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日前，环保部新公布的财政预算显示，2011年将安排财政拨款支出预算127412.77万元用于环境保护。其中，用于核安全的支出将达1.5亿元。
具体包括：用于核与辐射安全监督管理10000万元，重点用于全国核与辐射安全监管、全国辐射环境监测、重点设施电磁辐射监测以及民用核安全设备监管技术支持等内容；用于核与辐射安全技术审评5000万，主要用于核设施的安全。
关键设备能否国产化是衡量引进技术成功与否的重要标尺。
4月26日，国家核电技术公司（以下简称“国家核电”）与中国一重、中国二重、东方电气集团、哈电集团、上海电气、中船重工等10家装备制造集团所属22家指定用户签署了AP1000三代核电技术分许可协议。国家能源局、国家核电技术公司、美国西屋公司、韩国斗山重工、美国EMD公司等技术转让方相关领导出席了签字仪式。
国家核电总经理顾军表示，该协议的签订标志着国内骨干装备制造企业正式获得了AP1000技转文件的使用权，并可进行AP1000主泵、反应堆压力容器、蒸发器、爆破阀等核岛关键设备的设计和制造。这是中国三代核电实现装备国产化迈出的关键一步。
引进工作进展顺利
国家核电有关人员表示，引进AP1000三代核电技术，统一技术路线，实现核电自主化发展是党中央、国务院做出的重大战略决策。此协议的签署，有利于调动装备制造企业的积极性，确保AP1000非能动核电技术能顺利、全面、完整的消化吸收和技转合同顺利执行。对提高我国核电自主化能力、早日实现我国三代核电技术的自主化，推动我国核电事业安全高效发展、加快我国能源结构调整具有重要意义。
此协议的签署，是国家核电技术公司按照国务院确定的“公平、有偿共享”的原则，在政府部门的领导下，继今年3月11日与中国核工业集团公司、中国广东核电集团公司就AP1000核岛设计任务包达成分许可协议后，又一次与国内企业签订AP1000技转分许可协议。
目前，该技术引进工作总体进展顺利，技术文件和软件交付已完成约80%，技转培训和技术服务完成约50%，对外支付完成约50%。合同执行进度基本满足了三代核电技术依托项目建设及关键设备国产化的要求，保障了依托项目建设；提升了我国工程设计、管理和核电装备制造企业的技术能力和水平，为我国后续三代核电项目的批量化建设奠定了基础；也为大型先进压水堆重大专项研发提供了有力的技术支持。
“再造”核电装备制造业
“AP1000三代核电技术转让是我国自上世纪80年代引进30万、60万千瓦火电机组技术以来，再次由国家层面组织的大规模技术转让。这是目前为止，我国能源领域规模最大、最完整、最彻底的一次技术引进。”顾军强调。
回看历史，上世纪的火电机组引进对中国当今的能源安全及发电设备的自主化起到了关键作用，虽有不完美之处，但功不可没。通过“引进—消化—吸收—再创新”的过程，目前中国已经成为世界最大的火电设备生产商，并掌握和引领了当今该领域的最先进技术。
而相比之下，自2007年开始对世界最先进的第三代核电技术的引进更为全面和深入。当年7月24日，国家核电技术公司经国务院授权，代表国家作为唯一受让方与美国西屋公司等6家国外转让方签订了一揽子5项技术转让合同，全面引进AP1000三代压水堆核电技术。5项技转合同以34个技转任务包形式，涵盖了核岛设计、关键设备制造、工程项目管理、运行维护等四大技术领域。
其中，设备材料制造技术引进包含了AP1000反应堆主要设备（压力容器、蒸发器等）、主泵、爆破阀、反应堆核燃料装卸机、安全壳环吊等，其涉及之全面前所未有，堪称对我国核级装备制造业的一次“再造”。
从国家核电提供给记者的一份长长的《AP1000三代核电技术装备制造业分许可协议签署单位名单》来看，其囊括了中国最为重要的10家装备制造集团所属22家骨干企业，他们是中国制造的核心力量，是振兴中国装备业的希望所在。而此次世界最先进三代核电的技术引进，给他们带来的是前所未有的机遇与挑战。在世界先进制造企业的帮助下，在更高层面、更严格标准要求下，这些企业的成长将是一次意义非凡的跨越。
而记者在协议签署现场注意到，装备企业有关人士不仅高规格出席，而且异口同声地表达了感谢。（中国工业报）
今年我国开始全面启动“十二五”水电新农村电气化县建设，规划５年建成３００个水电新农村电气化县，基本解决规划区内无电人口的用电问题。这是记者从日前举行的全国农村水电暨“十二五”水电新农村电气化县建设工作会议上获悉的。
水利部部长陈雷说，水能资源是清洁可再生能源，农村小水电是农村、特别是偏远山区的重要民生设施、民生工程。“十一五”期间我国开展的水电农村电气化县建设超额完成了４００个县的规划任务，建成了４３２个水电农村电气化县，累计解决９０万无电人口用电问题。这些电气化县人均年用电量由６３１千瓦时提高到２０１５千瓦时，增长６２．４％；户均年生活用电量由５５５千瓦时提高到７９８千瓦时，增长４３．８％。对改善农村生产生活条件，促进农村经济发展、农民增收和生态改善，发挥了重要作用。
同时，尽管近年来我国农村水电发展取得了显著成效，但广大贫困山区用电水平低、无电缺电问题依然存在。目前我国农村水能资源开发率只有４６％，还有很大的发展潜力。今年中央一号文件明确提出，要大力发展农村水电，积极开展水电新农村电气化县建设。
为此，水利部商国家发展改革委，组织编制了“十二五”全国水电新农村电气化规划，在水能资源开发潜力较大的地区，继续建设３００个水电新农村电气化县，规划总投资４３５．２亿元，新增农村水电装机容量５１５．６万千瓦，新增年发电量１９１．６亿千瓦时，相当于节约６５５．３万吨标准煤，每年可减少二氧化碳排放量１６７６．５万吨；基本解决无电人口用电问题，人均和户均用电标准在２０１０年的基础上增长２５％以上。
中国电力企业联合会认为，受前期投资结构不断调整影响，火电投产规模将小于预期，全国基建新增装机调低到8500万千瓦左右。后三个季度，局部地区电煤供需持续偏紧，大部分地区、部分时段将出现电煤供需相对紧张的情况；煤价总体仍将维持高位运行，受国际煤价、海运费上涨以及全年煤炭产量增长有限预期的影响，煤价进一步上涨的风险很大，将对电力生产供应和企业效益产生较大影响。
中电联建议，一方面，应该加快水电项目的开工建设以及特高压和西部大型煤电基地的配套建设。尽快核准开工较大规模的电源项目，以确保合理的在建和投产规模。特别是尽快开工建设一批大中型水电项目。同时，开工建设一定规模火电项目，主要是煤炭基地清洁高效燃煤电厂和天然气电厂，加快远距离交直流特高压跨区线路建设，解决“十二五”中期可能出现的大范围缺电难题。
另一方面，加快电网建设，加快电价改革步伐。充分肯定“西电东送”战略对大范围资源优化配置的重要贡献，加快推进特高压电网建设，根本解决全国资源优化配置和电力电量平衡的问题，要依托信息、控制和储能等先进技术，推进智能电网建设，适应分布式电源接入和用户多样化的需求。同时，推进电价改革，尽快完善一次能源价格、上网电价、销售电价之间的联动机制，引导电力资源的合理配置和高效利用。
在电煤供给方面，中电联建议，各地政府和企业要积极采取有效措施帮助电厂提高储煤的能力和积极性，提高电厂存煤天数；进一步增加重点电煤供应量，保障重点地区、重点电厂在迎峰度夏期间的电煤供应；增加国内煤炭产量，发挥国务院批准的国家煤炭应急储备点的作用，在国家和各省分级分层建立电煤应急储备基地，应对用煤高峰期部分电厂可能出现的缺煤停机情况；加大天然气储存和调剂力度，缓解电力供需矛盾。
水利部部长陈雷日前介绍，按照２０１１年中央一号文件“加快水能资源开发利用，大力发展农村水电”的要求，我国规划５年内将新增农村水电装机１５００万千瓦，总装机达到７４００万千瓦，为改善能源结构、发展低碳经济、保障民生做出更大贡献。
陈雷在此间举行的全国农村水电暨“十二五”水电新农村电气化县建设工作会议上说，“十二五”时期我国农村水电工作将坚持治水与办电结合，开发与保护统一，新建与改造统筹，建设管理并重，积极开展水电新农村电气化县建设，大力实施小水电代燃料生态保护工程建设，切实搞好农村水电配套电网改造工程建设，力争通过５年的努力，增加代燃料装机１４０万千瓦，解决１４０万户、５６０万农村居民的生活燃料问题，保护森林面积２０００万亩；建成３００个水电新农村电气化县，基本解决规划区内农村无电缺电人口用电问题，新增农村水电装机５００万千瓦；完成２０００座、４００万千瓦的老旧农村水电站增效扩容改造任务，全面提高农村水电综合效能和现代化水平。
农村水电是指装机容量５万及５万千瓦以下的水电站。水利部水电局局长田中兴介绍，我国农村水电资源区位分布与相对贫困人口区位分布基本一致。农村水电没有大量水体集中和移民，规模适宜，技术成熟，投资省、工期短、见效快，可就地开发、就近供电。在促进我国中、西部地区特别是老、少、边、穷地区农村经济社会全面发展中发挥了巨大作用。目前，小水电遍布全国１／２的地域、１／３的县市，累计解决了３亿多无电人口的用电问题。
记者从日前在此间举行的全国农村水电暨“十二五”水电新农村电气化县建设工作会议上了解到，我国“十一五”农村水电新增年发电量达到８００亿千瓦时，相当于新增一个三峡的年发电量，取得了很好的经济和生态效益。
农村水电是指装机容量５万及５万千瓦以下的水电站。根据我国农村水电最新年报统计数据显示，２０１０年我国农村水电年末装机容量达到５９００多万千瓦。农村水电年发电量达到２０４４亿千瓦时，约占全国水电总发电量的３０％。
水利部部长陈雷说，“十一五”时期我国农村水电建设实现新突破。新增装机突破２０００万千瓦；年发电量由２００５年的１２０９亿千瓦时增长到２０１０年突破２０００亿千瓦时，增加了８００多亿千瓦时，相当于新增一个三峡的发电量。
据统计，“十一五”时期，我国农村水电累计发电量突破８０００亿千瓦时，相当于节约了２．７亿吨标准煤，减少二氧化碳排放６．９亿吨，减排二氧化硫２４０万吨，为改善能源结构、发展低碳经济、保障民生做出了重要贡献。
陈雷说，我国农村水电具有“布局分散、就地开发、就近供电、启闭迅速”等特点，在救灾中具有充当应急电源、提高电网调度能力等重要作用。在应对２００８年雨雪冰冻灾害、“５·１２”汶川地震、２０１０年玉树地震等自然灾害中，农村水电都在第一时间保障了应急救灾的电力供应，今后也将继续肩负这一重要任务。同时，我国承诺到２０２０年单位国内生产总值二氧化碳排放比２００５年降低４０％—４５％，为实现这一目标，必须大力发展绿色、循环、低碳经济。水电是低碳、清洁、可再生的绿色能源，大力开发包括农村水电在内的水能资源是我国发展低碳经济的现实选择。
2011年5月6日上午，国家电网公司建设部在北京召开中俄直流联网黑河背靠背换流站工程再启动工作会。这标志着黑河背靠背换流站工程自2008年8月“暂停缓建”2年8个月之后，工程重新启动。
根据中俄政府最新安排,建设部对工程再启动的相关工作做了全面计划，进行了物资供应、现场实况摸底调查、工程量调整初步审查，并于5月4日召开了工程物资供应复工动员会。在做了大量的工程复工准备工作之后，建设部在5月6日召开了黑河背靠背换流站工程再启动工作会，全面部署黑河工程再启动的各项工作。
会上建设部负责人作了总结讲话，要求工程建设各相关单位要充分意识到黑河工程作为展示国家电网公司直流工程建设水平窗口的重大意义，高度重视，大力投入，科学组织，团结协作，不断提高工程质量和工艺水平，加快工程建设步伐，努力把黑河工程建设成为一个安全、优质、环保的工程。
日前，由国家发展改革委、国家电监会联合发出通知，核定了世界上首个±６６０千伏电压等级的直流输电工程，即宁东至山东±６６０千伏直流输电工程输电价格为每千瓦时０．０６元，输电线损率为７％。
投资１０４亿元的此项目于２０１１年２月２８日正式实现双极投运，每年将有２２０亿千瓦时的清洁电能从我国西北的能源大省宁夏输送到经济发达的缺电省份山东，开辟了我国西电东送的北通道。
据宁夏经济和信息化委员会电力处介绍，该工程包括华电宁夏灵武发电公司二期、京能水洞沟电厂、鲁能鸳鸯湖电厂等三个配套电源项目，送山东电量上网电价按每千瓦时０．２８４元（含税，下同）执行。宁夏电力公司组织宁东至山东±６６０千伏直流输电工程三个配套火电厂所发电量与西北电网公司组织青海电量送至宁东换流站的结算价格为每千瓦时０．３１２元。
另外，通知规定实际输电线损率超过或低于７％带来的风险或收益均由国家电网公司承担。山东的落地电量结算价格为每千瓦时０．３９５４元。
据了解，宁东－山东±６６０千伏直流输电示范工程起自宁夏银川东换流站，止于山东青岛换流站，途经宁夏、陕西、山西、河北、山东５省区，线路长度为１３３３千米，额定输送容量４００万千瓦。
5月4日，国家电网公司正式发布了±1100千伏特高压直流输电设备研制技术规范，目的是加快推进±1100千伏特高压直流输电设备研制工作，为±1100千伏特高压直流输电示范工程建设尽早启动奠定设备基础。公司副总经理、党组成员郑宝森出席发布仪式并讲话。
±1100千伏特高压直流输电技术是直流输电技术新的高峰，在我国新疆电力外送等超远距离送电项目中将发挥不可替代的重要作用。“十二五”期间，国家电网公司将以准东—重庆工程为依托工程，建设首个±1100千伏特高压直流输电工程。从去年开始，公司组织有关科研、设计单位、国内外设备制造厂家深入开展了±1100千伏直流输电技术研讨，形成了关键设备研制技术规范。
郑宝森表示，设备研制是发展±1100千伏特高压直流输电技术的关键，设备能否研制成功直接决定±1100千伏特高压直流输电工程是否能够启动建设，设备研制和供应的进度直接决定工程的建设进度，设备的质量直接决定工程的成功建成和安全稳定运行水平。±1100千伏特高压直流输电设备的技术水平是对世界现有输变电设备制造极限的挑战，关键设备研制时间非常紧张。各单位要深刻认识±1100千伏直流关键设备研制的艰巨性和紧迫性，尽早研制出设备样机，支撑±1100千伏特高压直流输电设备技术方案，为尽早启动并投运±1100千伏特高压直流输电工程建设，实现疆电外送，促进更大范围内的资源优化配置打下坚实的设备基础。±1100千伏特高压直流输电设备研制有关各方要确保人员和资源投入，高度重视设备研制质量，齐心协力全力加快设备研制工作。
据悉，我国正在加快建设西南大型水电基地、西北（新疆）大型煤电基地和风电基地，这些大型能源基地与东、中部负荷中心的距离一般都在1000~3000千米甚至更远。加快发展特高压输电技术，推进能源资源大范围优化配置势在必行。±1100千伏特高直流输电技术具有经济输电距离长、单回线路输送能力强、输电损耗低、大范围资源配置能力强、对电工装备业的带动作用显著等优点。
5月3日上午，亚洲首条柔性直流输电示范工程——上海南汇风电场柔性直流输电工程成功投入试运行，这是我国第一条拥有完全自主知识产权，具有世界一流水平的柔性直流输电线路，也是我国在大功率电力电子领域取得的又一重大创新成果。该示范工程输送容量为20MW，直流电压等级为±30kV，是国家电网公司的重大科技示范项目，标志着国家电网公司成为继ABB、西门子之后的全球第三家掌握该技术的公司。
柔性直流输电是采用基于电压源换流器的新一代直流输电技术，可以独立地控制其输出电压的相位和幅值，从而能够快速、灵活地调节其输出的有功和无功功率，具有运行方式灵活、可控性强、适用场合多、占地面积小、环保性好等突出优势。为全面掌握柔性直流输电核心技术，2006年，公司研究制定了《柔性直流输电系统关键技术研究框架》，组织上海电力公司、中国电科院、国网电科院、网联直流咨询公司和高等院校等建立产、学、研、用联合科研团队。该科研团队历时五年，系统性地开展了柔性直流输电的基础理论、关键技术开发、核心装备研制等工作，并先后攻克了有功无功独立控制、电压电流平衡控制、模块化多电平电压源换流、49电平动模试验方法等50多项装置级、系统级关键技术，并在上海南汇风电场柔性输电工程中成功实现了工程应用。
柔性直流输电技术是当前国际公认的风电场等可再生能源并网最佳技术解决方案，不仅具备优异的风电场并网性能和较强的抗干扰能力，而且还能有效改善低电压穿越能力，满足并网系统对暂态性能的要求。欧洲多个国家都已经规划和建设了大量的海上风电场，其容量都在数百兆瓦的等级，并且其中已经有部分使用了柔性直流输电进行系统接入。目前，我国风能、太阳能资源开发集中度高，且远离负荷中心，柔性直流输电技术以其显著的技术特点和优势，在我国的新能源并网领域具有广阔的应用前景。此外，柔性直流输电技术在孤岛供电和城市配网供电领域，同样具有较大的应用潜力。
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