行业新闻铜陵打造一流铜基新材料产业基

铜陵打造一流铜基新材料产业基地

据安徽商报消息，因铜闻名、依矿建市的铜陵是一座典型的资源型工矿城市，年被列为国家第二批资源枯竭城市。如何在调转促政策推力下，突围资源型城市转型困境?近日，记者在铜陵采访时了解到，铜陵市按省政府提出的“龙头带动、高端引领、集成发展、质量优先”的要求，把铜基新材料产业定位为铜陵市首位产业，努力将其培育成为全国最大、技术水平最高、能够带动铜陵实现产业结构优化升级、资源型城市转型的新支柱产业。

补短板延伸铜深加工产业链

铜陵的铜冶炼工艺水平一直领先全国，但在铜深加工特别是铜带加工领域上却存在短板。

位于铜基新材料产业集聚发展基地的铜陵格里赛铜冠电子材料有限公司是一家中法合资公司，今年4月，公司的两条异型铜带生产线正式建成投产，生产的异形电子铜带是通过对普通板带的异形加工，使产品的性能大幅提升，产品的附加值提高了两倍左右。这一举填补了我国高端异形电子铜带产品生产领域的空白，打破同类产品过去一直依赖进口的局面，推动我国铜加工技术向国际尖端领域迈进。

据了解，格里赛铜冠电子材料公司是铜陵市大力推动铜基新材料向高端迈进的一个缩影。目前该市已基本建成了铜板带、铜基电子材料、电线电缆、铜及铜合金棒线粉、铜文化产品、铜再生资源循环利用6大铜基新材料产业链。产品覆盖管、棒、线、板、带、箔及粉体等全部产品形态。铜基新材料产业也从过去单一型、低层次的结构，逐渐过渡到综合型、高层次的产业结构。

建设国内一流铜基新材料基地

产值总量继续保持全省第一；实现税收同比增长15%，税收总量位列全省第6位；今年1~5月份，在建项目30个，比去年同期增加5个，占年度计划的83.3%；今年前四个月，企业申报发明专利件，同比增长35%；发明专利授权51件，同比增长.7%——这是铜陵经开区铜基新材料产业集聚发展基地今年的第一份成绩单。去年9月，该基地被确定为省级战略性新兴产业集聚发展基地。

在政策引领下，铜基新材料产业集聚发展基地招商工作捷报频传，中法合资格里赛异型电子铜带、沃特玛新能源电池、精迅特种电磁线四期扩产等项目竣工投产；有色奥炉升级改造、艾默生电气厂房、安博电路板等项目进展顺利；东莞诚创手机、金誉高精铸轧铝合金板、国传电子二期高性能铜粉催化剂等项目即将开工；精达风能电缆合金导线、铜陵有色2万吨锂电池用铜箔、沃特玛电池电芯等项目正在抓紧衔接。在建项目数、开工率、投资进度三项指标均高于去年同期水平。铜基新材料产业已成为铜陵市转型发展的支柱产业。

据了解，为全力推进铜陵经开区铜基新材料产业集聚发展基地建设，不断加快调结构转方式促升级步伐，铜陵市制定了《铜陵经开区铜基新材料产业集聚发展基地建设工作方案》，提出到年，铜陵经开区铜基新材料产业集聚发展基地实现产值比年翻一番，达到亿元;税收达到15亿元;开工建设41个重点项目，累计新增投资亿元;规模以上企业突破50家。建设成为国内外具有影响力和竞争力的铜基新材料产业集群和高端铜基新材料创新基地，实现产品产量翻番、产业技术提高、创新能力提升的目标。

中电联：年上半年全国电力

供需形势分析预测报告

7月29日，中国电力企业联合会（简称“中电联”）发布年上半年全国电力供需形势分析预测报告称，上半年，全社会用电量同比增长2.7%，增速同比提高1.4个百分点，用电形势比上年有所好转。预计下半年，全社会用电量增长水平与上半年总体相当，预计全年全社会用电量同比增长2.5%左右，增速高于年。

年上半年全国电力供需形势分析预测报告

上半年，全社会用电量同比增长2.7%，增速同比提高1.4个百分点，用电形势比上年有所好转。第三产业和城乡居民生活用电较快增长，分别拉动全社会用电量增长1.2和1.0个百分点，所占全社会用电比重同比分别提高0.8和0.6个百分点。

第二产业用电同比增长0.5%，行业用电继续分化，其中四大高耗能行业合计用电量同比下降3.3%、比重同比降低1.9个百分点，下拉全社会用电量增速1.1个百分点，仍是第二产业及其工业用电低速增长、制造业用电负增长的最主要原因，而高耗能行业之外的其他制造业用电量增长4.0%，反映出国家结构调整和转型升级效果继续显现，电力消费结构不断调整。

上半年，新增发电装机容量为历年同期最多，6月底全国千瓦及以上电厂发电装机容量15.2亿千瓦，同比增长11.3%，超过同期全社会用电增速8.6个百分点，局部地区电力供应能力过剩问题进一步加剧；非化石能源发电量延续快速增长，火电发电量继续负增长、设备利用小时继续下降。全国电力供需总体宽松、部分地区过剩。

预计下半年，全社会用电量增长水平与上半年总体相当，预计全年全社会用电量同比增长2.5%左右，增速高于年。全年新增装机1.2亿千瓦，预计年底发电装机容量16.4亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机比重将进一步提高至36.5%左右；全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩。全年火电设备利用小时降至小时左右，加之燃煤发电上网电价下调、部分省份电力用户直接交易降价幅度较大、电煤价格稳中有升，煤电企业效益被进一步压缩，发展面临更大挑战，也将影响到煤电上下游行业协调可持续发展。

一、上半年全国电力供需状况

（一）电力消费增速同比提高，用电形势有所好转

上半年全国全社会用电量2.78万亿千瓦时、同比增长2.7%，增速同比提高1.4个百分点，用电形势有所好转。主要原因：一是实体经济和服务业经济运行总体平稳；二是1-2月份全国大部分地区气温偏低，6月份华东、华中、南方大部分省份气温偏高,对居民生活及第三产业用电有较强拉动作用；三是闰年因素（2月份多一天），拉高上半年用电增速约0.55个百分点。分季度看，一、二季度全社会用电量同比分别增长3.2%（扣除闰年因素增长2.1%）和2.1%，两个季度实际增长水平持平，比上年三、四季度增速明显回升。

电力消费主要特点有：

一是第二产业及其工业用电量正增长，产业结构调整和转型升级效果继续显现。第二产业及其工业用电量均同比增长0.5%，增速均同比提高1.0个百分点。制造业用电量同比下降0.3%，其中,四大高耗能行业合计用电量同比下降3.3%、降幅同比扩大1.8个百分点，扣除四大高耗能行业以外的制造业用电量增长4.0%，达到中速增长水平，可见高耗能行业是导致制造业用电负增长的最主要原因，反映出产业结构调整和转型升级效果继续显现。

二是第三产业和城乡居民生活用电较快增长。与第三产业增加值保持较快增长相对应，第三产业用电量同比增长9.2%，其中信息传输计算机服务和软件业用电同比增长14.2%。城乡居民生活用电同比增长7.7%，增速同比提高2.9个百分点。

三是电力消费增长动力持续转换、消费结构继续调整。从用电增长动力看，第三产业和城乡居民生活用电量较快增长，分别拉动全社会用电量增长1.2和1.0个百分点，而第二产业仅拉动全社会用电量增长0.4个百分点，其中四大高耗能行业合计下拉全社会用电量增速1.1个百分点，反映出当前拉动用电增长的主要动力从传统高耗能行业继续向服务业和生活用电转换。从电力消费结构看，第三产业和城乡居民生活用电量比重同比分别提高0.8和0.6个百分点，而第二产业比重降低1.5个百分点，其中四大高耗能行业比重降低1.9个百分点。

四是地区用电增长差异明显，东、中部地区用电形势相对较好。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长3.6%、3.5%、0.9%和0.6%，增速同比分别提高1.4、3.8、-1.7和2.6个百分点。总体来看，东、中部地区市场化程度相对较高、产业结构多元，高耗能产业比重相对较小，是全国用电增长的主要稳定力量；而西部和东北地区大部分省份高耗能产业比重偏大、产业相对低端，用电量受高耗能行业持续低迷的影响更为明显。

（二）发电装机快速增长、电力供应能力总体富余

上半年，全国主要电力企业合计完成投资同比增长14.5%。其中，电网投资增长33.2%，主要是电网公司贯彻落实国家相关文件精神，加大了城乡配网及农网升级改造力度，全国千伏及以下电网投资同比增长57.1%；电源投资下降8.7%，主要是火电、水电和风电投资同比下降。

上半年，新增发电装机万千瓦，同比多投产万千瓦，其中新增非化石能源发电装机万千瓦，占新增装机的53.1%。截至6月底，全国千瓦及以上电厂装机容量15.2亿千瓦、同比增长11.3%，超过同期全社会用电量增速8.6个百分点，局部地区装机过快增长、过剩压力进一步加剧。上半年，全国规模以上电厂发电量2.76万亿千瓦时、同比增长1.0%。发电设备利用小时小时、同比降低小时。

电力供应主要特点有：

一是火电新增装机规模为“十二五”以来同期新高，发电设备利用小时同比继续降低。上半年国家出台了促进煤电有序发展的相关政策，火电投资同比下降6.4%；火电新增装机万千瓦（其中煤电万千瓦），同比多投产万千瓦，是“十二五”以来同期投产最多的一年，主要是前两年火电投资快速增长，一批在建项目陆续投产。

6月底全国千瓦及以上火电装机容量10.2亿千瓦（其中煤电9.2亿千瓦），同比增长7.9%。全国规模以上电厂火电发电量同比下降3.1%，继续负增长；设备利用小时小时（其中煤电小时），同比降低小时，为近十年来的同期最低水平。火电设备利用小时分省份看，重庆、福建、广西、湖南、四川和云南低于小时，其中云南仅有小时、比全国平均水平低小时，该省火电企业持续亏损、生产经营异常困难。

二是水电发电量快速增长，发电设备利用小时创近十年同期新高。水电投资同比下降17.9%，已连续4年下降；新增水电装机万千瓦。6月底全国千瓦及以上水电装机2.8亿千瓦，同比增长4.7%。今年汛期以来大部分地区降水偏多，全国规模以上电厂水电发电量同比增长13.4%，设备利用小时小时，同比提高小时，为近十年来同期最高水平。

三是并网风电装机容量及发电量快速增长，风电设备利用小时同比降低。风电投资下降38.4%；6月底全国并网风电装机1.4亿千瓦，同比增长30.7%，甘肃、宁夏、新疆、内蒙古并网风电装机容量占当地总装机比重超过20%，黑龙江、吉林和超过15%；全国千瓦及以上电厂风电发电量增长24.4%，设备利用小时小时、同比降低85小时，其中宁夏、新疆分别降低和小时。“三北”地区部分省份弃风情况较为严重。

四是并网太阳能发电装机容量翻倍增长，太阳能发电设备利用小时同比降低。上半年，受光伏发电上网电价调整政策影响，一大批太阳能发电项目集中投产，太阳能发电装机新投产万千瓦，截至6月底全国并网太阳能发电装机容量万千瓦（其中绝大部分为光伏发电），同比增长一倍。上半年，全国千瓦及以上电厂并网太阳能发电量亿千瓦时、同比增长55.6%；全国并网太阳能发电设备利用小时小时、同比降低55小时，新疆和宁夏降幅超过小时。西北地区部分省份弃光情况较为突出。

五是核电装机及发电量快速增长，核电设备利用小时同比降低。核电投资同比增长5.1%；6月底全国核电装机容量同比增长33.8%。发电量同比增长24.9%；设备利用小时小时，同比降低小时。与上年同期相比，除广东外的其余省份设备利用小时降幅均超过小时，其中福建、辽宁分别降低和小时,主要是近两年用电增长放缓而装机容量快速增长，尤其是多台核电机组陆续投产导致电力供应能力富余，部分核电机组降负荷运行甚至停机备用。

六是跨区送电较快增长，省间送电增速同比提高。跨区、跨省送电量分别增长9.7%和4.8%，增速同比分别提高5.9和5.7个百分点。其中，西北外送电量增长10.1%，主要是哈(密)郑(州)±千伏特高压直流工程送出增长36.7%；华中外送电量增长24.3%，主要是积极组织水电送华东增长54.9%。南方电网区域西电东送电量同比增长1.6%。

七是电煤市场供大于求矛盾有所缓解，发电用天然气供应总体平稳。4月份以来全国煤炭产量明显下降，煤炭市场供大于求的矛盾有所缓解，煤炭价格有所上升。一季度个别地区部分时段天然气发电供气受到一定影响；4月份以来进入天然气消费淡季，全国天然气发电供气总体有保障。

（三）全国电力供需总体宽松、部分地区过剩

上半年，全国电力供需总体宽松、部分地区过剩。分区域看，华北区域电力供需总体平衡，华中、华东和南方区域供需总体宽松、部分省份富余，东北和西北区域电力供应能力过剩。

二、下半年全国电力供需形势预测

（一）全年电力消费增速高于年

综合考虑宏观经济形势、工商业用电价格下调、电力用户直接交易降低用户生产成本、电能替代等因素，预计年电力消费情况总体好于年。根据上半年气温因素对用电的实际影响，以及气象部门对今年迎峰度夏期间全国大部分地区气温偏高的预测判断，初步预计气温因素将拉高年全年全社会用电量增速1个百分点甚至更高，因此对全社会用电量增速的预测值比年初预测值上调1个百分点。预计年全年全社会用电量同比增长2.5%左右，其中下半年全社会用电量增长水平与上半年总体相当。

（二）新增发电装机容量继续超过1亿千瓦，非化石能源发电装机比重进一步提高

预计全年全国基建新增发电装机1.2亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机万千瓦左右，煤电万千瓦左右。预计年底全国发电装机容量将达到16.4亿千瓦、同比增长7.8%左右，其中非化石能源发电6.0亿千瓦、占总装机比重将上升至36.5%左右。

（三）全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩

预计东北和西北区域电力供应能力过剩，华北区域电力供需总体平衡、蒙西和山西富裕，华中、华东和南方区域电力供需总体宽松、部分省份富余。预计全年发电设备利用小时小时左右，其中火电设备利用小时将降至小时左右，比上年降低小时左右。