资源消耗：发电的汽轮机通常选用水作为冷却介质，一座100万千瓦火力发电厂每日的耗水量约为 十万吨。全国每年消耗5000万吨标准。

核能发电

一、优势：基本不受自然资源产地限制，运行成本低，无温室气体排放。

二、要用反应堆产生核能，需要解决以下10个问题：

核电在正常情况下固然是干净的，但万一发生核泄漏，后果同样是可怕的。前苏联切尔诺贝利核电站事故，已使900万人受到了不同程度的损害，而且这一影响并未终止。

水力发电

优势：几乎完全无污染，运营成本低，便于调峰，可再生，有航运、水利等边际效益。

弊端：水力发电要淹没大量土地，有可能导致生态环境破坏，而且大型水库一旦塌崩，后果将不堪设想。另外，一个国家的水力资源也是有限的，而且还要受季节的影响。

风力发电

优势：无环境污染，运行成本低，可再生。

弊端：噪声，视觉污染。占用大片土地及林地，对植被破坏大。不稳定，不可控。成本仍然很高。

太阳能光伏发电

优势：运行无污染，可再生，设备小型化，适合非集中供电。

电能的传输和变电、配电、用电一起，构成电力系统的整体功能。通过输电，把相距甚远的（可达数千千米）发电厂和负荷中心联系起来，使电能的开发和利用超越地域的限制。和其他能源的传输（如输煤、输油等）相比，输电的损耗小、效益高、灵活方便、易于调控、环境污染少；输电还可以将不同地点的发电厂连接起来，实行峰谷调节。输电是电能利用优越性的重要体现，在现代化社会中，它是重要的能源动脉。

输电线路按结构形式可分为架空输电线路和地下输电线路。前者由线路杆塔、导线、绝缘子等构成，架设在地面上；后者主要用电缆，敷设在地下（或水下）。输电按所送电流性质可分为直流输电和交流输电。19世纪80年代首先成功地实现了直流输电，后因受电压提不高的限制（输电容量大体与输电电压的平方成比例）19世纪末为交流输电所取代。交流输电的成功，迎来了20世纪电气化时代。20世纪60年代以来，由于电力电子技术的发展，直流输电又有新发展，与交流输电相配合，形成交直流混合的电力系统。

输电电压的高低是输电技术发展水平的主要标志。到20世纪90年代，世界各国常用输电电压有220千伏及以上的高压输电330～765千伏的超高压输电，1000千伏及以上的特高压输电。

电力系统中，发电厂将天然的一次能源转变成电能，向远方的电力用户送电，为了减小输电线路上的电能损耗及线路阻抗压降，需要将电压升高；为了满足电力用户安全的需要，又要将电压降低，并分配给各个用户，这就需要能升高和降低电压，并能分配电能的变电所。所以变电所是电力系统中通过其变换电压、接受和分配电能的电工装置，它是联系发电厂和电力用户的中间环节，同时通过变电所将各电压等级的电网联系起来，变电所的作用是变换电压，传输和分配电能。变电所由电力变压器、配电装置、二次系统及必要的附属设备组成。

变压器是变电所的中心设备，变压器利用的是电磁感应原理。配电装置是变电所中所有的开关电器、载流导体辅助设备连接在一起的装置。其作用是接受和分配电能。配电装置主要由母线、高压断路器开关、电抗器线圈、互感器、电力电容器、避雷器、高压熔断器、二次设备及必要的其他辅助设备所组成。

二次设备是指一次系统状态测量、控制、监察和保护的设备装置。由这些设备构成的回路叫二次回路，总称二次系统。

二次系统的设备包含测量装置、控制装置、继电保护装置、自动控制装置、直流系统及必要的附属设备。

电力系统电压等级有220V、380V（0.4 kV）、3 kV、6 kV、10 kV、20 kV、35 kV、66 kV、110 kV、220 kV、330 kV、500 kV、750kV、1000kV。随着电机制造工艺的提高，10 kV电动机已批量生产，所以3 kV、6 kV已较少使用，20 kV、66 kV也很少使用。供电系统以10 kV、35 kV为主。输配电系统以110 kV以上为主。发电厂发电机有6 kV、10 kV与20kV三种，以20 kV为主，用户均为220V、380V（0.4 kV）低压系统。

根据《城市电力网规定设计规则》规定：输电网为1000kV、500 kV、330 kV、220 kV、110kV，高压配电网为110kV、66kV，中压配电网为20kV、10kV、6 kV，低压配电网为0.4 kV（220V/380V）。

发电厂发出6 kV或10 kV电，除发电厂自己用（厂用电）之外，也可以用10 kV电压送给发电厂附近用户，10 kV供电范围为10Km、35 kV为20~50Km、66 kV为30~100Km、110 kV为50~150Km、220 kV为100~300Km、330 kV为200~600Km、500 kV为150~850Km。

电力系统各种电压等级均通过电力变压器来转换，电压升高为升压变压器（变电站为升压站），电压降低为降压变压器（变电站为降压站）。一种电压变为另一种电压的选用两个线圈（绕组）的双圈变压器，一种电压变为两种电压的选用三个线圈（绕组）的三圈变压器。

变电站除升压与降压之分外，还以规模大小分为枢纽站，区域站与终端站。枢纽站电压等级一般为三个（三圈变压器），550kV /220kV /110kV。区域站一般也有三个电压等级（三圈变压器），220 kV /110kV /35kV或110kV /35kV /10kV。终端站一般直接接到用户，大多数为两个电压等级（两圈变压器）110kV /10 kV或35 kV /10 kV。用户本身的变电站一般只有两个电压等级（双圈变压器）110 kV /10kV、35kV /0.4kV、10kV /0.4kV，其中以10kV /0.4kV为最多。

1）一次接线种类

变电站一次回路接线是指输电线路进入变电站之后，所有电力设备（变压器及进出线开关等）的相互连接方式。其接线方案有：线路变压器组，桥形接线，单母线，单母线分段，双母线，双母线分段，环网供电等。

2）线路变压器组

变电站只有一路进线与一台变压器，而且再无发展的情况下采用线路变压器组接线。

3）桥形接线

有两路进线、两台变压器，而且再没有发展的情况下，采用桥形接线。针对变压器，联络断路器在两个进线断路器之内为内桥接线，联络断路器在两个进线断路器之外为外桥接线。

4）单母线

变电站进出线较多时，采用单母线，有两路进线时，一般一路供电、一路备用（不同时供电），二者可设备用电源互自投，多路出线均由一段母线引出。

5）单母线分段

有两路以上进线，多路出线时，选用单母线分段，两路进线分别接到两段母线上，两段母线用母联开关连接起来。出线分别接到两段母线上。

单母线分段运行方式比较多。一般为一路主供，一路备用（不合闸），母联合上，当主供断电时，备用合上，主供、备用与母联互锁。备用电源容量较小时，备用电源合上后，要断开一些出线。这是比较常用的一种运行方式。

对于特别重要的负荷，两路进线均为主供，母联开关断开，当一路进线断电时，母联合上，来电后断开母联再合上进线开关。

单母线分段也有利于变电站内部检修，检修时可以停掉一段母线，如果是单母线不分段，检修时就要全站停电，利用旁路母线可以不停电，旁路母线只用于电力系统变电站。

6）双母线

双母线主要用于发电厂及大型变电站，每路线路都由一个断路器经过两个隔离开关分别接到两条母线上，这样在母线检修时，就可以利用隔离开关将线路倒在一条件母线上。双母线也有分段与不分段两种，双母线分段再加旁路断路器，接线方式复杂，但检修就非常方便了，停电范围可减少。

1）二次回路种类

变配电站二次回路包括：测量、保护、控制与信号回路部分。测量回路包括：计量测量与保护测量。控制回路包括：就地手动合分闸、防跳联锁、试验、互投联锁、保护跳闸以及合分闸执行部分。信号回路包括开关运行状态信号、事故跳闸信号与事故预告信号。

2）测量回路

测量回路分为电流回路与电压回路。电流回路各种设备串联于电流互感器二次侧（5A），电流互感器是将原边负荷电流统一变为5A测量电流。计量与保护分别用各自的互感器（计量用互感器精度要求高），计量测量串接于电流表以及电度表，功率表与功率因数表电流端子。保护测量串接于保护继电器的电流端子。微机保护一般将计量及保护集中于一体，分别有计量电流端子与保护电流端子。

电压测量回路，220/380V低压系统直接接220V或380V，3KV以上高压系统全部经过电压互感器将各种等级的高电压变为统一的100V电压，电压表以及电度表、功率表与功率因数表的电压线圈经其端子并接在100V电压母线上。微机保护单元计量电压与保护电压统一为一种电压端子。

3）控制回路

（1）合分闸回路

合分闸通过合分闸转换开关进行操作，常规保护为提示操作人员及事故跳闸报警需要，转换开关选用预合-合闸-合后及预分-分闸-分后的多档转换开关。以使利用不对应接线进行合分闸提示与事故跳闸报警，国家已有标准图设计。采用微机保护以后，要进行远分合闸操作后，还要到就地进行转换开关对位操作，这就失去了远分操作的意义，所以应取消不对应接线，选用中间自复位的只有合闸与分闸的三档转换开关。

（2）防跳回路

当合闸回路出现故障时进行分闸，或短路事故未排除，又进行合闸（误操作），这时就会出现断路器反复合分闸，不仅容易引起或扩大事故，还会引起设备损坏或人身事故，所以高压开关控制回路应设计防跳。防跳一般选用电流启动，电压保持的双线圈继电器。电流线圈串接于分闸回路作为启动线圈。电压线圈接于合闸回路，作为保持线圈，当分闸时，电流线圈经分闸回路起动。如果合闸回路有故障，或处于手动合闸位置，电压线圈起启动并通过其常开接点自保持，其常闭接点马上断开合闸回路，保证断路器在分闸过程中不能马上再合闸。防跳继电器的电流回路还可以通过其常开接点将电流线圈自保持，这样可以减轻保护继电器的出口接点断开负荷，也减少了保护继电器的保持时间要求。

有些微机保护装置自己已具有防跳功能，这样就可以不再设计防跳回路。断路器操作机构选用弹簧储能时，如果选用储能后可以进行一次合闸与分闸的弹簧储能操作机构（也有用于重合闸的储能后可以进行二次合闸与分闸的弹簧储能操作机构），因为储能一般都要求10秒左右，当储能开关经常处于断开位置时，储一次能，合完之后，将储能开关再处于断开位置，可以跳一次闸；跳闸之后，要手动储能之后才能进行合闸，此时，也可以不再设计防跳回路。

（3）试验与互投联锁与控制

对于手车开关柜，手车推出后要进行断路器合分闸试验，应设计合分闸试验按钮。进线与母联断路，一般应根据要求进行互投联锁或控制。

（4）保护跳闸

保护跳闸出口经过连接片接于跳闸回路，连接片用于保护调试，或运行过程中解除某些保护功能。

（5）合分闸回路

合分闸回路为经合分闸母线为操作机构提供电源，以及其控制回路，一般都应单独画出。

4）信号回路

（1）开关运行状态信号由合闸与分闸指示两个装于开关柜上的信号灯组成：经过操作转换开关不对应接线后接到正电源上。采用微机保护后，转换开关取消了不对应接线，所以信号灯正极可以直接接到正电源上。

（2）事故信号有事故跳闸与事故预告两种信号，事故跳闸报警也要通过转化开关不对应后，接到事故跳闸信号母线上，再引到中央信号系统。事故预告信号通过信号继电器接点引到中央信号系统。采用微机保护后，将断路器操作机构辅助接点与信号继电器的接点分别接到微机保护单元的开关量输入端子，需要有中央信号系统时，如果微机保护单元可以提供事故跳闸与事故预告输出接点，可将其引到中央信号系统。否则，应利用信号继电器的另一对接点引到中央信号系统。

（3）中央信号系统为安装于值班室内的集中报警系统，由事故跳闸与事故预告两套声光报警组成，光报警用光字牌，不用信号灯，光字牌分集中与分散两种。采用变电站综合自动化系统后，可以不再设计中央信号系统，或将其简化，只设计集中报警作为计算机报警的后备报警。

发展历史

1875年，巴黎北火车站建成世界上第一座火电厂，为附近照明供电。1879年，美国旧金山实验电厂开始发电，是世界上最早出售电力的电厂。80年代，在英国和美国建成世界上第一批水电站。1913年，全世界的年发电量达 500亿千瓦时，电力工业已作为一个独立的工业部门，进入人类的生产活动领域。

20世纪30、40年代，美国成为电力工业的先进国家，拥有20万千瓦的机组31台，容量为30万千瓦的中型火电厂9座。同一时期，水电机组达5～10万千瓦。1934年，美国开工兴建的大古力水电站，计划容量是 888万千瓦，1941年发电，到1980年装机容量达649万千瓦 ，至80年代中期一直是世界上最大的水电站。1950年，全世界发电量增至9589亿千瓦时 ，是1913年的19倍。50 、60、70年代，平均年增长率分别为9.4%、8.0%、5.3% 。1950～1980年，发电量增长7.9倍，平均年增长率7.6%，约相当于每10年翻一番。1986年，全世界水电发电量占 20.3% ，火电占63.7%，核电占15.6%；美国水电占11.4%，火电占72.1%， 核电占16.0%；前苏联水电占 13.5%，火电占76.4%，核电占10.1%；日本水电占12.9%，火电占61.8%，核电占25.1%；中国水电占21.0%，火电占79.0%。世界上核电比重最大的是法国，1989年占总发电量的74.6%。

电网、水、火电利润增速差异显著。国家统计局于公布了2010年1-8月工业企业利润数据，电力生产与供应业整体实现利润总额936.1亿，同比增长119%；细分行业来看，火电利润总额为220.0亿，同比增长-17.8%；水电利润总额248.4亿，同比增长45.9%；电力供应利润总额380.0亿，同比增长655%。从环比数据看，2010年6-8月，电力生产与供应业整体实现利润总额462亿，环比增长37%；细分行业看，火电6-8月利润总额50.5亿，环比下降56%；水电6-8月利润总额206.4亿，环比增长307%；电力供应6-8月利润总额168.1亿，环比增长28%。电力供应业利润增速的大幅度提高主要由于09年四季度销售电价的调整以及销售电量逐季增加所导致。从下游主要耗电行业来看，除钢铁外，化工、建材、有色行业利润总额均显著超过07-08年的同期水平，特别是建材。从环比数据看，除建材行业外，其他高耗电行业利润总额环比有所下滑。

2010三季度水电利润大幅度增长。由于2010年三季度来水好于往年，水电发电量也明显增加，2010年6-8月水电利润总额206亿，同比增长96%。随着国家对水电开发正面态度的明朗，我们预计国家对水电开发的支持政策将逐步出台，水电企业投资价值也将逐步明晰。

20世纪70年代，电力工业进入以大机组、大电厂、超高压以至特高压输电，形成以联合系统为特点的新时期。1973年，瑞士BBC公司制造的130万千瓦双轴发电机组在美国肯勃兰电厂投入运行。苏联于1981年制造并投运世界上容量最大的120万千瓦单轴汽轮发电机组。到1977年，美国已有120座装机容量百万千瓦以上的大型火电厂。1985年，苏联有百万千瓦以上火电厂59座。1983年，日本有百万千瓦以上的火电厂32座，其中鹿儿岛电厂总容量440万千瓦 ，是世界上最大的燃油电厂。世界上设计容量最大的水电站是巴西和巴拉圭合建的伊泰普水电站，设计容量1260万千瓦，采用70万千瓦机组，与运行中的世界最大水电站美国大古力水电站的世界最大水轮机组70万千瓦容量相等。世界上最大的核电站是日本福岛核电站，容量是909.6万千瓦。

总装机容量几百万千瓦的大型水电站、大型火电厂和核电站的建成，促进了超高、特高压输电、直流输电和联合电力系统的发展。1935年，美国首次将输电电压等级从110～220千伏提高到287千伏，出现了超高压输电线路。1952年，瑞典建成二分裂导线的380千伏超高压输电线路。1959年，苏联建成500千伏，长850千米的三分裂导线输电线路。1965～1969年，加拿大、苏联和美国先后建成735 、750和765千伏线路。1985年，苏联首次建成1150 千伏特高压输电线路，输电距离890千米，美国正研究1100千伏和1500千伏特高压输电，意大利研究1000千伏输电，日本建设250千米长1000千伏特高压线路。高压直流输电（HVDC），瑞典、美国、苏联分别采用±100、±450 、±750千伏电压，后者输电距离2414千米，输电600万千瓦。到1985年，全世界已有18个国家、32个直流输电线路投运，总输送容量2000万千瓦。

中国电力发展阶段

一、第一阶段计划经济时期（1949-1978年）

自1949年到1978年，中国电力历史分别有燃料工业部、电力工业部、水利电力部三个阶段。在燃料部与电力工业部阶段，电力管理执行集中管理的方法；时至水利电力部，电力与水利又经历了分散与集中各两次不同管理，却始终摆脱不了一个魔咒-----一分就乱，一收就危。

1、燃料工业部时期（1949-1955年）。建国后，在中央领导下，电力实行集中管制与统一调控。成立了电力工业部。但是当时的电力工业部只能直接管理少数电厂，大部分电厂都实行军官。有地方各大军区管理。

1950年左右，各地军管电厂逐步将权力回归到电力工业部。电力工业部成立六大区域电力管理部门，对电力集中垄断垂直管理，政企合一。

2、电力工业部时期（1955年-1958年）。1955年7月，全国人大一致通过撤销老燃料工业部，成立煤炭、电力、石油工业部。电力工业部成立以后，各地方成立辅助机构。加强管理体制。并将水利部门的一些权力集中过来。从而形成中央跟地方双重领导的格局。

3、水利电力部时期（1958-1966年）。1958年党中央召开会议，定了调调。要大力发展水利工程。在长期发展来看，认为水利比电力还要重要。于是顺乎时势，将水利部与电力部合并为电力工业部。

文革对电力造成的破坏应验了一放就乱的魔咒。对中国电力工业近乎造成了不可逆转的伤害。

1975年水利电力部恢复后，周总理提出加快发展电力工业的倡导。为祖国电力事业拨乱反正，从此电力工业再次集中的中央。

二、第二阶段，摸着石头过河（1979-1997年）

1、第二次成立电力工业部（1979-1982年）1979年2月，国务院决定撤消水利电力部，成立电力工业部和水利部，这是我国第二次成立电力工业部。

2、第二次成立水利电力部（1982-1988年）1982年3月，五届四次全国人民代表大会再次将水利、电力两部合并成立水利电力部。这次合并之后，接受以往的经验教训，继续沿着电力工业集中统一的方向发展。

安徽省电力公司，同时保留华东电业管理局和省（市）电力工业局名称，实行双轨制运行，以创造条件实现政企分开。

电力工业体制改革和电力工业的发展，需要有相应的电力投资体制改革相配套，在这段时间里，电力建设投资体制最大的变化是由拨款改为贷款；由于电价严重偏低，为了解决电力投资不足，主要采取了建立电力建设基金、卖用电权和集资办电等办法。为节约投资，在电力建设中普通开展了降低造价，缩短建设周期；基本建设项目投资包干责任制和招投标制度。为弥补投资不足，电力工业还率先利用外资，成立华能国际电力开发公司；发行电力建设债券和适当提高电力折旧。这些措施打破了独家办电的局面，出现了多渠道、多元化投资办电的局面，加快了电力工业的发展。

3、能源部时期（1988-1993年）

1988年5月，七届一次全国人民代表大会决定，撤消水利电力部，把电力工业管理工作并入新成立的能源部，能源部承担电力行政和企业管理职能。1988年5月22日，能源部正式成立，同年12月成立中国电力企业联合会，在网省电力管理局、电力工业局的基础上成立电力集团公司和省电力公司。由此，实现了电力工业的行政管理、企业管理和行业自律性管理职能的初步分开，在电力管理体制改革中迈出了坚实的一步。

最早组建的集团公司是中国华能集团公司。中国华能集团公司。中国华能集团公司。中国华能集团公司是全民所有制的实业、金融、贸易、科技和服务相结合的多功能、综合性的企业集团。是由华能国际电力开发公司、华能发电公司、华能精煤公司、华能原材料公司、中国（华能）工程技术开发公司、华能科技发展公司、华能金融公司、华能综合利用公司、华能实业开发服务公司等九个公司以及原水电部归口管理的华电技术开发公司、华电综合利用开发公司、华电工程建设公司、华电南方（集团）等四个公司的基础上联合组建的。这个公司由能源部与国家计委共同管理，以能源部为主，是我国电力工业1988年组建的第一个集团公司。

大区和省电力工业的公司化改组分两步进行。第一步是从1988年开始到1990年止，将大区电业管理局改组为联合电力公司，将省电力工业局改组为省电力公司。国务院电力工业管理体制改革方案明确规定：省电力公司和联合电力公司都是独立核算、自负盈亏的实体，具有法人地位。电网内各发供电单位的资产关系不变。联合电力公司由能源部归口管理，在国家计划中实行单列。非跨省电网的省电力局，要逐步改建为省电力公司，独立经营，由能源部和省人民政府双重领导，并接受委托行使所在地区电力工业行业管理职能。改革方案要求各公司要落实，健全各种形式的承包经营责任制，逐步实行股份制，采用售电量和物质消耗工资含量包干办法。独立电厂均可独立核算，与电网订立经济合同，接受电网统一调度，非独立电厂按现行规定执行。这项改革到1990年6月基本完成。

第二步是1991年底到1993年初，组建大型电力企业集团。1991年12月14日国务院批准的第一批试点的55个大型企业集团中，能源部有7个，其中电力占6个，即华能集团、华北电力集团、东北电力集团、华东电力集团、华中电力集团和西北电力集团，全部都是跨地区的电力企业集团公司。1992年10月10日，能源部向国家计委、国家体改委、国务院经贸办上报关于同意组建中国东北、华东、华北、华中电力集团的函，随后又报送了同意组建西北电力集团的函，经批准后，于1993年1月11日华北、东北、华东、华中、西北五大电力集团宣告成立。

4、第三次成立电力工业部（1993-1997年）

1993年3月，八届第一次全国人民代表大会

电力工业部成立后，继续保留中国电力企业联合会，作为全国电力企业、事业电位的联合组织，其性质不变，由电力部归口管理。华能集团实行以电力部为主与国家计委双重领导的体制。另外，在葛洲坝工程局的基础上，成立了葛洲坝集团公司。

为确保三峡工程建设的顺利进行，1993年1月3日国务院决定成立国务院三峡工程建设委员会，同时成立中国长江三峡工程开发总公司，全面负责三峡工程建设和经营。1994年12月14日，三峡工程正式开工建设。

电力工业部成立后，根据国家体改委等部门有关股份制企业试点办法的规定，于1993年9月印发了《电力行业股份制企业试点暂行规定》，规定明确电网企业和发电企业都可以进行股份制改造，具备条件的经主管部门同意后，可以到国（境）外发行股票，债券；但电网公司（指发、供电一体的电力企业）实行股份制应以公有制为主体，保证电力集团公司、省（区、市）电力公司在企业中的控股地位。1994年8月4日，山东华能发电股份有限公司股票在美国纽约证券交易所挂牌上市，成为中国首家直接去美国纽约上市的大型电力企业，随后中国有一大批发电企业在国内外上市。

中国电力工业经过30年碰壁，与20年摸着石头过河，最后终于走上了稳定发展的道路。时至2013年，电监会又并入了能源局。电网已拆分为国家电网与南方电网两家。已经走上了改放给市场的权力放给市场，政企分离的合理发展道路。

2015年9月中国与伊朗签署了大宗电力和能源合作协议，进一步推动双边合作，尤其是加强在电力和能源领域的合作。

2015年11月18日，中国电机工程学会发布了“十三五”电力科技重大技术方向研究报告，提出未来5年中国电力科技领域将重点开展9个重大技术方向、38项关键技术研究工作。

2022年3月，电力生产由降转升。1—2月份，发电量13141亿千瓦时，同比增长4.0%，上年12月份为下降2.1%，日均发电222.7亿千瓦时。

分品种看，除风电外，火电、水电、核电、太阳能发电不同程度增长。其中，火电同比增长4.3%，水电增长8.2%，核电增长9.6%，太阳能发电增长6.5%，风电下降7.6%。

2024年2月29日，国家统计局发布《中华人民共和国2023年国民经济和社会发展统计公报》，初步核算，2023年末全国发电装机容量291965万千瓦，比上年末增长13.9%。其中，火电装机容量139032万千瓦，增长4.1%；水电装机容量42154万千瓦，增长1.8%；核电装机容量5691万千瓦，增长2.4%；并网风电装机容量44134万千瓦，增长20.7%；并网太阳能发电装机容量60949万千瓦，增长55.2%。2023年电力消费量增长6.7%。

2014年中国电力市场发展战略

进入21世纪以来，电力市场就面临着巨大的冲击，尤其是在全球金融危机的影响下，电力行业所面对的机遇和挑战也变得更多。为了提高电力销量，保证企业在竞争中立于不败之地，并对企业进行具有前瞻性的分析，国家采取有效策略不断扩宽电力市场就显得尤为重要。据中国产业洞察网了解，国家电力部门已经逐步认识到了电力市场实现扩大的重要意义，明确了电力是国家基础行业之一，并尽可能的采取行之有效的对策予以完善。

一、转变思想，树立竞争意识

企业生存的基础是市场，思想又是行动的先导，为了扩展电力市场，企业一定要转变以往的思想观念，明确以市场为主体的竞争策略，坚持市场的导向作用。在此基础上，企业还要树立竞争意识，培养效益观念，加强市场管理，并结合党中央的政策规章，使企业形成良好的信誉和形象，增强企业的凝聚力，让市场消费者信任企业，从而最大限度的拓宽电力市场。例如，在国家提出西部大开发战略后，云南某电力企业就立足整体，抓住机遇，树立了竞争意识，并不断完善自身的企业形象，在机遇面前没有错过，准确掌握了市场定位，扩宽了电力市场，取得了巨大的经济效益。

二、健全完善电力市场规章制度

想要做好任何事情都要有健全完善的规章制度作基础，电力市场的有效扩展也是如此。由于以往计划经济体制的束缚，再加上人们思想观念的局限性，就使得我国有关电力市场的规章制度不够健全。在新时期背景下，为了有效拓展电力市场，党和国家一定要健全完善相应的规章制度，以《电力法》和相关法律为依据，结合当前的具体情况予以进一步完善。具体来说，要细化电力市场的准入规则，明确电价，规范企业的行为，并制定配套的监督管理法规，明确违法的具体惩罚措施，从而规范企业行为，保证市场的公开性和科学性，净化电力市场，确保其进一步拓展。

三、建立以用户为核心的电力市场并拓展新市场

想要增加社会用电数量，并逐步拓展电力市场，就要坚持供电以客户为核心，根据用户的具体需求构建电力市场。首先，电力企业要保证供电质量，质量是市场得以拓宽的主要因素之一，质量过硬，才能争取到更多的用户；其次，在工作的具体过程中，要坚持“预防为主，安全第一”的原则，在保证电能质量的基础上，也要确保安全生产，定期对供电设施进行检查维修，避免出现安全隐患，逐步提高设施的使用年限；最后，要完善企业自身的服务水平，树立为用户服务的观念，创新服务意识，并定期对客户进行走访调查，了解他们对电能供应的满意度，从而找到企业的不足，满足客户需要。

众所周知，我国区域分配不协调，各地区对电能的需求数量存在很大的差异，电能使用的中心集中在东部和东南沿海地区。想要拓展电力市场，就一定要打破这种不平衡的用电结构，开辟新兴市场。对此，企业可以建立跨区域电网，使电能在不同区域间进行有效调节，并加大宏观调控力度来平衡电价。此外，企业也可以借鉴国外的先进经验，开展政策促销活动，实行以电代油、以电代柴、以电代煤等形式，并加强对电动汽车、热泵设备、电热锅炉等产品的推广，从而逐步增加电能在市场消费中的占有率。例如，一旦进入夏季，我国长江以南地区使用空调的数量就会大幅提高，用电情况也会增加。国家针对这样的现象，对蓄冰制冷空调的电价方面实行了相关的优惠政策，企业可以利用这一特点逐步拓宽市场，提高经济效益。

四、提高员工素质能力

电力市场的有效拓展要依靠企业员工的业务能力和综合素质来完成，随着社会主义市场经济的全面开放，以及现代化技术的逐步兴起，给电力企业员工素质能力提出了更高的要求。想要有效拓宽电力市场，企业就一定要培养高素质、高能力的员工。

第一，企业要提高企业人员的技术水平，坚持先进设备的引进，并逐步完善他们的技术能力。第二，坚持实施“引进来与走出去”并存的发展战略，加强员工之间的交流和合作，派遣有能力的员工对外学习交流。第三，企业要定期组织人员培训，做好岗位选拔工作，在保证员工具有高能力的基础上，还要完善他们的道德素质，树立他们为企业服务的理念，从而进一步拓展电力市场。

电力发展“十三五”规划

11月7日，《电力发展“十三五”规划》发布，对我们有以下指导意义。

要科学认识我国的电力发展空间：根据《规划》，到2020年，我国人均装机突破1.4千瓦，人均用电量5000千瓦时左右，接近中等发达国家水平。电力在能源中的比重应该越来越大，也就是能源要走向电气化，特别在终端能源中，以电的形式用能比重要提高，而非电的形式如直接燃煤等则不断减少。《规划》提出的2020年人均用电量5000千瓦时左右与2020年GDP水平相适应，今后还有一定的发展空间。

未来煤电发展应趋严：在经济新常态下，能源也进入新常态，表现是能源随着经济的增长也在增长，但增长速度趋缓。我们要认识到，可再生能源、核电以及天然气发电等低碳能源发电能力的提高，应该能满足新常态下电力增长的需求。退一步而言，假若低碳能源能力不足，仍需增加煤电的发电量，提升煤电的发电小时数也能做到。

把储能技术基础研究做扎实：储能技术在能源科技上堪称颠覆性的且是占领战略制高点的技术。储能技术如果在未来有实质性的进展，就可以有效解决弃风、弃光甚至弃水的问题。要使间歇式的可再生能源实现规模化发展，储能是关键，而且高能量、高密度的储能非常利于新能源汽车的发展。另外，储能对微网建设也至关重要。至此，我们应该充分认识到：储能是可以实现多方面用途的技术。

清洁、低碳、绿色是这轮变革的主要方向：“十二五”期间我国提出了能源革命，经过两年的时间，能源革命已经取得了重大的进展。因此，“十三五”将在这一基础之上不断推进能源领域的变革，基本的要求就是使能源更加清洁、绿色、低碳。而且，这一变革不仅是中国发展到现阶段提出的必然要求，也是全球能源变革的方向。在我看来，电力的清洁、低碳、绿色包含两层含义：一是对煤电的清洁化利用和改造；二是尽可能多地增加可再生能源发电量。总体而言，对煤炭进行清洁化利用是较低层次的解决方案，更高层次的解决方案是发展绿色低碳能源替代煤炭。不过，从较低层次转向更高层次需要一个过程，这中间需要适度增加天然气发电来作为过渡，再发展到大规模的可再生能源，逐步形成绿色低碳的能源体系。

碳排放将成为重要控制指标：碳排放将成为电力行业一个很重要的控制指标。《规划》中提出了煤电机组二氧化碳排放强度降至865克/千瓦时的目标。此外，《“十三五”控制温室气体排放工作方案》里也提到，到2020年，大型发电集团单位供电二氧化碳排放控制在550克二氧化碳/千瓦时以内。这意味着我国一大部分发电企业的煤电比例不能超过50%，这个要求是很高的。总体来看，五大发电集团由于近年来已经在大力布局可再生能源，要完成这个任务基本没有太大难度，但一些地方电力公司可能就压力比较大。如果完不成，到时候就要通过购买碳指标、参与碳交易的方式来完成任务。

电能替代是时代进步的体现：《规划》重点提到，到2020年电能占终端能源消费比重要提升至27%。一方面，燃烧煤炭、石油是造成大气污染的主要因素，尤其散煤燃烧危害更大。每吨散煤燃烧排放的污染物是火电燃煤排放的5~10倍，对大气污染的贡献率高达50%左右。另一方面，天然气虽然较煤炭而言更为清洁，但它在利用过程中也会释放一部分氮氧化物，氮氧化物也是形成灰霾的重要原因之一。因此，提高电能在终端能源的利用，对防治大气污染确实大有裨益。另外，电能替代不仅仅是一个提高电力在能源消费终端比重的问题，更是时代进步的体现。从发达国家的终端用能来看，电能的占比也非常高。我国要进入现代化社会，能源系统、用能方式也要和发达国家接近。“十一五”、“十二五”时期，我们的主要精力是解决用电问题，电力已经做到了宽裕，这个时候提出大规模的电能替代也具备现实基础。