中国发电能源结构与电力生产可持续性分析，本文主要内容关键词为：持续性论文,中国论文,能源论文,电力论文,结构论文，此文献不代表本站观点，内容供学术参考，文章仅供参考阅读下载。
一、中国电力需求趋势分析
中国年发电量自1995年以来连续多年居世界第2位，近年来电力建设速度也持续加快，其中2003年新投产装机容量达到3000万千瓦，2004年投产新装机5055万千瓦，都创造了世界纪录。但是，2000年以来电力消费增长更快，2003年电力消费增长15.9％，电力缺口超过1000万千瓦；2004年电力消费增长14.9％，电力缺口超过2000万千瓦，而2005年电力缺口将超过2500万千瓦，这意味着近年来电力供应弹性系数低于电力消费弹性系数，电力供应紧张在所难免。
经济发展是拉动电力需求的内在动力。中国2020年GDP增长远景目标的顺利实现需要稳定、持续、安全、充足的电力供应作为支撑，而进行电力生产规划必须以满足未来经济增长所需要的电力需求量作为主要参照。考虑到目前超过20个省、市由于经济持续高速发展造成不同程度电力短缺的现状，以及中国1985—2004年电力需求年均约9.2％的长期增长趋势，加之当前中国生产生活加速电气化的社会发展趋势，可以断定，中国电力需求将持续快速增长。
相对于国际原子能机构（IAEA）预计的2003—2030年全世界年均电力消费增长率1.8％—3.4％，中国电力需求将明显高于世界水平。为保证未来中国电力需求的实现，必须科学规划电力生产。
二、中国发电能源结构现状及其对电力生产持续增长的制约
发电能源结构的形成受到经济发展水平、技术水平、电力需求、资源可用性、经济可行性和环境保护政策等因素的综合影响，目前中国电力结构特点是过度依赖火电，1985—2004年的20年间，火电所占当年总发电量的平均比例高达81.4％；核电发展落后，其所占最高比例为2004年的接近2.3％；水电近年来发展迅速，但所占比例有降低趋势，而且潜力远未得到充分利用；新能源发电尽管前景较好，但受到发电设备和技术水平的限制，也相对滞后。
1、火电—煤炭。
火电一直是中国电力生产的主体，它在电力生产结构中的地位举足轻重。因为中国超过75％的发电能力由燃煤机组提供，所以，电煤的安全供应关系到整个电力生产的全局。1985—2004年的20年间，电煤消费量从1.64亿吨增长到9.6亿吨，增长了约4.9倍，同期煤炭产量增加了约1.2倍。其中，1994—2004年电煤消费量均为正增长，但1997年增长率出现下滑，之后缓步回升，2003年甚至出现了29.6％的高增长率；煤炭产量增长率波动较大，其中1997—2000年是负增长，2001年回升为16.3％，之后稳步增长。这说明对煤电的需求在持续增加。
中国煤炭资源的主要特点是：总量相对丰富，但人均占有量低；富煤地区相对集中，但分布不平衡；煤炭品质及结构参差不齐。截至2002年年底，中国探明可采煤炭储量1886亿吨，（注：张超等：《关于我国2050年水电能源发展战略的思考》，《北京理工大学学报》2002年10月。）按照2004年煤炭实际产量19.56亿吨静态匡算，还能开采使用约96年。可见，中国煤炭资源相对还算丰富，但就2002年剩余可采煤炭资源的人均占有量来说，世界水平约为159吨，可采储量世界第一的美国高达约868吨，是中国的5.9倍；此外，中国煤炭资源的地理分布与经济发展水平的地区分布呈逆向分布：煤炭资源北多南少，西多东少，其中华北占45.9％，西北占30％，东北（含内蒙古东四盟）占7.3％，而中国经济发达地区也是煤炭需求量大的地区多集中在以珠三角、长三角和京津唐为中心的东部沿海地区，这种不平衡分布，加之受到长距离运输瓶颈的制约，必然对煤炭资源的开发力度和规模以及利用效率造成不利影响；另外，中国煤炭灰分普遍较高，硫分偏高的煤炭也占到相当比例，限制了利用效率的提高。
尽管中国电力生产过度依赖煤电的趋势将长期存在，但是，其进一步发展必将受到日益严峻的环境保护压力。中国政府在2002年核准的《京都议定书》已于2005年2月正式生效，尽管第一阶段中国没有二氧化碳减排义务，但作为全球第二大温室气体排放国，无疑将直面该国际公约的约束。
2、水电。
水电是中国电力生产的重要组成部分，它在1985—2004年的20年间所占当年发电量的平均比例约为18％，其中1985年是22.5％，2000年是16.4％，2004年是15％，可见，水电比例有降低的趋势。
中国水能资源丰富，蕴藏量和技术可开发量均居民世界首位，其技术可开发装机总容量为3.78亿千瓦，占世界总量的16.7％，①居世界第一位。但是，在2003年世界水力发电实际消费总量中，②中国仅居第三位，占总量的10.8％；另外，截至2004年底，中国水电总装机容量1.08亿千瓦，占技术可开发总容量的28.6％；中国2004年水力发电量3280亿千瓦时，仅占总可发电量的17.1％。可见，中国水电剩余可装机容量潜力巨大，而且目前水电开发水平与水能资源蕴藏量的世界地位并不相称，这说明中国水电发展仍有很大空间。
中国水资源的另一个重要特点是小水电资源丰富。2004年水利部重新核定可开发的小水电资源为1.28亿千瓦，占中国水电资源技术可开发总量的33.9％，居世界第一位。但是，小水电资源大多集中在西部地区，占全国的67％，中部地区占17％，而经济发达的东部地区仅占16％。根据水利部的统计数据，③2003年，中国小水电总装机达到3120万千瓦，占可开发小水电资源量的24％，可见，小水电发展也仍有潜力。
3、核电。
核电与火电、水电一起构成当今世界电力工业的三大支柱。中国自1994年4月秦山核电站投入商业运营以来，迄今共有9座核电站投入运营，2座在建。核电站从无到有，一直保持平稳健康运行，为进一步发展打下了良好的基础。2004年中国核电装机容量684万千瓦，占总装机容量的1.6％；其发电量在电力结构中的比例约为2.3％，居第三位。而根据国际原子能机构（IAEA）2005年4月27日的数据，（注：国际原子能机构：http://www.iaea.org/programmes/a2/index.html.）全世界共有32个国家或地区建有总计441座核电站，总装机容量达到3.67亿千瓦，约占全世界总装机容量的10％，发电量约占全世界总发电量的16％。可见，中国核能发展水平与国际发展水平还有很大差距，这也说明中国核能事业存在着巨大发展潜力。
国际原子能机构（IAEA）预测中国可能的铀储量为177万吨，是世界上铀资源潜力最大的国家之一。20世纪80年代以后中国对铀矿工业进行了两次大的改革，通过转换经营机制、提高技术水平、采用新工艺，从而降低了能耗，提高了资源利用效率，实际上也增加了铀资源可利用总量。此外，中国还具备从铀同位素分离、核燃料元件制造到乏燃料后处理等一整套完整的核燃料循环体系，具有向国内所有核电站提供优质燃料组件的能力，可见中国铀资源开发潜力巨大。
就技术水平来讲，中国首座核电站—秦山核电站一期30万千瓦核电工程于1991年12月成功并网发电，使中国成为世界上少数能够完全依靠自己的力量发展核电的国家；1993年8月和1994年2月，引进外资和设备的大亚湾2×90万千瓦核电站相继并网发电，积累了核能领域的合资建设经验。中国核能事业从自力更生起家，在长期的实践中培养锻炼出一支具备一定自主设计、建造及运行经验和能力的技术队伍，形成了具有相当水平的科研、试验及开发能力。
4、火电—燃油
以燃油作为电源，由于相对于其他电源来说成本较高，决定了它只能作为中国电力生产的补充。1993—2002年的10年间电厂发电消耗燃油量总体呈下降趋势，2001年之后又开始上升，这与中国经济增长周期性变动是一致的。其中1993年电厂发电消耗燃油量为1203.4万吨，到 2002 年降低至1089.12万吨，10年间共降低了9.5％。
此外，由于燃油电厂大量燃用重油，所排放的烟尘、氮氧化物甚于燃煤，其二氧化硫排放量也不低，这意味着燃油电厂同样面临着严峻的环境保护压力。
5、火电——燃气。
中国用于发电的燃气消耗量呈逐年攀升态势，2002年发电消耗燃气量比1993年增加了1.6倍。
天然气是公认的清洁、高效能源。2003年底，中国探明剩余可采天然气储量约1.82万亿立方米，占同期世界剩余可采储量175.78万亿立方米的1.0％，按照中国2003年天然气产量350.15亿立方米匡算，还可开采约52年，全世界还可开采约67.1年；中国天然气资源勘探尚处于早期阶段，2003年探明可采储量比1980年的0.74万亿立方米增长了约1.46倍，而且资源探明率仅有11％，后续勘探开发潜力巨大，这意味着天然气作为电源的潜力可观。
6、新能源。
自20世纪90年代以来，以风能、太阳能为代表的新能源发电成为世界电力能源市场发展中的新秀，中国风能、太阳能等目前技术可利用的新能源资源蕴藏量丰富发展前景可观。
中国风能可开发利用总量粗略估计达10亿千瓦（注：易跃春：《风力发电现状、发展前景及市场分析》，《国际电力》，2004年第8卷第5期。）以上，其中陆上为2.5亿千瓦，主要分布在东南沿海及岛屿、新疆、甘肃、内蒙古和东北地区；近海为7.5亿千瓦。截至2003年底，中国风力发电装机容量56.7万千瓦，居世界第9位；目前中国主力机组为600千瓦，其国产化率达90％，正在研制兆瓦级风电机组。
中国2/3以上地区的年日照大于2000小时，其中西藏、青海、新疆、宁夏、内蒙古高原的总辐射量和日照时数为全国最高，太阳能资源的理论储量每年约17000亿吨标准煤。截至目前，中国已安装光伏电站约5万千瓦，利用太阳能发电为内蒙古、甘肃、新疆、西藏、青海和四川等省份共约16万无电户解决了用电问题。
三、优化发电能源结构，实现电力生产的可持续性
中国电力当前的生产结构偏重依赖火电，而化石燃料的不可再生性决定了这种结构的长期不可持续性，另外，随着中国环保法规的制定和实施以及中国加入的一些国际性环保公约的生效，火电厂造成的环境污染必将受到越来越严格的限制，因此，为保证电力生产的长期可持续性，必须优化发电能源结构，重点是增加水电的比重。
（一）根据不同发电能源的经济性比较，电力生产建设项目投资应向更具竞争力的水电和核电倾斜
1、水电与火电的盈利能力比较。
为分析火电和水电的盈利能力，本文以沪深两市A股市场的19家电力上市公司为样本，对比了电力业务毛利率指标，其样本选取条件为：
第一、火电公司11家，水电公司8家，样本中不含水电、火电兼营的公司；
第二、火电公司总资产总和与水电公司总资产总和相当，其中，火电公司总资产总和约505.0亿元，水电公司总资产总和约512.5亿元；
第三、以该19家电力上市公司2004年年报为依据；
第四、各样本公司2004年电力业务收入占主营业务收入的比例达80％以上，其中，11家火电公司平均为96.07％，8家水电公司平均为96.4％。
对比发现，2004年11家火电公司电力业务毛利率平均为21.42％，其中乐山电力最高，为40.1％，豫能控股最低，为0.2％；而8家水电公司电力业务毛利率平均为44.1％，其中长江电力最高，为74.9％，郴电国际最低，为23.6％；水电平均盈利能力高出火电22.7个百分点。这说明与火电相比较，水电更具有投资价值。
2、不同发电能源的生产成本——内部成本比较。
各种发电能源由于受到本国资源禀赋和资源本身特点的制约，其生产成本会有所差异。美国核能协会（NEI）2004年公布的核电、煤电、油电和气电的成本分别为（美分/千瓦时）：1.68，1.90，5.39，5.87；法国2002年核电、煤电和气电的单位成本（注：http://www.world-nuclear.org/info/inf02.htm.）为（欧分/千瓦时）：3.20，3.81—4.57，3.05—4.26，可见，从国际上看，核电的生产成本具有竞争优势，可以作为衡量中国不同发电能源发电成本的参考。
3、不同发电能源的环境成本——外部成本比较。
国内有关研究人员应用环境经济理论，同时参照欧洲委员会关于各种发电成本的研究成果，测算了中国不同能源发电的环境成本，其结果是：常规燃煤电厂为10.92元/千瓦时，脱硫煤电厂为10.12元/千瓦时，天然气电厂为1.93元/千瓦时，核电为0.32元/千瓦时。可见， 煤电造成的环境成本最高，天然气次之，核电最低。这是因为燃煤产生大量二氧化硫、二氧化碳等废气以及灰渣、悬浮颗粒等，而天然气相对比较清洁，核能发电则不产生此类废物（陆华、周浩2004年）。
根据2003年7月1日起开始施行的《排污费征收使用管理条例》和《排污费征收标准管理办法》，废气排污费按排污者排放污染物的种类、数量以污染当量计算征收，每一污染当量征收标准为0.6元，其中，二氧化硫排污费自2005年7月1日起每一污染当量征收0.6元，氮氧化物自2004年7月1日起每一污染当量征收0.6元，这一法规的施行意味着由发电产生的外部成本将内部化为火电企业的会计成本，这必将削弱火电对水电、核电的竞争性。
（二）统筹水电、火电的建设与运营，使二者优势互补，以节约资源从而保证电力生产的可持续性，同时也使环境得到保护
中国水电的一大特点是丰枯水期发电能力差别大，连续蓄水不足造成的枯水期的电力缺口需要火电来弥补，因此，水电建设通常需要建设一定规模的火电与之相配套，作为调峰之用。这样，在水电比重比较大的电网就会出现负荷低谷时间段水电大量弃水而部分火电包括小火电还在发电的情况，造成了水资源和燃料的双重浪费。这是由于电力企业的收入来源于电力销售，如果水电和火电独立核算业绩，就会出现二者为各自利益而争发不经济电量以致出现浪费资源的现象。
因此，在满足电力需求的前提下，需要统筹水电与火电的建设与运营。首先，电力规制部门应采取措施鼓励现有水电与火电企业的兼并重组，组建综合性发电集团，在企业内部实现两种资源的优势互补，从而达到节约资源、降低成本、提高效益的目的；其次，应统筹规划新建水电项目，将配套的火电项目纳入与水电一体的核算单位，即直接组建综合性发电集团；最后，在暂时没有实现水电与火电联营的电网，需要在负荷低谷时间段关停部分电力机组时，应由电力规制部门统一协调优先关停火电机组。
（三）坚持“积极发展水电、优化发展火电、适当发展核电、因地制宜发展新能源发电”的战略方针，发展电力生产，逐步实现发电能源结构的优化
1、优先、积极发展水电。
优先积极发展水电是世界各国普遍的做法，这不仅仅是因为水电的经济竞争力，还因为它能带来环保、防洪、灌溉、航运、旅游等综合社会效益。目前中国还有超过70％的技术可开发量亟待开发，为尽快优化发电能源结构，必须加快水电的开发力度。
为此，首先要进一步利用证券市场筹措资金，解决水电建设资金数额巨大、来源不足的问题；其次，选取十二大水电基地中有经济竞争力优势、库容调节性能高、水能指标优越的大中型站址，优先开发；最后，也应重视水电建设尤其是小水电对生态环境的影响，不能因为盲目追求水电的经济性而对当地生态环境造成破坏。
2、优化发展火电：优化煤电内部结构，适量发展天然气电站，加快发展煤层气发电。
目前，中国煤炭资源相对富裕，其价格由于暂时不反映资源的不可再生性而相对低廉，加上整体电力生产的技术水平较低，决定了煤电将在一个相当长的时期内作为中国电力生产的主体。但是，由于面临燃料利用效率不高造成的浪费以及日益严峻的环保压力，现有的煤电生产结构必须得到优化才能保证电力生产的可持续性。因此，对新增火电项目的建设应本着节约资源、保护环境的原则进行科学规划，主要采用30万千瓦以上的超临界、亚临界大机组；对原有的30万、60瓦千瓦亚临界机组进行技术升级改造，减少煤耗、提高调峰能力；在山西、陕西和内蒙古等煤炭能源基地进一步发展坑口电站，减缓运输压力，推动全国联网，优化电力资源配置；完成小火电关停计划，严禁小火电的新发展；鼓励发展热电联产机组。
天然气发电由于清洁、热效率高、调峰能力强而在西方国家发展很快，在中国由于受到天然气价格较高和当前的资源供应条件限制，决定了天然气电厂只能适量建设。
煤层气发电则需要加快发展，因为伴随着中国煤炭开采进度，通常与之伴生的煤层气如果得不到利用就必然造成浪费并加重温室效应。对于目前面临的如何降低发电成本的问题，中国必须借鉴美国对煤层气开发所采用的大幅减免税费的优惠政策，使煤层气发电更具有经济竞争力而得以尽快发展。
3、适当发展核电。
在当今中国各种发电能源中，核电的经济竞争能力较强，核电技术也已经初步成熟，其运行安全性也有保障。加之当前世界平均的核能利用效率超过80％，核电的竞争力是显而易见的。根据中国核电发展规划的初步设想，（注：康日新，http://www.zaobao.com/special/newspapers/2005/05/lwothers050525e.html.）到2020年核电要达到4000万千瓦左右的装机容量，占全国电力装机容量的4％，这预示着核电将得到稳步发展。
4、因地制宜发展新能源发电。
目前风能、太阳能等可再生能源发电所面临的主要问题仍然是由于相关机组设备大多靠进口而导致的发电成本居高不下，使之失去经济竞争力。为此，必须着手细化《可再生能源法》有关风电、太阳能发电等的实施细则，通过财政专项资金支持、税收优惠和信贷支持等措施鼓励有关科研单位或企业加快相关设备的国产化研究，争取尽快把发电设备成本降下来。
注释：
②BP Statistical Review of World Energy,June,2004.
③http://www.lodestar.com.cn/dl/news/95243.html.
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