2015~2030年电力工业发展展望Word格式.docx

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发电量55459亿千瓦时，发电装机容量13.6亿千瓦，均居世界首位。

我国人口多，人均水平不高，国内生产总值人均仅7574美元，仍低于世界人均水平；

发电量人均4057千瓦时，稍高于世界人均水平（约3300千瓦时），仍属于发展中国家，处于社会主义发展初级阶段，发展潜力巨大，道路正确，实现两个百年目标任重道远，需继续快速发展。

　　据我国经济研究机构及专家研究，为全面实现小康目标，2015～2020年均gdp增速约需6.6%左右。

2021~2031年后10年增速将放缓至5%左右，人均gdp进入发达国家初期水平。

　　发电量增速由经济增速和综合反映经济结构调整、节电力度等因素的电力弹性系数来决定。

在单位产量耗电大的重工业快速发展阶段电力弹性系数大于1。

在经济结构调整单位产值用电较少的三产及部分二产产品比重增大阶段，电力弹性系数在0.6～0.82左右。

近3年电力弹性系数为0.71。

我国今后发展趋势三产及单位产值耗电少的高精尖产业将快速发展，比重增大，因此我国近期电力弹性系数可能在0.7左右，以后还将逐步降低。

综合以上情况分析，我们按2015～2020年gdp年均增长7%、电力弹性系数0.7，2021～2030年gdp年均增长5%左右、电力弹性系数0.5，预测2015～2030年发电量水平如表1。

2030年发电量9.47万亿千瓦时，人均6530千瓦时/年，缩小了和发达国家用电水平的差距，为实现第二个百年目标达到发达国家水平迈出了重要一步。

从发电总量水平看，今后16年我国将超过美国、欧盟较多，稳居世界首位。

从人均用电水平看，仅为美国一半，经合组织国家（oecd）综合平均水平的70%左右，日本的75%左右，差距仍较大（如表2），需继续快速发展。

　　发电电源构成预测

　　电源结构优化，风电、光伏、水电、核电将是今后能源发展的重点，非化石能源发电比重增大。

　　为保护环境实现可持续发展，我国提出了非化石能源比重在2020年达15%，2030年达20%的目标。

因此必须优化电源结构，优先大力加快可再生能源电源和提高核电发展比重使其在2020年占30%以上，2030年占40%以上。

在大力加快非化石能源发电发展方针指引下，风电、光伏、水电、核电将是今后能源发展的重点，非化石能源发电比重增大。

　　经结合我国实际情况初步分析研究测算，2015～2030年发电量及发电装机容量构成情况如图1、图2。

　　各种电源发展概况如下：

一、水电。

2014年常规水电装机2.8亿千瓦，发电量10661亿千瓦时，在建规模不足3000万千瓦。

水电技术可开发容量5.42亿千瓦，未开发水电资源主要集中在四川、云南、西藏，是今后发展的重点。

预测常规水电2020年装机3.6亿千瓦，电量1.26万亿千瓦时；

2030年装机4.5亿千瓦，电量1.59万亿千瓦时，占16.8%。

技术可开发容量除雅鲁藏布江外均得到较好开发利用。

　　应大力加快建设抽水蓄能电站，2014年抽水蓄能电站装机2183万千瓦，在建规模2114万千瓦，预测2020年装机容量5000万千瓦，2030年1.1亿千瓦，容量占比提高到3.8%。

　　二、风电。

2014年并网风电装机容量9581万千瓦，发电量1563亿千瓦时，发展态势良好。

我国风电资源丰富，陆上可开发容量25.7亿千瓦，海上1.9亿千瓦，开发条件好，建设快，投资省，陆上风电成本已接近煤电上网电价，2020年可降至同价，是加快可再生电源发展的重点。

预测2020年风电装机将达到2.5亿千瓦，发电量5000亿千瓦时，2030年5亿千瓦，发电量1万亿千瓦时，占10.6%。

　　我国陆上风电资源分布集中在北方，与用电中心地区不一致，因此加快风电发展必须采取在内蒙古、甘肃、新疆规划建设特大型风电基地向京津冀鲁、华东、华中电网送电和在各地积极开发利用当地风电并举的方针，今后将以开发蒙、甘、新风电向外送电为主，2030年将占全国风电50%左右，为此建议像三峡工程电源电网同步协调规划建设那样来规划建设北方大型风电基地及北电南送电网规划建设工作。

　　风电是随机间歇性不稳定电源，需和其他调节性能好的电源协调配合运行，才能保证供电质量及电网运行稳定安全。

抽水蓄能电站是目前最优的蓄能调节电源，最好建在发端，无建站条件时也可建在受端，数量约在风电综合供电出力的20%～30%左右，应按实际需要研究确定。

　　海上风电靠近用电中心地区，发电小时高，电网消纳方便，建设难度大、投资贵、发电成本高，除潮间带外一般约为陆上风电一倍左右。

应因地制宜积极有序开发利用。

　　三、光伏发电。

在国家政策鼓励下光伏发电近来发展很快，2014年并网光伏发电容量2652万千瓦，发电量237亿千瓦时，当年新增1063万千瓦，电量147亿千瓦时，实现了跨越式发展。

预测2020年将达1亿千瓦，2030年3亿千瓦。

由于我国人多地少，经济发达地区人口稠密，适宜发展以阳光屋顶为主的分布式光伏发电，是今后发展重点，占比将达60%～70%左右，这在德国占80%以上。

西部地区具有建设大型光伏发电基地向外送电的条件，因电能质量差、成本高，经济上竞争力差，如何发展有待深入研究确定。

　　由于科技创新进步很快，光伏发电造价和成本下降很快。

目前每千瓦投资约7000～10000元，上网电价0.8～1元/千瓦时，仍高于火电，需靠补贴支持是制约光伏发电发展的主要因素。

国家要求2020年光伏上网电价降至与销售电价同价。

　　发电成本高，阳光建筑屋顶落实困难，西部地区大型光伏基地向外输电经济性差，随机间歇性电能质量差，是制约光伏发电发展的四大因素，必须认真研究，大力攻关，创新改革，妥善解决。

　　光热发电电能质量较好，但设备复杂，造价和成本较光伏发电高一倍多，市场竞争力差，我国已建成6座总容量1.39万千瓦实验性电站，核准10座容量40.36万千瓦，需继续进行研究实验，掌握技术，少量发展。

　　四、核电。

我国2014年核电运行机组22台，装机容量1988万千瓦，发电量1262亿千瓦时，占2.3%；

在建核电26台，容量2590万千瓦。

预测2020年核电容量约5300万～5800万千瓦左右，发电量约3600亿～4000亿千瓦时；

2030年装机容量13000万千瓦，发电量约9300亿千瓦时。

今后我国核电发展将全部采用第三代核电技术，自主研发的“华龙一号”、cap-1400和引进技术的ap-1000、epr-150设备，“华龙一号”将是今后发展重点。

　　“华龙一号”目前已定点福清、防城港两个项目4台机组，步子太小，应抓紧再核准一批项目；

及时开工三门、海阳、昌江等二期工程；

争取今年新开工规模1500万～2000万千瓦左右，争取在2020年投产500万～1000万千瓦左右。

荣城cap-1400项目在ap-1000投产成功后建设。

内陆核电可在有效防止发生重大核泄漏事故时不扩散核污染，确保环境清洁安全条件下有序安排建设。

需研究解决在沿海软基地区建设核电的可行性问题。

　　鉴于核电建厂条件高，涉及面广，选址定点前期工作周期长、落实难，要加强核电中长期发展规划工作，确定2030年前建设项目地址和机型，并定期根据新情况进行修改调整。

已选定厂址要很好保护。

　　我国核燃料循环体系，前端相对完善，后端严重滞后，已不能满足核电快速发展的需要，要加强后端产业规划、科技研究和设施建设工作。

　　继续加强核电科研开发工作，需尽快全部掌握第三代核电核心技术和设备制造能力，并积极开展第四代核电堆型的研发工作，加快快中子增值堆（简称快堆）研究和三明80万千瓦商业性示范快堆的科研试制建设工作，争取及早建成，加强核聚变科研工作等，使我国核电科技处于世界先进水平。

　　五、煤电。

近期以来由于可再生能源发电、核电及天然气发电等清洁电源加快发展、煤电占比逐年下降，2014年我国煤电装机容量82524万千瓦，发电量39075亿千瓦时，占70.4%。

煤电成本低，供电安全可靠，资源立足国内仍为发电电源构成主体。

在发展清洁电源的同时，仍需科学合理发展一部分清洁煤电，预测煤电发电量2020年约46010亿千瓦时，装机容量10.44亿千瓦，2030年发电量47570亿千瓦时，装机容量11.86亿千瓦，煤电发电量将在2025年前后达到峰值，以后逐年减少。

　　要着力抓好煤炭清洁发电工作。

（一）新建煤电一律做到污染物近零排放，并对现有电厂加快改造；

（二）2030年供电煤耗降到300克/千瓦时以下，加强700摄氏度高超超临界发电设备研制，大力推广热电联产；

（三）加强对温室气体捕集、贮存、利用技术研究工作，建设试点示范工程，掌握技术、经验。

　　为帮助解决风电、太阳能等随机不稳定电源出力变化时对电网供电质量的影响，要研究加大煤电机组调节能力。

煤电利用小时数将进一步降低，煤电装机容量的增速将大于电量增速。

　　为改善环境，我国东部地区已限制或减少煤电发展，今后煤电发展重点将在煤炭资源丰富的中西部地区。

　　六、天然气发电。

2014年天然气发电装机容量5567万千瓦，发电量1183亿千瓦时，占2.13%。

与2012年世界天然气发电量51040亿千瓦时，占22%比较，差距很大，这是我国天然气供应条件决定的。

天然气发电有效率高、调节性能好、污染少、温室气体排放量较煤电少60%，可在用电中心地区建设，发展热电冷联产分布式电源等优势。

但发电成本高，目前约0.8元/千瓦时左右，较煤电贵一倍，这是制约发展的主要因素之一；

过去天然气长期供应量不足，只能少量用于发电，也影响了发展。

我国今后天然气供应量增加很快，2020年将达3500亿～4000亿立方米，2030年达5000亿～6000亿立方米，在优先满足民用、工业、交通用气后可用于发电数量大量增加，为天然气发电快速发展创造了有利条件，今后发展快慢将取决于气价及气电上网电价。

最近制定的气电价格可较煤电高0.35元/千瓦时，费用由各省自行解决的政策，将有利于气电发展。

　　为改善环境质量，气电将在电价承受能力高的东部地区有较快发展，并替代部分现有煤电；

中西部地区在气价低的地区发展，气电比重将逐年提高。

初步预测2020年气电装机将达1亿千瓦，发电量3500亿千瓦时，用气约700亿立方米；

2030年气电装机约1.8亿千瓦，发电量6300亿千瓦时，占比提高到6.7%，用气约1260亿立方米。

　　七、其他能源发电。

主要包括生物能、垃圾、余热余压、地热、海洋能发电等，2014年发电装机容量共2954万千瓦，发电量1436亿千瓦时，占2.9%，其中余热余压发电约占一半以上，生物能占15%左右，垃圾发电占13%左右。

在用能多的大工