中国电力工业的地区布局和电源结构分析，本文主要内容关键词为：中国电力论文,布局论文,电源论文,结构论文,地区论文，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。
[中图分类号]F407.61[文献标识码]A[文章编号]1003-8353（2003）03-0063-04
我国的电力总量供求基本平衡，但各地区的电力供求情况存在明显差异。东北电网、福建电网、江西和海南电力装机容量裕度大；华北、西北、河北、南方电网、江苏、河南、湖北、湖南、云南、广西、贵州和山东电网的供需基本平衡；浙江、上海和广东电网供需平衡关系脆弱，在电网高峰期间容易出现紧张。另一方面，电源内部结构矛盾突出。为此电力工业结构调整的指导思想应当是：实行“西电东送、南北互供、全国电网互联”的发展战略，调整电力工业的地区布局。
一、中国电力产业地区布局的分析
根据1999年水电、火电、核电装机容量，我国各地区水电火电占装机总量的比例分别为：华北地区15％，东北地区11％，华东地区29％，中南地区26％，西南地区11％，西北地区8％。其中华东地区、中南地区就占了水电火电装机容量的一半以上。
煤炭资源的地区分布情况为：华北地区为37％，东北地区为12％，华东地区为15％，中南地区13％，西南地区14％，西北地区9％。其中，煤炭大省山西就占了25％，其次河南8％，山东7％，内蒙古和黑龙江分别为6％。
我国各省区的水能资源可开发量的地域分布也不均匀：华北地区1.8％，东北地区3.1％，华东地区占4.7％，中南地区占17.8％，西南地区占61.4％，西北地区11.2％。
由以上数据可以看出，华东地区是装机容量最大的地区，但他们拥有的煤炭资源和水资源却并不丰富，情况何以如此？我们以华东电网覆盖下的江苏、浙江、安徽及上海三省一市为例来分析说明。这三省一市在2001年人口达到19530万人，国内生产总值24456亿元，占全国的25.5％，人均国内生产总值12522元人民币，折合1569美元。需电量2888亿千瓦时，占全国的19.5％，人均用电1475千瓦时。华东三省一市经济、电力的发展在全国占有重要的地位。2000年，华东地区GDP增长11％，比全国平均高2.7％，需电量增长7.3％，比全国高1.2％。2001年，华东地区GDP增长10％，比全国平均水平高2.7％，需电量增长10.4％，比全国高1.4％。华东三省一市实力雄厚，经济发展迅速，这就使得对电力的需求量也很大。在这种形势下，国家为了刺激投资者多建电厂，解决我国电力供应不足的问题，实行了成本加收益的电力价格形成机制。这一价格形成机制的出台，使得投资电厂效益可观，从而促进大批电厂的建立。我国目前电力工业的地区布局就是在这种条件之下形成的。东部地区，由于经济发达，对电力的需求量大，大量的电厂在这一地区投资建立；而西部地区，由于经济落后，对电力的需求相应较小，除了国家计划建立的电厂以外，很少有私人投资者在这里投资办电。这样就形成了像华东、广东等经济发达地区电力装机容量占的比重较大，而西北西南电力装机容量占的比重较小的局面。但这种地区布局存在的突出的问题就是：与各个地区的资源分布情况不协调。上海市和浙江省是华东地区接受外区来电的大省市，预计2005年上海市接受外来电力约为344万千瓦，约占当年上海电网最高负荷1450万千瓦时的24％及用电量712亿千瓦时的21％；到2010年，浙江省接受外来电将达到256万千瓦，占当时最高负荷10％。跨大区电网的联接、电力的远距离跨区输送，有利于电源地区布局合理化，与资源地区的布局相协调，做到优势互补，共同发展。
我国水电开发的主要任务位于西南地区。西南地区可开发的水能资源约占全国61.4％，仅堪称“水电王国”的四川就约占全国的25％，云南约占20％，四川和云南两省之和占西南地区的86.5％。西南的优势资源总体开发程度不高，丰富的水电资源，其开发程度不到可开发量的10％。这一方面是受区域经济发展相对滞后的影响，另一方面也由于水电本身具有的一些优缺点。水电的优点是：清洁能源、可再生、无污染、运行费用低、便于进行电力调峰。存在的问题：工程投资大、建设工期长、长期效益好而近期效益差、投资回收慢。单位千瓦造价与火电比较：水电单位千瓦造价为7000-10000元，火电30-60万国产机组为5400-6300元，水电比火电高约40％，加上水电受季节影响和输电距离较远等因素，水电单位造价约为火电的两倍左右。四川、云南水电装机容量占水电总装机容量的比例仅为14.3％和6.41％。也就是说，四川、云南水电资源的开发程度还不及全国平均水平的一半，它们的优势资源没有得到充分利用。我国资源分布现状决定了电力工业发展必须实行“西电东送、南北互供、全国电网互联”的发展战略。“十五”期间，西南地区西电东送的重点在南线。中线的西电东送2002年刚刚起动，“十五”以后，随着四川水电的大规模开发和电网的完善，以四川为主向华东送电的规模将逐步与南送的规模并驾齐驱。西电东送对于西南地区来说是个发挥自己优势资源，促进本地区经济大发展的良好契机。为实施西电东送工程，国家应在多方面对西南地区实施政策倾斜。在资金方面，对西南地区水电和输电线路建设，应在投资收益分摊、贷款利息和期限等方面给予力度更大的支持；在税收方面，从长远来看，应实行零税率或低税率。对水电发展的政策支持也包括坚决关闭一批规模小、高煤耗、高污染的小火电电厂和老机组，对火电适当征收能源污染税等。西南地区应抓住这个机会，在中央政策的引导下，大力发展水电，提高水电的装机容量比例，发挥资源优势，这样既促进了电源结构和电力地区布局的合理化，也顺应了环保和可持续发展的世界大趋势。
中国煤炭累计探明储量约为10000亿吨，其中华北（不含内蒙古东四盟）占45.9％，西北地区占30％，东北地区（含内蒙古东四盟）占7.3％。其中，山西、内蒙古、陕西三省集中了全国储量的60％以上的煤炭资源。火电包括燃煤、燃气、燃油等几种，由于我国的资源储备不均，再加上技术和地区布局等原因，使得火电大部分是由燃煤发电产生的，所以对于火电的分析就以燃煤发电为代表。我国各地区的火电比例为：华北地区（不含内蒙古）占15.1％，西北地区占6.46％，东北地区（含内蒙古）占15.95％，其中山西占4.9％，内蒙古占3.8％，陕西占2.4％，合起来这三省占11.1％，与其煤炭探明储量的60％以上、开采量的35％相比都相距甚远，这一方面是因为这些地区的电力装机容量少，电气化水平低；另一方面是煤炭转换为电能的资源转换率低。为了发挥这些地区的资源优势，引导经济发展，国家制定了西电东送的战略，西电东送的北通道就是在华北电网内部，将山西、蒙西的火电送到东部的京津冀和山东电网，西北地区黄河上游水电及陕西、宁夏地区的煤电向东部的京津冀和山东电网输送。2000年蒙西向京津唐送电力934mw，电量70亿千瓦时，山西电网向京津唐送电力1560mw，电量97亿千瓦时。到2005年，蒙西——京津唐送电规模为3400mw，山西向京津唐送电规模为2560mw左右。
中国一次能源和经济发展在区域分布上极为不平衡，煤炭基地在北部，水利资源主要集中在西部、西南部，而经济发展较快的地区主要集中在东南沿海省市。这种能源资源分布和经济发展区域不平衡的特点，宏观上决定了“全国联网、西电东送、南北互供”必然成为中国最大范围内资源优化配置的基本趋向，是中国电力发展的必然选择，应是今后相当长时期内电力工业结构调整的重中之中。
二、中国电力产业电源结构分析
（一）水电内部结构
我国的水能资源没有得到充分的开发利用，水电布局不合理。调节性能好的大型水电站比重偏小。目前已建的水电站中，季调节以上的水电站约占水电总装机容量的25.7％，年调节以上约占12.9％，多年调节以上的仅占3.96％，因此，在我国水电的发展中，主要应开发调节性能好的、水能指标优越的大型水电站，重点开发西部水电。具体说来，重点开发长江中上游及其干支流、红水河、澜沧江中下游、乌江和黄河上游等流域的水电资源，改善水电电源结构。改革开放以来，虽然我国一直坚持“积极发展水电”的方针，但水电所占的比例却一直徘徊不前，其主要原因之一是有些具体的政策背离了发展方针。其一，税负偏重。我国大中型电力企业现行17％的增值税，水电厂因购进的原材料较少，进项税可抵扣份额低，实际增值税达到14％左右，而火电厂则为8-10％；水电站大多有综合利用效益，应免交耕地占用税；水电建设将当地的砂石料用于建坝建厂房，无经营行为，应免交矿产资源税，水资源费也应该免交。由于税制政策没有充分考虑水电企业的生产特点，加重了水电企业的负担，抑制了水电行业的开发和发展。其二，水电工程建设费用没有合理分摊。水电工程浩大，除发电以外，还表现出一些其他的综合效益和社会效益，而投资还贷的任务却主要由水电企业承担，加重了他们的负担；其三，水电厂上网电价低，不利于老电厂的技术改革、归还贷款。以上是一些政策上的原因。技术上的原因是：我国水轮发电机组主要设备制造能力低下。长江三峡工程的关键设备——70万千瓦级的巨型水轮机组的前一半需向国际公开招标，由外国公司制造。广州抽水蓄能电站是我国第一座抽水蓄能电站，其设备却是全套引进外国公司开发的专业软件。另外就是体制上的原因：大型水电站一般是计划单列，不属于地方所有，这样就会出现地方利益与整体利益的矛盾，使得水电发电厂的发电能力和优势发挥不出来，水电无法充分上网，大量电力废弃，造成水电企业的巨额亏损。这一问题在二滩水电站的亏损事件上表现得尤为突出，这就要求国家做好协调工作。现在国家实行了厂网分开的政策，如果分割彻底的话，这一问题将会得到解决。
抽水蓄能电站既是水电站，也是电网管理工具，具有调峰填谷的优势。截至2001年6月，我国已经在9个省市建成了11座抽水蓄能电站，占全国装机容量的1.8％，装机容量为570万千瓦。其中大型电站4座，即广东（240万千瓦）、浙江天荒坪（180万千瓦）、北京十三陵（80万千瓦）和河北潘家口（27万千瓦）。中型电站5座，分布在江苏、浙江、安徽、湖北、西藏等省区。随着西电东送规模的扩大，各电网峰谷差加大，抽水蓄能电站的比例虽然有所提高，但可调峰的水电（除湖北和拉萨外）仅占电网总容量的3-7％，仍难满足调峰和紧急事故备用的需求，所以要加快东中部抽水蓄能电站的建设。东部、沿海各省市近期年调节以上及可供调峰的水电容量仅占不足3％。这些省市都是西电东送的受电区，需建设抽水蓄能电站用来调峰、调频、调相和紧急事故备用。接受远距离送电的受电区从安全考虑，建设一定数量的保安电源必不可少。中部地区如粤、赣、湘、黑、豫等省，虽然有水电，但属调节性能差的电网。夏季为减少弃水，季调节以下的水电往往承担基荷。远景年调节以上水电站全部开发以后，除湖北夏季调峰水电可以达到10％左右，其余各省都在6.2％以下，难以满足系统调峰的需求，也需要考虑建设抽水蓄能电站的问题。所以，不管从调整水电电源结构的角度，还是从各地区的需求角度，都要特别重视抽水蓄能电站的建设。
农村水电企业既是电力企业不可替代的重要组成部分，也是水利事业不可分割、极具活力的组成部分。从开发潜力看，中国小水电资源十分丰富，广泛的分布在全国的1500多个县市，经济上可开发量约为1亿千瓦左右。截至2001年底，全国已建成水电站4300多座，总装机容量2600多万千瓦，占可开发容量的四分之一左右。全国以水电为主供电的县市有760个，其中由水利系统管理的500多个。小水电装机容量最多的省为广东（357.6万千瓦），还有浙江、湖北、广西、江西等省份，装机容量都在100万千瓦以上。小水电是使社会可持续发展的清洁能源，据国外研究，小水电是能源的投入产出比例即能源回报率最高的能源，其回报率为205-207倍，其他如风电为39，生物质能为5-27，太阳能为9，矿物质能发电中煤电11、油电为21及天然气为14、核电为16倍等。小水电由于技术成熟、造价低廉及资源的当地可得性等，在促进社会可持续发展方面，比其他形式的电能更值得发展，更便于实行清洁发展机制。
（二）火电内部结构
根据能源部“中国能源战略研究2000-2050”报告，2050年我国一次能源需求为44亿吨标准煤，其中：煤炭占53.9％，石油天然气占29.5％，水电核电占16.6％。由远景能源需求比例可以看出，火电仍是电力工业发展的重点，也会在长期内持续地在总发电量中占很大的比重。但是我国火电机组的技术水平和经济性能偏低，结构矛盾突出。在火电装机容量中，常规小火电机组比例仍过大，单机容量偏小，125mw以下机组占总装机容量的33.9％，100mw以下机组占26.4％，50mw以下机组占17.1％，25mw以下机组占10.4％。300mw及以上机组占38.3％，而发达国家一般都大于50％。在一些发达国家已经广泛使用的超临界机组在我国火电装机容量中仅占2.78％。不合理的机组结构和较低的参数等级使火电厂供电煤耗较高，2000年平均供电煤耗392克/千瓦时，比先进国家高约70克；二氧化碳、氮氧化物的排放指标比发达国家高出2倍。输电线损率7.7％，比先进国家水平高2-2.5％。我国电力技术落后，电厂污染处理技术落后，环境污染严重。我国发电装机容量中有75％是煤电。燃煤所产生的尘埃，二氧化硫、氮氧化物的总数量是一个不小的数字。我国绝大部分火电厂采用水膜除尘器和机械除尘器，除尘效率很低，平均约为70％。电除尘装置的除尘效率很高，但我国仅有很少部分的机组安装电除尘装置。近年来，我国的二氧化硫排放量的增长得到遏制，这些成就是电力企业通过采用低硫煤、关闭小火电机组等措施实现的。但我国的低硫煤资源有限，单纯依靠这几项措施的减排空间已经很小了。而我国安装脱硫装置的火电机组则很少，目前我国火电厂投运及在建的具有脱硫措施的机组容量不到全部火电机组的5％，在氧氮化物燃烧器的制造技术方面更存在较大的差距。由于对煤电机组产生的这三大污染源的处理缺乏技术开发和资金投入，造成环境污染严重。在电厂生产的废水处理、灰渣污染控制方面，也还存在许多的问题。
（三）新能源
在20世纪，以风力发电为代表的新能源、可再生能源正在全球兴起。包括水电在内的全世界的新能源、可再生能源，从1970年的约13.8亿吨标准煤增加到1995年的30.2亿吨标准煤，大约增加了1.19倍；其占世界总能源的比例从1970年的16.63％增加到1995年的21.57％。1.我国风能资源理论储量为16亿千瓦，可开发利用量为2.53亿千瓦，风能资源比较好的地区为东南沿海及一些岛屿，内陆东北、内蒙、甘肃至新疆一带风能资源也较丰富。2.太阳能资源。我国太阳年辐射的平均值约为59亿 j/（m[2]a），按960万平方公里的面积计算，年辐射总量相当于1.9亿吨的标准煤。全国的太阳辐射功率可达9.6万亿千瓦，为我国目前电力装机容量的5万倍。3.地热能资源。我国地热能资源远景储量为1353.5亿吨标准煤，预测储量116.6亿吨标准煤，探明储量31.6亿吨标准煤。4.生物质能。主要的生物质能资源是来自农业、林业、薪柴和畜牧业的残余物，我国每年稻草和秸秆产量近3亿吨，如果将这些资源用于发电，其能力相当于120gw的发电站，可发电量相当于1997年全国总发电量的40％，但是这些新能源由于受技术、资金尤其是与常规能源比价关系的影响，目前开发利用程度较低。在新能源、可再生能源中，风电的增长速度是最快的。1999年全世界的风电总装机容量大约比1980年提高了1244.5倍，年平均增长速度为45.51％。20世纪90年代的后半期，风电装机容量仍以年平均26.75％的速度快速增长，风能产业已经成为当今世界工业化国家发展最快的产业之一。到1999年底，我国已经建成规模不等的风电厂24个，分布在新疆、内蒙古、广东等15个省市，全国装机容量约268mw，大约是我国风电资源的0.11％，我国1998年发电装机容量的0.1％。我国风电产业发展速度虽然不低，但风电机组至今未能够实现国产化生产，其技术与国外的差距越拉越大；其主要原因是缺乏市场与竞争，而造成国产风电没有市场和竞争的主要原因是管理体制及其运行机制，它垄断和分割了市场，把我国具有开发风电机组能力的企业、科研院所拒之于门外，这是造成我国风电产业及其技术落后的根本原因。要加快我国风电产业的发展，改变技术落后的面貌，应从管理体制的改革和创新入手。
三、改善中国电力产业结构的政策建议
我国电力工业存在的主要问题是地区布局的不合理和电源结构上的矛盾。对于地区布局不合理这一问题，要解决它就必须实行“全国联网、西电东送、南北互供”战略。
首先，要充分利用现有的发电能力。加强技术改造，努力提高现有发电设备的利用效率，利用现已成熟的技术手段，对国产20万千瓦和30万千瓦火电机组继续进行更新改造，使平均供电煤耗降低10-15克/千瓦时，主要火电机组的调峰能力达到50％左右，提高机组等效可用系数，合理的延长机组的寿命，电厂自动化达到集中控制水平。
其次，要进一步调整火电电源结构。不断优化火电机组结构，实现火电技术产业升级和技术升级，进一步向高参数、高效能机组及高度自动化方向发展，重点解决低效率、高污染问题。按照国家现行的政策，压缩小火电，努力实现“十五”期间关停小火电和替代老旧机组，提高高性能机组的比重；尽快发展超临界机组，使最新投入运行的机组净效率达到48％左右；改造亚临界的30和60万千瓦机组，以降低煤耗；新建的燃煤电厂主要采用单机容量30万千瓦以上的高参数、高效率、调峰性能好的机组。在山西、陕西、内蒙古和西南等能源基地建设矿区坑口电厂，向东部及沿海缺能的地区送电，促进更大范围的资源优化配置，推动全国联网。通过引进、吸收国外的先进技术，加快循环硫化床锅炉和脱硫设备的国产化步伐。
适量建设天然气电站，在沿海缺能地区及大城市，根据国内天然气资源开发，西气东送工程的进展，以及国际天然气市场的情况，因地制宜的适量发展燃气蒸汽联合循环机组，促进国内天然气资源的开发利用，增加电网调峰能力。
我国整个电力工业的技术装备和技术水平落后世界先进国家10年以上。水电、火电、核电、风电等很多结构问题、污染问题、调峰能力、效率问题等等都根于我国电力技术落后。要改变这种局面，就要大力创新我国的电力技术，制定国家电力技术创新体系、实施国家重大电力技术创新工程、建立电力技术创新基金和电力技术投资基金、确立我国电力技术创新的产业路线、对重大电力技术创新成果早期的产业化实行国家采购政策、建立政府、企业、大学和科研机构四位一体的电力技术创新体制。
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