最新华东电网发展规划动态

国家发展改革委关于提高华东电网电价的通知文章属性•【制定机关】国家发展和改革委员会•【公布日期】2008.06.29•【文号】发改价格[2008]1680号•【施行日期】2008.07.01•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】失效•【主题分类】价格正文*注：本篇法规已被：国家发展和改革委员会决定废止、宣布失效、修改的规章和规范性文件目录（发布日期：2011年6月30日，实施日期：2011年6月30日）废止国家发展改革委关于提高华东电网电价的通知（发改价格［2008］1680号）上海、浙江、江苏、安徽、福建省（市）发展改革委、物价局、电力公司，华东电网公司：为缓解电力企业生产经营困难，保障电力供应，促进资源节约，根据《国家发展改革委关于提高电力价格有关问题的通知》（发改电〔2008〕207号）精神，决定适当提高华东电网电价水平。

现将有关事项通知如下：一、适当提高上网电价（一）为缓解煤价上涨的影响，适当提高发电企业上网电价。

华东电网有关省（市）电网统调燃煤机组（含热电联产机组）上网电价（含税，下同）提价标准每千瓦时分别为：上海市2.14分钱、浙江省2.12分钱、江苏省2.08分钱、安徽省1.2分钱、福建省2.33分钱。

同时适当提高部分电价偏低、亏损严重电厂的上网电价，有关电厂具体电价水平见附件一。

（二）三峡电站向华东有关省（市）送电价格每千瓦时分别调整为：上海市0.2686元、浙江省0.2862元、江苏省0.2424元、安徽省0.2287元；落地电价每千瓦时分别调整为：上海市0.3824元、浙江省0.4018元、江苏省0.3535元、安徽省0.3385元。

三峡电站输电价格及输电损耗率仍按发改价格[2003]1028号文件规定执行。

（三）提高符合国家核准（审批）规定的新投产机组标杆上网电价。

省级电网统一调度范围内，安装脱硫设施的新投产燃煤机组（含热电联产机组）上网电价每千瓦时分别调整为：上海市0.4368元、浙江省0.4407元、江苏省0.4108元、安徽省0.383元、福建省0.4023元。

碳中和目标下电力需求预测体系构建及华东区域电力需求发展
趋势研究
李灏恩;姜雨萌;戚宇辰;刘子秋;崔旻;夏凯;李昱蓉
【期刊名称】《电网与清洁能源》
【年(卷),期】2024(40)2
【摘要】碳达峰、碳中和将加速全社会各行各业,尤其是能源系统的转型,而电力行业作为能源枢纽,能源领域在双碳转型过程中将对电力需求带来不可忽视的影响。

该文立足于分析双碳目标对于能源电力的影响,挖掘双碳和电力需求的关联性,提出碳中和目标下分行业发展趋势分析思路,构建了一套适应于双碳目标下的电力电量预测方法体系;以华东区域作为典型案例,研究了华东区域碳达峰至碳中和过程中的电力需求发展趋势。

研究结果表明,所构建的分析思路和方案体系科学可行,预测结论合理。

【总页数】7页(P30-36)
【作者】李灏恩;姜雨萌;戚宇辰;刘子秋;崔旻;夏凯;李昱蓉
【作者单位】国网上海市电力有限公司经济技术研究院;华东电力设计院有限公司【正文语种】中文
【中图分类】TM715
【相关文献】
1.“碳达峰、碳中和”目标下电力数字化业务创新与生态构建研究
2.碳达峰碳中和愿景下中国能源需求预测与转型发展趋势
3.2060年碳中和目标下煤炭保障性需求
预测4.碳中和目标下中央企业推动港澳能源电力低碳转型的路径及策略研究5.碳中和目标下的新一代电力系统低碳转型分析及控制策略研究
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

我国特高压交流输电发展前景国外特高压交流输电发展概况及其适用范围自20世纪50年代开始电力系统采用380千伏、500千伏电压等级，60年代苏、美、加等国在330千伏电网中采用750千伏电压等级之后，由于电网输电容量的增大、输电走廊的布置日益困难、短路电流接近开关极限等原因，美、苏、日、意等国于60年代开始研究1000～1200千伏特高压交流输电技术，建设了试验室及1公里长的试验线路。

其后由于用电增长较规划慢得多等种因素，部分国家停止了试验工作，只有前苏联和日本根据电网规划建设了特高压交流输电工程。

前苏联为了优化利用煤炭资源，规划在哈萨克斯坦的埃基巴斯图兹煤矿建设数座容量为400～600万千瓦的发电厂，用1150千伏交流和±750千伏直流输电线路向俄罗斯的欧洲部分送电，同时在1150千伏交流线路中建设几个降压变电站向沿线城市供电。

1 981～1994年共建成1150千伏输电线路2364公里，其中埃基巴斯图兹一科克切塔夫一库斯坦奈线路长900公里，于1985年开始按1150千伏设计电压运行，前苏联解体后，输电容量大幅度减少，降压为500千伏运行。

日本东京电网在东京东北约300公里处的福岛建设了两座核电站及一座火电站，总容量为1230万千瓦，在西北方向约200公里处的柏崎刈羽建设了容量为821万千瓦的核电站向东京地区供电，因输电走廊布置困难，限制500千伏短路电流，提高输电技术及设备制造水平，经详细技术经济分析论证后决定采用1000千伏电压等级的特高压交流输电方式，建设(福岛)南磐城一新今市一西群马(长239公里)、柏崎刈羽一西群马(110公里)、西群马一东京东山黎(138公里)等三条1000千伏同杆并架双回路输电线路向东京电网送电，并与电厂投产初期己建成的多回500千伏线路并列运行。

由于部分核电机组投产进度推迟，先降压为500千伏运行，计划于2010年前后升压至1000千伏运行。

60年代意大利规划在南部建设大容量核电站向北部负荷中心地区供电，经研究后决定采用1000千伏电压等级，后因停止建设核电，改在负荷中心地区建设天然气电站，又因负荷增长速度较预测值低得多等原因，认为近期内没有必要建设特高压交流输电工程。

电网的电力企业战略规划与发展方向电力企业在电网行业中扮演着重要的角色，为人们的日常生活和工业生产提供稳定可靠的电力供应。

为了适应不断变化的市场环境和能源需求，电网的电力企业需要制定战略规划来引领其发展方向。

本文将讨论电网的电力企业战略规划与发展方向，以提供参考和启示。

一、产业发展趋势分析在制定战略规划之前，我们首先需要了解电力行业的产业发展趋势。

目前，随着可再生能源的快速发展和能源消费模式的变化，电力企业面临着新的挑战和机遇。

因此，电力企业的战略规划应该基于以下几个方面的分析：1. 可再生能源发展趋势：随着环保意识的提升和政府政策的支持，可再生能源的发展势头迅猛。

电力企业应积极参与可再生能源的开发和利用，以满足社会对清洁能源的需求。

2. 供需结构变化：随着工业生产的升级和新兴消费需求的增长，电力供需结构也在发生变化。

电力企业需要根据不同地区和行业的需求，调整供电结构，确保电力供应的可靠性和稳定性。

3. 智能电网技术发展：智能电网技术的应用正在推动电力行业的变革。

电力企业应积极探索智能电网技术的应用，提高电网的运行效率和安全性。

二、电网的电力企业战略规划基于对产业发展趋势的分析，电网的电力企业可以制定以下战略规划，以应对挑战并实现可持续发展：1. 发展清洁能源：电力企业应加大对清洁能源的投资和开发力度，包括太阳能、风能、水能等可再生能源。

通过发展清洁能源，电力企业可以降低对传统能源的依赖，减少环境污染，推动绿色低碳发展。

2. 突破技术瓶颈：电力企业应加强科技创新，突破技术瓶颈，提高电力生产和输送的效率。

例如，通过引进智能电网技术和大数据分析，优化电力系统的运行管理，提高供电可靠性和稳定性。

3. 建立合作伙伴关系：在面对变化多端的市场环境时，电力企业可以与其他行业的企业建立合作伙伴关系，共同开展能源创新和研发项目。

通过合作，电力企业可以在技术、市场拓展、资源共享等方面获得互补优势，实现共赢发展。

4. 提升服务质量：电力企业应积极改善服务质量和用户体验，提供更加便捷、高效的用电服务。

华东区域电力市场研究1. 引言华东地区是中国经济最发达的地区之一，其电力市场具有重要的地位。

本文旨在对华东区域电力市场进行深入研究，探讨其发展现状、问题与挑战，并提出相应的建议。

2. 华东区域电力市场概述2.1 区域范围华东地区包括上海、浙江、江苏、安徽和福建五个省市，总面积约为40万平方公里，总人口超过3亿。

2.2 电力供应情况华东区域电力供应以煤炭为主，同时也兼有核能、水电、风电和太阳能等清洁能源。

华东地区电力供应相对丰富，能够满足工业生产、商业用电和居民生活的需求。

2.3 电力消费情况华东地区电力消费主要集中在工业生产和城市居民用电方面。

随着经济的发展和人民生活水平的提高，电力需求不断增加，对电力市场提出了新的挑战。

3. 华东区域电力市场现状分析3.1 电力供需平衡华东区域电力供需平衡受到多方面因素的影响，如经济发展水平、季节性需求变化、能源结构等。

目前，华东地区的电力供应相对充足，但在某些季节或特定时间段，可能面临供应不足的情况。

3.2 市场体系华东区域电力市场由国有企业和民营企业共同组成，存在一定程度的竞争。

然而，由于市场准入门槛较高，竞争程度相对较低，需要进一步推进市场化改革。

此外，存在部分问题企业违规行为，影响电力市场的健康发展。

3.3 清洁能源利用华东地区在清洁能源利用方面取得了一定的成就，如风电和太阳能的开发利用。

然而，仍存在清洁能源利用比例较低、清洁能源技术成本高等问题，需要采取相应的政策措施推动清洁能源的发展。

4. 华东区域电力市场问题与挑战4.1 电力供应不均衡虽然华东地区电力供应相对充足，但在某些季节或特定时间段，供应不足的情况仍然存在，这给电力市场带来一定的压力。

4.2 市场竞争不充分由于市场准入门槛较高，导致市场竞争程度相对较低，制约了电力市场的发展。

需要进一步推进市场化改革，降低准入门槛，吸引更多的企业参与竞争。

4.3 清洁能源发展难度较大虽然华东地区在清洁能源利用方面取得了一定的成就，但清洁能源发展仍面临技术成本高、储能技术不完善等挑战，需要加大对清洁能源的研发和支持。

“十四五”电网发展规划中的关键问题思考1、十三五回顾发展总体情况1、电力需求超过规划预期，东中部出现供电紧张2018年，全国全社会用电量6.84万亿千瓦时，2016-2018年均增长6.8%，超过 3.6%-4.8%的规划预期。

华东、东北地区2018年全社会用电量已超过2020年规划预期。

“十三五”以来，东中部地区用电逐步趋紧。

2018年，受高温、极寒天气影响，多省区采取了有序用电措施。

2019年全国范围未出现持续高温天气，基本未采取大范围有序用电措施。

电力负荷尖峰化特征愈加显著。

各区域电网的日负荷特性均呈现“两峰两谷”特点，尖峰负荷持续时间较短，97%最大负荷持续时间普遍低于50小时（2天），95%最大负荷持续时间普遍低于150小时（不足1周）。

2、新能源装机爆发式增长，利用效率逐步提升“十三五”前三年全国新能源装机年均增速达到27.5%。

截至2018年底，全国新能源发电装机达到3.59亿千瓦（其中风电1.84亿千瓦、光伏1.74亿千瓦），新能源装机占比达到总装机的18.9%。

12个省区新能源装机已超过国家“十三五”规划目标。

新能源发电利用小时数同比上升。

2014-2016年受政策利好、装机爆发增长，利用小时数有所下降；近年来随新能源消纳措施逐步完善，利用小时数呈回升趋势。

2018年，全国风电利用小时数2095小时、同比增加175小时；太阳能发电利用小时数1148小时、同比增加35小时。

新能源利用效率逐步提高。

2018年，全国新能源弃电量332亿千瓦时，利用率94.2%，连续两年实现“双降”，但部分省区仍面临较大新能源消纳压力。

3、建成一批西电东送工程，能源资源配置能力进一步提高“十三五”规划建成跨区直流8项，目前已建成7项，新增换流容量13200万千瓦、线路长度12638公里，输电容量6600万千瓦，新增跨区输电通道累计输送电量约1900亿千瓦时。

预计到2020年，全国“西电东送”通道能力达到2.72亿千瓦，基本实现国家规划目标。

XX省电力公司开展战略及“十五〞开展总体方案一、公司开展战略〔一〕战略定位1、公司战略定位XX省电力公司是国家电力公司的子公司；是以电力生产销售为核心，多元化开展，为XX省及区域国民经济和社会可持续开展提供产品和效劳的电力企业；是XX省电力市场的系统运营者；是华东电网及区域电力市场的战略主体之一；是由电力核心产业向电力相关产业、电力延伸产业、高新技术产业等多元开展的战略实施主体。

XX电网是“西电东送〞的一个重要受电端，是上海可持续开展电力需求的一个战略通道。

2、公司本部战略定位本部是公司的战略决策中心、调度生产指挥和市场交易中心、资本运营中心、核心企业治理中心和精神文明建设指导中心。

〔二〕战略目标1、总体战略目标建成集团化、多元化、现代化、国际化，居于国内同行领先水平，庆身世界先进电力企业行列的现代电力公司〔即“四化一先〞的战略目标〕。

2、战略实施步骤具体分四年加以实施：第一步，2001年到达国电公司一流电力公司的标准，跨进国内同行先进行列；第二步，2003年初步形成集团化、多元化、现代化、国内同行领先的国际一流电力公司的全然框架，初步形成具有XX特色的企业文化和良好的企业风貌；到2005年，建成集团化、多元化、现代化并以较高水平进进国电公司系统国际一流电力企业行列的公司；第三步，到2021年，初步建成集团化、多元化、现代化、国际化的现代电力公司，在国电公司系统领先进进世界先进电力企业的行列；第四步，到2021年，建成国际上有一定知名度的电力公司，确立世界先进电力企业的地位。

〔三〕总体开展战略电为核心，多元开展；内强素养，外堡形象；国际对比，分区推进。

〔四〕核心产业开展战略优失开展电网，优质拓展效劳，优化开展电源，体制机制习惯市场化，枝术装备到达现代化，经营治理实行集约化，即“三优三化〞战略。

〔五〕多种产业开展战略1、产业开展战略：稳固提升支柱产业，加快拓展新兴产业。

2、资本运营战略：有效整合内部资产，积极扩张外部资本。

我国电网发展现状及趋势研究报告（一）电网发展情况1、电网发展历程建国以来，我国电力工业由小到大、由弱到强，保持了持续、健康的发展态势。

电网发展也取得了辉煌的成就，电压等级不断提高，电网规模不断扩大，电网技术不断升级。

从孤立电网逐步发展到省级电网，再发展到省间互联电网，进一步发展到大区电网，目前已经初步形成全国联网格局。

改革开放以来，我国电网进入快速发展时期，以电网电压等级、互联情况为标志，电网发展大致可分为三个重要阶段。

1978～1997年，省间联网迅速发展。

1978年，我国各省、市、自治区的220千伏地区电网建设已初具规模。

1981年，第一条500千伏线路平武线输变电工程投产，主要是为满足承受武钢大规模冲击负荷，需要电网拥有300万千瓦以上容量的要求，加强鄂豫两省联网，扩大电网容量。

自此，我国500千伏输电线路的发展及500千伏省间联网正式拉开了序幕。

此后，我国电网建设以省级电网和跨省电网建设为重点，逐步形成东北、华北、华中、华东、西北、南电联等六大跨省区域电网，部分省网独立运行（福建、山东、川渝、海南、新疆、西藏电网）。

1997年开始，以三峡建设为契机，全国联网进程不断加快。

我国1989年建成了葛洲坝～上海直流输电工程，实现了华中与华东电网的直流联网。

从1997年起，为确保三峡电力外送，三峡输变电工程建设全面展开，从1997年10月长寿～万县第一回500千伏输电工程开工，到2007年7月湖北荆州换流站扩建第二台75万千伏安主变正式投运，历时十年包括44项线路工程、55项变电站工程、3项大容量远距离超高压直流输电工程的三峡输变电工程全部建成，对促进全国联网、实现大范围资源优化配置起到了不可或缺的关键作用，具有里程碑式的意义。

2000年以后，全国联网格局基本形成。

为加大跨区能源优化配置能力，缓解煤炭运输压力，在六大区域电网的基础上逐步开展了全国联网工作，2001年5月，华北与东北电网通过交流500千伏线路实现了跨大区交流联网，同年福建电网与华东电网实现互联。

国家发展和改革委员会关于调整华东电网电价的通知文章属性•【制定机关】国家发展和改革委员会•【公布日期】2006.06.28•【文号】发改价格[2006]1230号•【施行日期】2006.06.30•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】失效•【主题分类】价格,电力及电力工业正文国家发展和改革委员会关于调整华东电网电价的通知（发改价格［2006］1230号）上海、浙江、江苏、安徽、福建省（市）发展改革委、物价局、电力公司，华东电网公司：为疏导电价矛盾，筹措水库移民后期扶持资金，促进可再生能源发展，经报请国务院批准，决定适当调整电价水平。

现将有关事项通知如下：一、适当调整上网电价。

（一）为解决煤价上涨以及铁路运价调整对电价的影响，华东电网有关省市电网统调燃煤机组（含热电联产机组）上网电价（含税，下同）提价标准每千瓦时分别为：上海市0.44分钱、浙江省0.35分钱、江苏省0.4分钱、安徽省0.2分钱。

同时，适当提高部分低电价、亏损电厂的上网电价，有关电厂电价具体水平见附件六。

（二）对2006年底以前投运烟气脱硫设施且尚未在上网电价中考虑脱硫成本的统调燃煤机组，经省级环保部门验收合格并经省级价格主管部门确认后，上网电价每千瓦时提高0.015元。

有关发电企业执行脱硫电价后，要切实运行脱硫设施。

如环保部门在线监测结果显示电厂脱硫设施未正常运行，省级价格主管部门应取消其脱硫电价。

（三）华东电网有限公司联络线口子统配电量电价（含望亭电厂脱硫加价）调整为每千瓦时0.3345元。

（四）提高新投产机组标杆上网电价。

省级电网统一调度范围内新投产未安装脱硫设备的燃煤机组（含热电联产机组）上网电价每千瓦时分别调整为：上海市0.4004元、浙江省0.4045元、江苏省0.375元、安徽省0.356元、福建省0.364元；安装脱硫设备的机组（含循环流化床机组）上网电价按本条第二款规定每千瓦时提高0.015元。

新投产机组进入商业运营后，上网电价一律按上述价格执行。