016年直接交易电量已经不低于全区用电量的20%，今年以后将根据市场发育程度，逐步放开工商业用电计划。有专家也提醒，在煤电年发电利用小时偏低的情况下，开展仅煤电企业参与的电力直接交易，要避免进一步挤压煤电利润空间，造成不公平竞争。相对于该省煤电0.3796元/千瓦时的上网电价，分别便宜了0.03元和0.06元。

根据《通知》要求，今年在优先支持已实行市场交易电量的基础上，其他煤电机组安排计划电量不高于上年火电计划小时的80%，属于节能环保机组及自行签订发购电协议(合同)超出上年火电计划利用小时数50%的企业，比例可适当上调，但不超过85%。要解决这一问题，首先是煤电联动要做好。

计划电量是走上网电价，原则是返本付息，但是通过市场交易的电量就是走边际成本，电价只要高于煤炭成本就可以了。同时，我国火电发电量占总发电量的比重接近75%。

在市场交易中有价格优势，煤电进入市场化交易并不会导致发电量减少。煤电联动不敏感，导致火电行业因为煤价上涨过快，可能会出现亏损。

以今年煤电计划电量缩减20%计算，我国市场化交易电量占比或将接近30%。在这种情况下，拿出更多市场交易电量就会导致煤电企业亏损更多。煤电参与直接交易已经有了很多的经验积累，为未来交易规模的扩大奠定了基础。林伯强表示，现在的问题是，煤电上网电价与煤炭的联动并不充分，周期过长。

2017年市场交易电量占用电量比重将达30%数据显示，2016年，我国全社会用电量达到5.9万亿千瓦时，其中市场化交易电量已经突破1万亿千瓦时，占全社会用电量比重达到19%。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在接受记者采访时表示，煤电用电计划的放开，影响还是蛮大的，因为当前煤电发电小时数偏低。

林伯强表示，在煤电市场交易环境下，要建立透明的、敏感的煤电联动机制，才能理顺煤与电、计划电量与市场电量的关系，保证煤电市场交易机制有序进行。跟上网电价相比，市场交易电价会相对较低。

在内蒙古，蒙西地区2015年市场交易电量561亿千瓦时，占工业用电量60%。在未来计划电量比例逐年缩小的情况下，市场化交易的电量增长空间将进一步打开。