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2.“十三五”电源发展前景
中央财经领导小组第六次会议的召开,标志着我国在全面建成小康社会的征程中,进入到能源生产和消费革命的新阶段。按照能源革命的总体要求,要加快电力结构优化调整,实施非化石能源发展和化石能源高效清洁利用并举,形成水电、可再生能源、核电、煤电、气电等各类电源协调发展、多轮驱动的电力生产和供应体系。既要注重整体的结构调整,又要充分挖掘每个品种的优化潜力。
截至2014年底,我国发电装机总容量达到13.6亿千瓦,其中煤电、气电等化石能源发电装机占约2/3,水电、核电、风电、太阳能发电等非化石能源发电装机占约1/3。初步测算2020年我国发电装机总需求约20亿千瓦左右,2015-2020年约需新增6.5亿千瓦左右。展望到2030年,电源装机总需求约28亿千瓦左右。未来电源发展要综合考虑开发潜力、开发成本、市场消纳、技术进步、环境社会影响等因素。
从资源禀赋和发展潜力来看,各类电源都具有较大发展空间,特别是非化石能源开发潜力相对较大。煤炭资源丰富,保有储量1.38万亿吨,按未来煤炭产量及可供用于发电用煤量来估算,可支撑装机15亿千瓦以上。通过积极进口补充,远景天然气用于发电的资源量可支撑气电装机2亿千瓦以上。水能、风能、太阳能资源丰富,其中常规水电技术可开发量约6.6亿千瓦、待开发程度达60%,据有关机构测算风电、太阳能理论可支撑装机均可达到10亿千瓦以上。通过国内开发、海外开发、国际贸易等多渠道并举,未来核电开发有较为充足的资源保障。
另一方面,随着非化石能源的快速发展,“十三五”电源发展的清洁化、低碳化水平将明显提高,但总体发电成本、整体电价水平将呈现上升趋势。随着清洁高效煤电技术的推广应用,煤电工程造价将保持稳中有升,考虑碳税等外部成本内部化后发电成本将有所提高。气电国产化有利于工程造价降低,但用气价格上升将提高发电成本。后续水电大多远离负荷中心,要妥善处理好生态保护、库区移民、国际关系等问题,工程造价、发电成本、送出成本将显着提高。随着核电安全标准的不断提高,核电工程造价总体上保持上升的趋势。随着可再生能源发电的规模化发展和装备技术的成熟,工程造价将会降低,但由于风电、太阳能发电具有随机性和波动性,需要通过加强系统调峰储能能力建设、健全辅助服务市场机制等手段来促进系统安全、稳定、经济运行。
按照“优先利用非化石能源发电、按需发展化石能源发电”的总体原则,要积极发展水电,安全发展核电,大力发展可再生能源发电,优化发展气电,清洁高效发展煤电。
初步测算,到2020年,非化石能源和化石能源发电装机比约为4:6,非化石能源发电装机比重较2014年提高约6个百分点。其中,水电(含抽水蓄能)装机达到3.9亿千瓦左右,新增9000万千瓦左右;核电装机达到约5800万千瓦,新增约3800万千瓦;风电、太阳能发电装机达到3亿千瓦左右,新增1.8亿千瓦左右;煤电、气电装机达到12.2亿千瓦左右,新增3.3亿千瓦左右;其他发电装机约3000万千瓦左右。展望到2030年,非化石能源发电装机比重将进一步上升,非化石能源和化石能源发电装机比约为4.5:5.5。
3.“十三五”电力格局展望
能源资源禀赋及区域经济发展决定了我国的能源格局,电力格局要服从于能源格局。总体来说,东北将基本保持自平衡,华北主送华东,西北主送华中,西藏主送华中和南方。
从电源布局来看,受能源资源、环境保护、市场消纳等因素影响,“十三五”各类电源发展应加强统筹、科学规划,因时因地制宜,不能盲目扩张,也不能因噎废食。随着水电开发程度的不断提高,水电开发的“主战场”将进一步西移,“十三五”新增水电将主要集中在金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江等流域,2020年西南水电基地开发规模将达到1.8亿千瓦左右,约占当年全国水电装机的51%。核电开发必须坚持采用国际最高安全标准,确保安全运行,“十三五”核电开发主要布局在山东、江苏、浙江、辽宁、福建、广东、广西、海南等沿海地区,东部沿海核电带初步形成规模;远期在充分论证的基础上努力实现核电向内陆地区稳妥推进。可再生能源发电要坚持开发、输送、市场同步规划,“十三五”将由集中开发为主向集中、分散开发并举转变,其中风电集中开发主要布局在三北地区和东部沿海,重点依托酒泉、哈密、蒙西、蒙东、冀北、吉林、黑龙江、山东、江苏等9个基地开发建设;太阳能发电集中开发主要布局在新疆、青海等西北地区;其他地区风电和太阳能发电主要以分散开发为主。煤电开发要坚持高效、清洁,大力推进高参数、大容量清洁发电技术的推广和应用,“十三五”重点依托鄂尔多斯、锡盟、晋北、晋中、晋东、陕北、宁东、哈密、准东等9个煤电基地,建设规模约1亿千瓦左右;为满足中东部地区负荷发展需要,依托蒙华铁路煤运通道等在中部地区建设一批煤电机组,在满足等煤量(减煤量)控制目标的前提下在东部地区发展一定规模的超低排放煤电机组。
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