电力产业研究II:我国电源结构的发展分析

发布时间:2017-06-09 17:36:18    点击:
一、我国电源结构及发展现状
 
近年来我国电力装机逐年增长。过去五年,火电和水电装机容量年均复合增长率分别为6.52%左右和7.35%左右,核电和风电装机年均复合增长率超过20%,光伏发电更是呈现爆发式增长,年均复合增长率达到100%以上,进入快速发展阶段。
 
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2012-2016年,随着我国经济增速的放缓,全社会发电量及用电量增速亦有所放缓,甚至2015年出现了负增长;同期,受电力装机容量不断增长影响,我国发电机组平均利用小时数逐年下降。

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2016年,我国全社会发电量5.99万亿千瓦时,同比增长4.50%,增速受工业和制造业回暖影响,有所回升。其中,火电发电量4.29万亿千瓦时,占比71.60%;水电发电量1.18万亿千瓦时,占比19.71%。

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综合来看,我国电源结构仍以火电为主,但是火电装机占总装机比重已由2011年末的72.31%下降至2016年末的64.00%,水电装机占比则相对稳定,维持在21%左右,风电和光伏发电装机容量虽然快速攀升,但在我国电源结构中所占比重仍然很小,尚未形成规模。同时,受我国装机总量不断增长和宏观经济增速放缓等因素影响,我国发电行业产能逐渐过剩。其中,火电受国家鼓励发展新能源影响,过剩现象最为严重:2011-2016年火电机组利用小时下降幅度达到1,129小时,超出行业平均降幅183小时。
 
二、主要发电类型特性对比分析
 
不同类型的电源在建造成本、供电稳定性、调峰能力和运行成本等方面存在着差异:
 
1.建造成本
火电机组具有初始投资小,建设周期短,对地理环境要求不高等特点,目前百万超超临界火电机组项目的平均造价在3900-4300元/千瓦。而水电、风电和核电等能源的建造成本较高,且对地理环境具有一定的要求,目前,水电平均建设造价在8000-9000元/千瓦;风电分为陆上和海上风电,陆上风电建设平均造价为7000-8500元/千瓦,海上风电造价接近陆上风电的2倍;光伏建设平均造价在8000-10000元/千瓦;二代核电平均建设造价在1.2万元/千瓦,三代核电造价在1.3万元/千瓦左右。
 
2.供电稳定性
火电主要依靠燃煤提供动力带动发电机组,不受季节和气候等因素的影响,因此供电稳定性较高。核电的技术特性决定其在满功率运行的状态下才能够使堆芯内部达到功率均衡和稳定的状态,否则会对安全产生很大影响。而水电主要依靠水量(动能)或落差(势能)提供动力,不具调峰库容的水电机组极易受到来水影响;风电主要由风提供动力,受风速、风向等自然条件的影响,供电能力极不稳定;太阳能发电是直接从光能到电能的转换,受气候环境因素影响大,且夜间不能发电。
 
3.调峰能力
 火电机组发电稳定,对外界环境依赖较小,因此具备深度调峰能力;而以风电、光伏、水电为代表的清洁能源发电对外界环境依赖大,带有周期性和阶段性,调峰能力较差;核电机组由于其安全问题及发电特性,不适合作为调峰电源。
 
4.运行成本
水电、风电和太阳能等清洁能源的运营主要依赖于外界的自然力量,运行成本较低。而火电和核电则需要以燃料来实现能量的转换,运行成本较高。
 
此外,从单位能耗和低碳减排来看,火电在与其他能源发电相比则不具备优势。
 
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三、各发电类型盈利能力对比分析
 
发电企业的盈利能力主要受电价政策、建造成本和运行成本的影响。
 
1.电价方面
目前我国大部分地区实行的电价机制是以“建设成本+运营成本+收益”为基础进行测算的地区标杆电价,即价格制定部门依据同时期物价水平、社会平均投资收益来进行测算,并制订统一价格实行。由于价格管制,水力发电上网电价长期低于火电。
 
伴随着电力体制改革的推动,电网企业赢利方式将从以售电价差为主转变为收取过网费的经营模式。预计随着电力经营模式的规范和进一步市场化,电价的市场化操作也会逐步开展。鉴于电力产品的同质化,最终会纳入统一的市场价格体系中去供消费者选择,特别是水力发电所特有的低成本、调峰等能力,盈利能力或将进一步提升。
 
受建设成本影响,目前我国风电和光伏发电电价相对较高,但是两者发电成本具有下降潜力,这种潜力的释放需要借助额外政策。优惠电价作为一种补贴,是提高新能源发电市场份额的主要政策工具,风电和光伏发电的这种优惠电价约比传统煤电分别约高出0.21元和0.55元。
 
2.建设成本和运行成本
新能源机组因建造成本较高,导致单位发电量的不变成本较高,而火电机组的建造成本较低,单位发电量的燃料成本相对较高。因此,火电机组的盈利能力受上游电煤价格的影响很大,而除核电以外的新能源机组盈利能力主要受自然环境的影响。
 
总体来看,各类发电机组建成后,其建造成本将成为“沉没成本”,电源结构要达到成本最优化应该首先考虑使用那些可变成本相对较低的发电类型。
 
四、我国电源结构发展建议
 
火电目前虽然与我国的能源规划及环保政策走向相悖,但通过技术改造升级等途径其主力电源的地位在“十三五“期间不会发生根本性改变;而核电由于其安全性、耗水量大等问题注定不能成为基本负荷;水电由于建设周期和自身调节能力的影响也只能起到很少一部分作用。
 
参考各类电源技术特点、国际经验、我国能源结构和用电习惯,最优调配应为以火电、核电、无调节能力的径流式水电站、光伏发电,按技术特性,作为全国电力的基本负荷来规划;同时,以有调节能力的水电作为调峰负荷。最后,以大型抽蓄工程配合风电,进行补充。这样可以最大限度的利用各种发电形式的特点,达到最高的发电效率。(文 / 王振召)