中国(大陆)电力发展现状与趋势

上传时间:2008-05-12信息来源:国际能源网

  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”开始建设风电场,到2004年底,内地已建成43个风电场,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。继2001年用电增长9%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•14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,后10年年均增长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;到2020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。电力工业要着眼于走出一条科技含量高、经济效益好、资源消耗低、环境污染小的新型工业化道路,促进电力设备的本土化。需要重点发展以下几方面工作:

        推广单机容量60万千瓦及以上大容量超(超)临界机组。加大大型水电站建设关键技术的研究,加快大容量水电机组设备制造本地化。积极发展洁净煤发电技术;掌握空冷系统设计制造技术和机组节水改造技术;掌握大容量机组烟气脱硫的设计制造技术。加快100万千瓦级大型核电站设备制造本地化进程。实现600千瓦至兆瓦级风电设备本地化。引进第三代核电技术。

        加快研究更高一级电压输电技术,推广采用柔性输电技术,提高500千伏线路输送能力,节约走廊占地,提高电网工程投资效益。提高±500千伏或更高电压等级直流、750千伏和1000千伏交流输变电、紧凑型及智能型开关等设备制造和供应能力。建设功能完善、信息畅通、相互协调的电力调度自动化系统,建立适应电力市场竞争需要的技术支持系统,电力行业的信息化达到国际先进水平。

        加快电网建设,优化资源配置。加快推进西电东送三大通道的输电线路建设,合理规划布局,积极采用先进适用技术提高线路输送容量,节约输电通道资源。建设坚强、清晰、合理、可靠的区域电网。推进大区电网互联,适当控制交流同步电网规模。2010年区域电网间电力交换能力达到3000万千瓦。2020年除西藏外,形成结构更为坚强的全国互联电网,区域电网间交换能力进一步提高,达到9000万千瓦,基本实现全国资源优化配置。

        继续推进城乡电网建设与改造,形成安全可靠的配电网络。完善城乡配电网结构,增强供电能力。加快计算机技术、自动化技术和信息技术的推广应用,提高城网自动化水平和供电可靠性,满足城乡居民用电的需求。简化农村电网电压等级,进一步降低线损,从根本上解决农网电能损耗高、供电可靠性低、电能质量差的问题。完善县城电网的功能、增强小城镇电网的供电能力,扩大电网覆盖面。

        提高效率、减少污染、保护生态环境。积极采用先进技术,推广使用高效发电机组;加快小火电机组关停退役;加大技术改造力度,提高机组效率。在热、冷负荷比较集中或发展潜力较大的地区,因地制宜推广热电冷多联供技术。加强电力需求侧管理,提高电力工业整体效率。

        加大污染防治、显著降低单位发电量的污染物排放量,努力减轻电力建设、生产和供应活动对环境的影响。通过结构调整、技术进步、使用低硫燃料、装设脱硫装置等综合对策,重点加强二氧化硫排放总量控制;加强水电开发的前期环保论证工作,在水电建设中保障生态平衡与水土保持;优化线路选择,采取改善电磁场对环境影响的有效措施,加强电网建设、生产运行中的生态环境保护。

        发展循环经济,创建节约型社会。加强发电、输变电、用电等环节的科学管理,提高能源使用效率。在加快电力建设,保障电力供给的同时,将节约资源和提高能效提升到与电力供应同等重要的地位。目标是:

        2010年火电平均供电煤耗控制在每千瓦时360克标准煤,厂用电率下降到5.5%;发电水耗控制在每千瓦时2.8千克;粉煤灰综合利用率达到60%;线路损耗下降到7.2%。通过深化电力需求侧管理,加强全国联网,调整产业结构,逐步降低单位产值能耗等节能、节电的综合措施,到2010年力争节省发电装机约6000万千瓦、标煤1亿吨。

        2020年火电平均供电煤耗控制在每千瓦时330克标准煤,厂用电率下降到5.1%;发电水耗控制在每千瓦时2.5千克(目前发达国家水平);粉煤灰综合利用率达到75%。线路损耗下降到6.8%。通过节能、节电,加强全国联网,调整产业结构,逐步降低单位产值能耗等综合措施,到2020年力争节约发电装机超过1.2亿千瓦、标煤2亿吨。