吕梁地区电力行业结构调整规划

(征求意见稿)

(2003年11月)

吕梁地区位于山西省中部西侧，东与太原市、晋中地区相接，南与临汾地区为邻，西隔黄河与陕西相望，北与忻州交界。现辖3市10县，总人口334万，面积21095平方公里。

2002年，全区国内生产总值完成107亿元，增长12%，增幅比全国、全省平均水平高出3.09个和1.01个百分点，提前三年实现了“十五”奋斗目标。

 一、现状、优势及存在的问题

（一） 现状

1、电源情况:截止2002年12月底，吕梁地区有省属柳林电厂一座，装机两台，容量20万KW；有小火(水)电厂19座，装机36台，总容量13.45万KW，其中4座为70年代初期和80年代后期投运的老机组，属上网电厂，有15座为90年代后期和近一、二年投运的新机组，为自备电厂。                                                                                                                             

2、电网现状：吕梁电网隶属山西中部电网，全区目前尚未形成统一电网。供电网架分为三部分，其中岚县由太原电网经汾河水库llOKV变电站延伸供电；离石、柳林、中阳由柳林电厂110KV系统供电，兴县、临县电网主要以本县小电厂供电为主，不足部分由柳林电厂110KV系统供电，方山由沙会则110KV变电站35KV系统供电；山下孝义、汾阳、文水、交城四县市及山上交口、石楼由主网汾阳、广兴220KV变电站供电, 其中交口由汾阳220KV变电站110KV系统供电，石楼由交口110KV变电站35KV系统供电。

3、电网规模及容量：全区电网有汾阳和广兴两座220KV变电站，主变容量540MVA／4台，220KV线路总长356.55km／6条；110KV变电站22座，主变容量761.5MVA／28台，110KV线路总长599km／26条；35kV变电站115座，主变容量509.36MVA／175台，35kV线路总长1338.87km／132条。

2002年全区供电量完成28.9亿千瓦时，同比增加电量5.78亿千瓦时，增幅近四分之一。全区最大负荷达到49.1万千瓦，同比增长36.25％。

2003年l—5月份网供电量完成12.03亿千瓦时，同比增长18.4％。

220KV系统的容载比为1.51,110KV系统的容载比为1.55。电力弹性系数为K=2.09。

（二）优势 

煤炭资源：吕梁煤炭资源总量约1538亿吨，探明储量288.6亿吨。2002年吕梁煤炭实际产量约2300万吨，外运量    300万吨，自用2000万吨。2002年吕梁火电装机容量33.2万千瓦，全年消耗标准煤约80万吨。吕梁煤炭资源足以支撑电力发展对煤炭的需求。

水电资源：根据国家计委和水利部审查通过的《黄河治理开发纲要》，在该河段规划布置有碛口水电站，装机容量为180万千瓦。

煤层气资源：山西煤层气储蓄大约占全国的1/8—1/5左右，煤层气平均发热量4000—4300大卡/立方米。主要分布在河东煤田和沁水煤田，河东煤田的煤层气渗透率高，抽气性好，储气量丰富，目前煤层气发电处于试验阶段。

（三）存在的问题

    系统容量不足，超计划限电过多。2003年吕梁地区网供最大负荷为43.9万KW，拉闸限电负荷为4—l2万KW。到2003年底全区最大负荷可达60万KW，而省公司分配的最大计划负荷仅为38万Kw、缺电局面将愈加严重。

    吕梁地区电网处于山西电网的末端，区域内仅有一座90年代新建的柳林电厂（20万kw）,除此之外，还有为数不多的小型水、火电厂，且设备大部分为60-70年代的产品，运行时间较长，设备老化严重，故障率高，实际出力远远低于铭牌额定量，仅靠小电厂无法满足当地电力负荷的需要。

我区电网目前仍未形成一个统一的地区性供电网，供电能力低，供电可靠性差。全区各供电区域的电厂又存在着省营、地营、县营三种格局，给电网的统一调度，经济运行管理带来很大的困难。

我区电网建设欠债较多，至今山上仍有两个县(方山、石楼)的供电主要依靠35kV 系统供电，单回35kV线路检查停运，将造成全县停电。110kV输电线路供电距离长，末端运行电压低，线路损耗增大，供电可靠性低。

山上(八个县)电网仅依靠一条220kV和一条110kV线路(导线截面LGJ—185)与系统连接，正常运行时，为避免电磁环网，ll0kV线路为热备用，供电可靠性差。近几年由于山上用电负荷发展较快，柳青双回线已满载,当其中一回线停检时，将造成大量限电；汾阳至离石单回110kV线路最大输送功率为87-90MW(该导线持续极限输送容量80MVA)，离石区域(包括离石、大土河、三交、蔡家崖4座110KV变电站)的负荷为120MW，汾离线也不能满足供电负荷的要求，并且长距离的供电造成末端110kV站母线电压降到99kV，使得山上电网的供电质量较差，即使金罗220KV变电站投产，吕梁山区的供电紧张局面也只能短期内有所缓解。

    二、吕梁电力发展潜力分析

    “十五”期间，吕梁地区把经济结构调整作为经济的主线，主要规划包括五个方面：  一是通过加快建设七大绿色农产品基地(红枣、核桃、仁用杏、小杂粮、畜禽、蔬菜、中药材)，推进农业产业化经营。对农产品由初级加工向精细加工发展，提高农产品附加值。二是发展机焦淘汰土焦、发展大型焦化业、提升煤焦化产业、形成“煤一焦一化工”生产链；  三是以发展大容积现代化环保型高炉为突破口、提升冶炼产业，形成“煤一焦一铁一钢(铸件)——钢材”生产链；  四是淘汰小水泥生产线发展高标号和特种水泥、提升建材产业，促进环境保护和资源的综合利用；五是壮大精细化工、医药化工、高效复合化肥等行业，提升化工等产业。主导产业随着国家宏观经济形势的逐步好转、我区传统产业优化升级对全区产业结构进行调整初见成效，主导行业快速发展，使得我区电力市场需求增大、全社会用电量增速加快，2000年、2001年、2002年连续三年出现两位数的增长、分别为：15.1％、13.6％、26.5％。

2003年,全区按照“大上项目、上大项目”的总体思路，围绕建设七大工业园区，九大行业，进一步加大了经济结构调整力度，在三年初见成效的基础上，全区经济结构调整工作继续保持了良好的发展势头。到2003年6月底，全区共上上报135个调产项目，总投资168亿元。预计2003年需供电量32.37亿千瓦时,供电负荷54.5万千瓦。“十五”后三年，随着调产项目的建成投产、预计到2005年需供电41亿千瓦时，供电负荷78万千瓦。届时全区缺电500MW—591MW。山下所缺电力，可由全省220KV主网供给；山上所缺电力可有两种解决方案，一是由全省220KV主网送电，二是加快建设一批综合利用电厂。

    四、吕梁电力行业结构调整的指导思想、目标及建设安排

    新一届省政府郑重承诺,在6年内，大气污染要降低30%，水污染减少40%。电力工业是全区主要用水大户和污染源，我区要实现可持续发展，必须对电力行业进行结构调整。

    (一)指导思想

“积极适度，注重环保、上大关小，内外并举，效益第一。”

    “积极适度”是指根据目前国内电力市场供不应求、电力投资十分踊跃的局势，应该对电力的发展持积极的态度；但考虑到吕梁的生态环境硬约束，电力又必须适度、有序地发展。

    “注重环保”是指吕梁电力的发展，主要取决于生态的制约，坚持在现有生态容量之内，实现生态质量改善，根据生态的容量的大小，再考虑电力发展的进程。

    “上大关小”是指吕梁电力要抓住市场机遇加快发展，就必须上大容量、高参数、空冷、脱硫发电机组，建大电厂，同时用空冷、脱硫技术对部分机组进行改造。为在生态环境容量回旋余地很小的空间里，给大电厂腾出发展的环境容量，还必须关闭小火电厂。部分改造现有非空冷、脱硫机组，关闭小火电厂的工作既紧迫又艰巨。“上大关小”是吕梁电力行业结构调整的核心内容。

   “内外并举”是指在吕梁电源和电网建设的安排上，同时引进区内外投资，解决区内外的市场需求；不仅要开放区内电源建设市场，而且要争夺区外电源建设市场。

    “效益第一”是指不论本区发展电力，还是支持外部投资者来吕梁发展电力，必须坚持经济效益和环境效益第一的原则。吕梁发展电力的目的，是保证环境不继续恶化的前提下追求吕梁经济利益的最大化。

    (二)目标

“十五”后三年新增装机 51万千瓦，“十一五”期间新增装机容量55万千瓦。

 2005年，发电41亿千瓦时，20lO年发电63亿千瓦时。

(三)电力发展方向

鼓励发展：建设30万千瓦、60万千瓦大容量电厂，l0万千瓦以上机组的煤歼石电厂；新建电厂全部使用空冷机组和脱硫设备，用空冷机组和脱硫设备部分改造现有电厂；重视热电联产，发展“循环经济”，延伸电力工业产业链，介入电解铝、新型墙体行业，实现资源综合利用，减轻环境污染；发展水电，优先开发黄河小北干流水力资源；建设抽水蓄能电站以增强电网调峰能力。在完善区内电网的前提下，抓紧对外输电项目的建设。

    限制发展：按照国家产业政策，关停高能耗、低效益的低温低压小火电机组；除以热定电的热电厂外，不在“两控区”内和大中城市城区及近郊区新建燃煤火电厂。

(四)电力建设安排

“十五”后三年投产机组：

柳林电厂二期30万千瓦

孝义梧桐煤矸石电厂2×5万千瓦

交口双池煤矸石电厂2×5.5万千瓦

 “十一五”期间：

柳林煤矸石电厂2×5万千瓦

兴县发电厂30万千瓦

热电联产综合利用电厂15万千瓦

电网建设:

“十五”期间吕梁地区拟定项目有：孝义220KV输变电工程项目，临县220KV输变电工程项目，静乐——岚县110KV输变电线路工程项目，孝义城东、离石沙会则站110KV增容项目、汾阳望村至孝义城东换线项目、汾阳至崞村站110KV双回路项目等。

五、政策措施

    1．维护吕梁电力发展规划的严肃性。为保护吕梁生态环境，合理利用资源，必须保持电力发展规划的严肃性，制止区内各部门多头审批。对于多头审批，应根据国家行政机关新一轮机构改革的精神，电源点新建和改扩建由发展计划委员会会同环保局、水资委共同审批；对于大型发电集团直接报批，省人大应尽快制定出台相关法规，以法的形式维护电力发展规划的严肃性。

    2．“上大”与“关小”并举。根据吕梁的特殊环境状况，在电源项目招标条件中规定，必须使用大容量、高参数、空冷机组和脱硫、电除尘设备，除热电联产、煤矸石电厂之外的10万千瓦以下机组的小电厂不予考虑。为了顺利关闭小火电厂，作为审批新建、扩建电源项目的条件之一，必须签订承担关闭小火电厂补偿费用法律文件，按国家规定的电力设备、设施折旧率支付补偿费用；根据新建或改扩建电厂的机组大小，按电厂的设计标准，同等条件下优先招收关闭小电厂的职工。考虑到要求大火电厂承担关闭小火电厂大部分费用，作为对其的补偿，凡愿意介入氧化铝、电解铝、铝材加工、城市水务、煤气、热力等综合性公用领域项目的，予以优先批准。

    3，发展电力与保护生态并重。第一，分步实现火电机组空冷改造。第二，对未列为关闭的火电厂逐步补建脱硫设施，第三，2005年底全部火电厂完成污水回用设施建设，提高水的重复利用率，实现废水零排放；第四，2005年底，l0万千瓦以上火电厂建成用掉全年排放粉煤灰50%的综合利用设施，2010年底，建成全部用掉当年排放粉煤灰的综合利用设施。

    4．加快水电资源开发，尽早开发黄河小北干流水电资源，优化电源结构，提高资源利用水平。

5．试行国内民间资本及其它投资主体介入电网建设。鉴于吕梁电网公司资产负债率高，还本付息负担重的现实，通过贷款方式筹措资金影响企业经济利益。为满足吕梁经济增长的需求，加大电网建设的力度，应大胆改革电力投资体制，允许国内民间资本及其它投资主体介入吕梁的电网建设。考虑到国家的有关限制，以及电网整体调度的技术性要求，可先实行电网所有与电网建设分开，由国内外民间资本建设电网，以取得租用权；电网建成后再实行管理权与租用权分开，  电网管理交给电网公司，投资者获取租金；或者采用股份制的方式合作建设。既有利于及时筹到巨额电网建设资金，减轻电网公司债务负担，又能够保证供电安全，使民间资本得到稳定且合理的经济回报。

6．尽早实行用电大户直接供电合同，降低电解铝生产的供电价格。作为竞价上网的补充，以合同的形式向用电大户直接供电，是国家电力体制改革的重要内容。电解铝生产企业是耗电大户，应参照国际上降低电解铝生产电价的作法，拟新建电源项目必须按同期全国最低电价与电解铝生产企业签订直接供电合同。凡是与列入13ll”规划中的电解铝项目以优惠电价合作的电源建设项目，招标会开标后可以优先获得批准，并享受“13ll”规划项目的同等支持。在实行用电大户直接供电合同之前，鼓励电厂控股电解铝厂，或电解铝企业建设自备电厂，以降低电价。为保证发电企业的利益，双方实行价格联动，电价比照国内电解铝生产用电最低价格，随铝价升降而浮动。

7． 发展“循环经济”，鼓励、支持电力企业主动治污、各类企业参与治污。为了减少因矸石堆放而每年产生的废气，以及对地表、地下水污染，加快发展煤矸石电厂。同时，应防止假借建设煤矸石电厂而建小火电厂的现象蔓延。大力开展电厂粉煤灰的综合利用，近期主攻方向是在筑路、建材。粉煤灰因其特性是良好的筑路材料，应加快粉煤灰利用的步伐；全国范围内禁用粘土砖，为用灰量巨大的粉煤灰墙体砖提供了广阔的市场空间。为鼓励更多投资者开展粉煤灰综合利用，实行粉煤灰资源使用零费用。

将山西国际电力集团公司收取的地方电力建设基金，实行收支两条线。主要用于电力行业产业结构调整，特别是用于支持粉煤灰新型墙体项目及其推广使用、l O万千瓦以上发电机组的煤矸石电厂项目，以及水电及农村水电电气化建设项目，实现吕梁电力的可持续发展。