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中国能源电力行业现状与发展趋势


中国能源电力行业现状与发展
中国电力工业自 1882 年在上海诞生以来,经历了艰难曲折、发展缓慢的 67 年,到 1949 年发电装机容量和发电量仅为 185 万千瓦和 43 亿千瓦时,分别居 世界第 21 位和第 25 位。1949 年以后我国(大陆,下同)的电力工业得到了快 速发展。1978 年发电装机容量达到 5712 万千瓦,发电量达到 2566 亿千瓦时, 分

别跃居世界第 8 位和第 7 位。改革开放之后,电力工业体制不断改革,在实 行多家办电、 积极合理利用外资和多渠道资金,运用多种电价和鼓励竞争等有效 政策的激励下,电力工业发展迅速,在发展规模、建设速度和技术水平上不断刷 新纪录、跨上新的台阶。装机先后超过法国、英国、加拿大、德国、俄罗斯和日 本,从 1996 年底开始一直稳居世界第 2 位。进入新世纪,我国的电力工业发展 遇到了前所未有的机遇,呈现出快速发展的态势。 一、发展现状 (一)电力建设快速发展 发电装机容量、发电量持续增长。改革开放以来到上世纪末,我国发电装机和 发电量年均增长率分别为 7.8%、7.9%。发电装机容量继 1987 年突破 1 亿千瓦 后,到 1995 年超过了 2 亿千瓦,2000 年达到了 3 亿千瓦。发电量在 1995 年超 过了 1 万亿千瓦时,到 2000 年达到了 1.37 万亿千瓦时。进入新世纪,我国电 力工业进入历史上的高速发展时期,投产大中型机组逐年上升,2004 年 5 月随 着三峡电站 7#机组的投产,我国电源装机达到 4 亿千瓦,到 2004 年底发电装 机总量达到 4.41 亿千瓦,其中:水、火、核电分别达 10830、32490、701.4 万 千瓦。2004 年发电量达到 21870 亿千瓦时。2000~2004 年,5 年净增发电装 机容量 14150 万千瓦,2004 年我国新增电力装机容量 5100 万千瓦,超过美国 在 1979 年创造的年新增装机 4100 万千瓦的世界历史最高记录。预计今年新增 装机容量约为 6000 万千瓦,年末装机容量将超过 5 亿千瓦。 电源结构不断调整和技术升级受到重视。水电开发力度加大,2004 年 9 月, 随着青海黄河上游公伯峡水电站首台机组建成投产, 我国水电装机超过了 1 亿千 瓦, 达到 10830 万千瓦, 占总装机容量的 24.6%, 目前在建规模约 4700 万千瓦。 核电建设取得进展,经过 20 年的努力,建成以秦山、大亚湾/岭澳、田湾为代表 的三个核电基地,总装机容量达到了 870 万千瓦。高参数、大容量机组比重有 所增加,截止到 2004 年底,已投运单机容量 60 万千瓦及以上的大型火电机组 约 55 台,其容量占火电装机容量的 10.7%,在今后 4 年中将有 60 台以上的超 临界机组建成投产,60 万千瓦机组中超临界机组已经占有主导地位,单机容量 100 万千瓦的超超临界机组开始兴建,到 2010 年将有 10 台以上 100 万千瓦超 超临界机组投产。 关停了一大批耗能高、污染严重的小机组,自 2000 到 2002 年,关停的小机 组约 1000 万千瓦。 洁净煤发电技术得到应用, 采用引进技术自主设计制造的 30 万千瓦 CFB 锅炉, 正在建设或开展前期工作的有 10 余台, 2004 年末约有 2000 万千瓦脱硫装置投入运行或在建, 近几年新建火电机组几乎均同步安装烟气脱硫

装置,大容量机组烟气脱硝正在逐渐实施,40 万千瓦等级的 IGCC 机组的技术 引进及开发工作正在进行。 燃气蒸汽联合循环发电技术引进取得成果,目前约有 近 70 套 9F 级燃机机组正在建设或前期准备中,2005 年 5 月大陆首台 9FA 重 型燃气蒸汽联合循环机组投入运行, 燃气轮机的装机容量不久将达到 3000 万千 瓦以上。 电网建设不断加强。随着电源容量的日益增长,我国电网规模不断扩大,电网 建设得到了不断加强,特别是近十年来,电网建设得到了迅速发展,输变电容量 逐年增加。截至 2004 年底,220 千伏及以上输电线路达到 22.8 万公里,变电容 量达到 7.12 亿千伏安。全国电网基本形成较为完备的 330/500 千伏主网架,随 着国家电网公司 750 千伏输变电示范工程的投产,电网最高运行电压等级已经 提高到 750kV。1998 年以来实施的城乡电网建设与改造,特别是农村电网“两改 一同价”成效显著,不仅提高了供电质量,降低了电价水平,改善了 8 亿农民的 用电状况, 解决了近 3000 多万无电农村人口的用电问题, 而且加强了网架结构, 缓解了城市配网高低电压之间联系薄弱的问题, 促进了城乡经济发展和生活水平 的提高。 西电东送和全国联网发展迅速。我国能源资源和电力负荷分布的不均衡性,决 定了“西电东送”是我国的必然选择。西电东送重点在于输送水电电能。按照经济 性原则,适度建设燃煤电站,实施西电东送。 目前,西电东送已进入全面实施阶段:贵州到广东 500 千伏交、直流输变电 工程已先后投产运行, 向广东送电规模已达 1088 万千瓦。 三峡到华东、 广东±500 千伏直流输变电工程先后投产。蒙西、山西、陕西地区向京津唐电网送电能力逐 步增加。华北与东北、福建与华东、川渝与华中等一批联网工程已经投入运行, 2003 年跨区交换电量达到 862 亿千瓦时。 截至 2005 年 7 月,除海南外已经初步实现了全国联网,初步实现了跨区域资 源的优化配置,区域电网间的电力电量交换更加频繁,交易类型出现了中长期、 短期、超短期、可中断交易等多种模式,呈现多样化的良好局面,由于跨区跨省 电力交易比较活跃,部分联网输电通道长期保持大功率送电。西电东送、全国联 网工程对调剂电力余缺、缓解电力供应紧张和促进资源优化配置起到重要作用。 (二)电力环保取得显著成绩 污染物排放得到控制。电力工业从上世纪 80 年代初开始控制烟尘排放,目前 安装电除尘器比例达到 85%以上,烟尘排放总量较 1980 年减少 32%以上,单 位电量烟尘排放量减少了 88%。1995 年底结束向江河排灰,2002 年废水排放 达标率达到 97%,部分水资源缺乏地区实现了废水“零排放”。2003 年底大陆已 累计建成投产的脱硫机组装置容量约 1000 万千瓦,脱硫设施产生的 SO2 去除 量为 96.9 万吨,单位电量二氧化硫排放量较 1990 年减少了 40%。洁净煤燃烧 技术的研究、开发和技术引进取得进展,已经掌握了低氮燃烧技术。水电、核电 和电网的环境保护得到高度重视。

资源节约和综合利用水平不断提高。供电标准煤耗从 1978 年的 471 克/千瓦 时下降到 2004 年的 376 克/千瓦时;发电厂用电率从 6.61%下降到 5.95%;线 路损失率从 9.64%下降到 7.59%;平均单机容量达到 5.68 万千瓦。 全国火电厂工业用水总量为 1327 亿吨,其中新鲜水量为 397 亿吨,重复用水 量为 930 亿吨, 水的重复利用率为 70%。 全国火电厂工业固体废物产生量为 1.72 亿吨,其中粉煤灰为 1.38 亿吨、渣为 0.32 亿吨;工业固体废物综合利用量为 1.2 亿吨,其中粉煤灰为 0.95 亿吨、渣为 0.25 亿吨。干灰场得到普遍应用,节 约了占地和用水。灰渣综合利用的水平不断提高。在许多地区 100%得到利用。 (三)电力科学技术水平有较大提高 电力装备技术水平差距不断缩小。火电主力机型从 50、60、70 年代的 5 万、 10 万、20 万千瓦,发展到 80 年代利用引进技术生产 30 和 60 万千瓦,进入新 世纪以来 60 万千瓦超临界、100 万千瓦超超临界机组引进技术国产化进程明显 加快;水电具备了 70 万千瓦机组的制造能力;核电可以自主设计生产 65 万千 瓦压水堆核电机组。电网已具备 750 千伏及以下、额定电流 4000 安培及以下、 短路电流水平 63 千安及以下交流输变电设备研发及制造能力,产品类型涵盖 “常规敞开式设备 ”至“全封闭组合电器”在内的全系列。±500 千伏及以下高压直 流输电工程的关键设备—晶闸管阀及换流变压器已基本实现由国内成套供货。 交、直流输电系统控制保护设备的技术水平已居于世界领先行列。 电力发展水平走在世界前列。一是火电机组参数等级、效率不断提高,2004 年上海外高桥二期工程 90 万千瓦引进技术超临界机组、河南沁北、江苏常熟两 个 60 万千瓦超临界机组国产化依托工程成功投入运行, 浙江玉环 100 万千瓦超 超临界机组国产化依托工程及山东邹县、江苏泰州等一批同类项目正在顺利实 施。 二是水电建设代表了当今世界水平,建成了以三峡工程为代表的一批具有世 界一流水平的水电工程。 三是核电自主化程度不断提高,秦山二期建成投产标志 着我国已具备 65 万千瓦压水堆核电机组的研发制造能力。四是超高压技术跻身 国际先进行列,500 千伏紧凑型、同塔多回、串联补偿等技术得到应用,2005 年 9 月 26 日, 我国第一个 750 千伏输变电示范工程 (青海官亭至甘肃兰州输变 电工程) 正式投入运行, 这标志着我国电网建设和输变电设备制造水平跨入世界 先进行列;现已开始规划建设交流 1000 千伏特高压输变电试验示范工程。五是 直流输电技术快速发展,已先后建成单回输送容量 120 万千瓦的葛上直流工程、 单回输送容量 180 万千瓦的天广直流工程、单回输送容量均为 300 万千瓦的龙 政、三广及贵广 I 回直流工程,在建和已建的直流线路工程的长度达到了 7000 公里,并已开展 800 千伏级特高压直流输电工程可行性研究工作。 (四)可再生能源发电取得进步 风力发电建设规模逐步扩大。从“七五”开始建设风力发电场,到 2004 年底, 内地已建成 43 个风力发电场, 累计装机 1292 台, 总装机容量达到 76.4 万千瓦, 占全国电力装机的 0.17%。单机容量达到 2000 千瓦。

地热发电得到应用。到 1993 年底,西藏地热发电的总装机达到 28.13 兆瓦, 约占全国地热发电装机(包括台湾在内)的 94%;年发电量 9700 万千瓦时,占拉 萨电网约 20%。 太阳能发电开始起步。至 1999 年,光伏发电系统累计装机容量超过 13 兆瓦。 2004 年建成容量为 1 兆瓦的太阳能发电系统,这是目前中国乃至亚洲总装机容 量第一的并网光伏发电系统, 同时,也是世界上为数不多的兆瓦级大型太阳能光 伏发电系统之一。 小水电建设取得巨大成绩。 截止到 2000 年底, 全国已建成小水电站 4 万多座, 装机达 2485 万千瓦,占全国水电装机的 32,4%,占世界小水电开发量的 40% 以上,年发电量 800 亿千瓦时,占全国水电发电量的 36.27%。 (五 )电力需求旺盛,发展潜力巨大 国民经济持续快速增长,对电力的拉动作用巨大。上世纪 70 年代起,我国基 本处于长期严重缺电的局面, 电力供应短缺是制约经济发展的主要瓶颈。随着电 力工业快速发展,1997 年开始实现了电力供需的基本平衡,部分地区供大于求。 进入新世纪, 随着我国实施西部大开发战略,实行积极财政政策和扩大内需的经 济方针, 国民经济持续发展, 电力需求增长也屡创新高。 2001 年用电增长 9% 继 之后,2002 年增长 11.8%、2003 年增长 15.4%、2004 年增长 14.8%。经济较 发达的长江三角洲、珠江三角洲等沿海地区电力需求持续旺盛。从 2002 年下半 年开始, 全国电力供需状况又趋紧张, 发电装机利用率 (利用小时数) 大幅提高, 局部地区开始启用限电措施。2003 年~2004 年,全国电力供需平衡继续总体偏 紧。整体看来,由于人均发电装机占有量偏低,电力供应的高速增长仍难以满足 更快增长的电力需求,电力工业仍存在较大发展空间。 (六)结构性矛盾突出,技术升级任重道远 电源结构有待优化。一是煤电比重很高,近几年又增长较快,所占比重进一步 提高,水电开发率较低,清洁发电装机总容量所占比例较小;二是 20 万千瓦及 以下机组超过 1 亿千瓦 (4403 台) 其中 10 万千瓦及以下有 6570 万千瓦 , (3993 台),加之目前各地小机组关停步伐明显放缓、企业自备燃油机组增多,燃煤和 燃油小机组仍占有过高比重,投入运行的 60 万千瓦及以上火电机组仅 55 台, 大型机组为数较少;三是在运行空冷机组容量约 500 万千瓦,与三北缺水地区 装机容量相比,所占比例低,其节水优势没有体现出来;四是热电联产机组少, 城市集中供热普及率为 27%;五是电源调峰能力不足,主要依靠燃煤火电机组 降负荷运行,调峰经济性较差。 电力生产主要技术指标与国际水平还有一定差距。火电机组参数等级不够先 进,亚临界及以上参数机组占 40%,高压、超高压参数机组占 29%,高压及以 下参数机组占 31%;超临界机组仅 960 万千瓦,占火电装机总量的 2.95%。国 产大机组的经济性落后于相应进口机组,30 万千瓦容量等级,国产亚临界机组 的供电煤耗比进口机组高 4~12g/kWh;60 万千瓦容量等级,国产亚临界机组

的供电煤耗比进口机组高 20~23g/kWh, 比进口超临界机组高 28~39.5g /kWh。 在 30 万千瓦、60 万千瓦亚临界机组主、辅机引进消化过程中,由于主、辅机出 力、可靠性等因素影响,形成从标准上、设计和管理上要求增大辅机配备裕度, 直接导致辅机运行偏离经济工况,厂用电升高,机组经济性下降。电网的平均损 失率为 7.71%,尚有进一步降低的空间。清洁煤发电技术、核电技术的进步较慢, 大型超(超)临界机组、大型燃气轮机、大型抽水蓄能设备及高压直流输电设备等 本地化水平还比较低, 自主开发和设计制造能力不强,不能满足电力工业产业升 级和技术进步的需要。 二、发展趋势 未来 20 年,是我国经济和社会发展的重要战略机遇期。目前我国人均国内生 产总值已超过 1000 美元,进入了世界中低收入国家行列,消费结构升级,工业 化进程加快,城镇化水平提高,人均用电量超过 1400 千瓦时,进入了重工业化 发展阶段。加快工业化、现代化进程对电力发展提出更高的要求。 (一)电力建设任务艰巨 资源条件制约发展。我国水能、煤炭较丰富,油、气资源不足,且分布很不均 衡。水能资源居世界首位,但 3/4 以上的水能资源分布在西部。我国煤炭探明保 有储量居世界第三位,人均储量为世界平均水平的 55%。我国天然气和石油人 均储量仅为世界平均水平的 11%和 4.5%。风能和太阳能等新能源发电受技术因 素限制,多为间歇性能源,短期内所占比重不可能太高,需要引导积极开发。 电力发展与资源、环境矛盾日益突出。电力生产高度依赖煤炭,大量开发和燃 烧煤炭引发环境生态问题,包括地面沉陷、地下水系遭到破坏,酸雨危害的地理 面积逐年扩大, 温室气体和固体废料的大量排放等。火力发电需要耗用大量的淡 水资源,而我国淡水资源短缺,人均占有量为世界平均水平的 1/4,且分布不均, 其中华北和西北属严重缺水地区。同时,我国也是世界上水土流失、土地荒漠化 和环境污染严重的国家之一。以我国的发展阶段分析,未来若干年,是大量消耗 资源、人与自然之间冲突极为激烈的时期。目前的能源消耗方式,是我国能源、 水资源和环境容量无法支撑的。 经济增长方式需要转变。当前我国经济尚属于高投入、高消耗、高排放、不协 调、难循环、低效率的粗放型增长模式。若按近几年的用电增速计算,2020 年 全国电力需求将高达 11 万亿千瓦时,相应发电装机 24 亿千瓦,发电用煤将超 过 50 亿吨,是目前的 6 倍,这显然是不可能的。在持续、快速的经济增长背景 下,经济增长方式中长期被 GDP 数字大幅上升掩盖的不足正逐渐显现,直接给 经济运行带来隐忧。 经济增长方式需要根本性转变, 以保证国民经济可持续发展。 改革开放以来,通过科技进步和效率提高,我国产值单耗不断下降,单位产值 电耗从 1980 年的 0.21 千瓦时降至 2000 年的 0.151 千瓦时,下降了 0.059 千瓦 时。 假如未来 20 年仍能保持这样的下降幅度, 按照 2020 年 GDP 翻两番的目标, 约可减少电耗 3.22 万亿千瓦时。节能提效空间巨大。

电网安全要求不断提高。 我国电网进入快速发展时期,大电网具有大规模输送 能量,实现跨流域调节、减少备用容量,推迟新机组投产,降低电力工业整体成 本,提高效率等优点。但随着目前电网进一步扩展,影响安全的因素增多,技术 更加复杂,需要协调的问题更多,事故可能波及的范围更广,造成的损失可能会 更大。 8· 美加电网事故造成大范围停电给全世界敲响了警钟,大电网的电力 14 安全要求更高。 (二)电力发展需求强劲 经济增长率仍将持续走高。 目前我国处于工业化的阶段,重化工业产业发展迅 速,全社会用电以工业为主,工业用电以重工业为主的格局还将持续一段时间。 随着增长方式的逐步转变、 结构调整力度加大、产业技术进步加快和劳动生产率 逐步提高,第二产业单耗水平总体上将呈下降趋势。 从今后一个较长时期来看,一方面,随着工业化、城镇化进程以及人民生活水 平的提高,我国电力消耗强度会有一个加大的过程,但另一方面通过结构调整, 高附加值、低能耗的产业将加快发展,即使是高耗能行业,其电耗水平也应有较 大下降。 用电负荷增长速度高于用电量增长。预计用电负荷增长速度高于电量增长,但 考虑加强电力需求侧管理, 负荷增长速度与电量增长速度的差距将逐步缩小。预 计 2010 年我国全社会用电量为 30450 亿千瓦时左右,2005 年~2010 年期间 平均增长 6%左右; 2020 年全社会用电量将不低于 45000 亿千瓦时, 10 年年 后 均增长 4%左右。 (三)电力发展趋势特点鲜明 我国电力发展的基本方针是:提高能源效率,保护生态环境,加强电网建设, 大力开发水电,优化发展煤电,积极推进核电建设,适度发展天然气发电,鼓励 新能源和可再生能源发电,带动装备工业发展,深化体制改革。在此方针的指导 下,结合近期电力工业建设重点及目标,我国电力发展将呈现以下鲜明特点: 结构调整力度将会继续加大。 将重点推进水电流域梯级综合开发,加快建设大 型水电基地, 因地制宜开发中小型水电站和发展抽水蓄能电站,使水电开发率有 较大幅度提高。合理布局发展煤电,加快技术升级,节约资源,保护环境,节约 用水,提高煤电技术水平和经济性。实现百万千瓦级压水堆核电工程设计、设备 制造本土化、 批量化的目标, 全面掌握新一代百万千瓦级压水堆核电站工程设计 和设备制造技术,积极推进高温气冷堆核电技术研究和应用,到 2020 年核电装 机力争达到 4000 万千瓦左右。在电力负荷中心、环境要求严格、电价承受力强 的地区,因地制宜建设适当规模的天然气电厂,提高天然气发电比重。在风力资 源丰富的地区,开发较大规模的风力发电场;在大电网覆盖不到的边远地区,发 展太阳能光伏电池发电; 因地制宜发展地热发电、 潮汐电站、 生物质能 (秸秆等)

与沼气发电等; 与垃圾处理相结合, 在大中城市规划建设垃圾发电项目; 2020 到 年力争使新能源发电装机比重超过 4%。 预计到 2010 年,全国发电装机容量 7 亿千瓦左右,年均增长 6.7%,其中水 电 1.65 亿千瓦,煤电 4.68 亿千瓦,核电 1200 万千瓦,气电 3500 万千瓦,新能源发 电 1000 万千瓦。 预计 2020 年全国发电装机容量将可能超过 9.5 亿千瓦左右,其中水电 2.46 亿千瓦(含抽水蓄能 2600 万千瓦),煤电 5.62 亿千瓦,核电 4000 万千瓦,气 电 6000 万千瓦,新能源发电 4100 万千瓦。 技术进步和产业升级步伐将会加快。


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