我国电力产业能指标国际对比.doc

我国电力产业能指标的国际对比侯建朝，谭忠富，王绵斌（华北电力大学 电力经济研究所，北京 102206） 摘 要：电力产业既是能源的生产者，又是能源的主要消耗者，电力产业节能在我国能源节约中起着极为重要的作用。选择电力产业能效的主要代表指标，研究发电、输配电及用电过程的能效，通过与发达国家实证性的对比，揭示我国电力产业在能效方面存在的不足，提出我国电力产业节能的战略途径。0 引言 我国已经成为全球第二大能源净进口国，人均能源拥有量仅为世界平均水平的45左右，按目前剩余可采储量（不包括将来勘探出来的能源）和能源消费速度看，我国煤炭、天然气和石油还可以分别开采60多年、40多年和10多年。我国2004年石油净进口超过1.5亿t，2005年超过1.4亿t，进口依存度都超过了40。根据我国预期的经济增长，到2020年需要一次能源约29亿t标准煤、6.1亿t石油。近几年能源效率约低于国际先进水平10，如每年CDP占世界比重约4，但却消耗了相当于全球总产量30的主要能源和原材料，其中石油为7.4、原煤为31；终端用户支出的能源费用占GDP的13，而美国仅占7。 为应对国际日益严峻的能源形势及保障国家能源安全，我国2006年以来相继出台了关于能源管理的系列重要举措，如：20062020年国家中长期科学和技术发展规划纲要把能源发展问题列为重点领域及其优先主题的第1位；国务院关于加强节能工作的决定，将“十一五”节能降耗指标分解到各地。到2010年，吉林单位GDP能耗要比2005年下降30，山西、内蒙古要下降25，山东下降22，云南、青海下降17，广东、福建下降16，广西下降15。海南和西藏下降12，其他省份降幅均为20。 我国不可再生的煤炭资源的消费近几年呈现2位数地快速增长，主要源于电力消费的高速增长。我国发电主要以火电机组为主，如截至2005年底，我国电力装机总容量为51718.48万kW，火电装机39138万kW，所占比重达75.67：电力生产总量2495.26亿kWh，火力发电量为20437.3亿kWh，所占比重达81.83；电力产业消耗煤炭约11亿t，耗煤比重占我国煤炭产量（21.9亿t）的50以上1。可见，从电力产业的角度出发研究节能降耗问题，比从其他行业出发应该更有效果，这也是本文研究的出发点。1 发电过程能效对比1.1 电源结构指标1.1.1 水电开发率指标 由于各国水力资源的禀赋不同，不应该单纯地用水电装机比重来衡量电源结构优劣，而用水电开发率更能体现对自然资源的利用效率。我国电力结构中火电比例过高，超过了70，而作为世界上水能资源最为丰富的国家，水电开发率过低。2005年我国对水能资源状况的复查结果显示，我国水力资源理论蕴藏量的年电量为60829亿kWh，平均功率为69440万kW；技术可开发装机容量54164万kW，年发电量24740亿kWh；经济可开发装机容量40180万kW，年发电量17534亿kWh。到2005年底，中国的水电装机总容量已达11739万kW，虽然已居世界首位，但仅占技术可开发总量的21.6、经济可开发总量的29.12。而据国际大坝委员会统计，发达国家水电的平均开发度已在60以上。到1999年底，世界上几个水力资源丰富的国家，如法国、瑞士、卢森堡、比利时和墨西哥，水电开发率分别为96.9、84.9、77.5、72.5和69.9。与世界相比，我国的水电开发率显得很低。到2020年，我国水电装机如果达到2.5亿kW，还不到技术可开发总量的50。可见，我国应该加大水电的开发力度，提高水电资源的利用率。1.1.2 核电比重指标 由于煤炭资源越来越少，核能逐渐得到世界各国的重视。2005年能源大国的核电消费占电力消费比例大都超过15：法国为77.6，德国为28.1，日本为25，英国为23.7，美国为20，俄罗斯为16.5。目前核电在我国装机中只占到1.7，电量只占到2.5，但预计到2010年核电装机和发电量的比重还将分别下降为1.34和1.9，比世界平均17的比重要低得多，所以我国应该从“适当发展核电”调整为“积极发展核电”。1.1.3 风电比重指标 我国风能资源丰富，据中国国家气象局预测，中国陆地上的风能资源实际可开发量为2.53亿kW，近海离海面10 m高的风能储量约为7.5亿kW。但是我国风能的开发利用率很低，截至2005年12月，风力发电装机容量只有126万kW，占世界风力发电装机容量的2.12。德国的风电装机容量居世界第1位，高达1 842.8万kW，是我国的14.63倍；其次是西班牙，风电装机容量为1002.7万kW，是我国的7.96倍；排名第三的美国，风电装机容量为914.9万kW，是我国的7.26倍；和我国毗邻的印度，风电装机也达到了443万kW，是我国的3.52倍（见表1和图1）。我国的风能利用总量与风电装机容量很不对称，因此需要进一步加大风电的开发力度。表1 到2005年12月风电累计装机位居前10位的国家1Tab.1 The top ten countries of accumulated wind power capacities up to Dec.2005国 家风电装机容量 / 万kW占世界总量的比例 / %德 国1842.831.06西班牙1002.716.90美 国914.915.42印 度443.07.47丹 麦312.25.26意大利171.72.89英 国135.32.28中 国126.02.12日 本123.12.08荷 兰121.92.05其 他736.812.42全球总计5932.2100.00图1 到2005年12月我国风力发电装机的国际比较Fig.1 The comparison of wind power capacites betweenChina and other countries up Dec.20051.2 发电运行指标1.2.1 供电煤耗指标 供电标准煤耗率是指火电厂每生产1 kWh电能平均耗用的标准煤量，它是衡量发电效率的一个主要指标。我国的供电标准煤耗在20世纪80年代后半期处于稳定状态，从1990年开始供电标准煤耗一直处于下降的趋势，到2005年供电煤耗已经由1984年的432 g/（kWh）降低到2005年的370 g /（kWh），绝对降低量多达60 g /（kWh）（见表2）。近几年来，煤炭市场放开，电煤价格飙升，促使发电企业加强管理，节能降耗，这对供电标准煤耗的降低起了很大作用。表2 我国历年供电标准煤耗Tab.2 The standard coal consumption of supplyiny power in China in past years年 份供电标准煤耗 / g (kWh)-1年 份供电标准煤耗 / g (kWh)-1198443219984041988431199939919904272001385199341720033801995412200437619974082005370 我国供电煤耗与世界先进水平国家相比，还存在较大的差距（见图2），主要原因是煤耗高的小火电机组比例高和火力发电装机容量的比重高。截至2005年底，全国6000 kW以上火力发电机组为6963台，合计容量为42373.3万kW，平均单机容量仅为6.08万kW。其中30万kW及以上高效机组只有534台，仅占总容量的47.1。因此，我国需要优化火电机组的单机容量与机组类型，加大关停小机组政策的执行力度，广泛采用超临界和超超临界等高参数大容量机组2。按2005年全年火力发电达到20437.3亿kWh计算，我国平均供电煤耗降低10 g /（kWh），我国将节约标准煤2043.73万t；如果达到世界先进水平，我国每年节约的标准煤可以超过1.4亿t，可见火力发电企业节能空间相当巨大。同时可以降低煤炭燃烧释放的SO2和NOx量，提高我国的环境质量。图2 我国和部分国家供电标准煤耗指标对比3-4Fig.2 The comparison of supplying standard coalconsumption between China and other countries1.2.2 厂用电率指标 厂用电率是衡量发电机组经济性能的主要经济技术指标之一，它体现了机组设备技术水平和运行管理水平。我国厂用电率19841992年处于上升趋势，而从1992开始，厂用电率大体上呈下降趋势（见表3）。这是发电企业管理水平和技术水平综合提高的结果。特别是2002年厂网分开，在发电侧引入竞争，给发电企业带来更大的经营压力，厂用电率这个综合经营指标的优劣，直接关系到发电企业的经济效益，发电企业的经营压力带来了厂用电率的降低。表3 我国历年厂用电率Tab Servce power consumption rate in China in past years年 份厂用电 / %年 份厂用电 / %19846.2819956.7819866.5419976.8019886.6920006.2819906.9020026.1519927.0020045.9519946.9020055.87 但是我国的平均厂用电率与世界先进水平相比存在着一定的差距（见图3）。例如日本在2002年的厂用电率只有3.45，而我国在2005年平均厂用电率为5.87。按照2005年的发电量计算，如果达到日本2002年的厂用电率水平，我国发电用煤可节省2000万t以上。德国厂用电率高的主要原因在于德国的电厂装有脱硫设备，脱硫设备的运行需要消耗电能，而我国许多电厂还没有脱硫设施。如果我国加大环境保护的力度，要求火力发电厂安装脱硫设施，厂用电率还会进一步升高。降低厂用电率有许多途径，如对火电机组的汽轮机通流部分进行改造，提高能源转换效率；对煤粉燃烧系统进行改造，低负荷稳燃减少运行燃油；采用等离子点火、少油点火和小油枪点火，减少启动燃油；对风机和水泵等辅机进行改造等。图3 我国和部分国家厂用电率指标对比3-4Fig.3 The comparison of the service power consumptionrate beween China and other countries2 输配电过程能效对比 电网线损是输配电过程中的一个主要指标，它也是一个综合性很强的指标，反映了电网公司的网架结构优化水平以及运营管理水平。我国电网的线路损失率在20世纪80年代和90年代一直处于8以上，从1995年开始，线损率8.77呈总体下降趋势，目前线损率一直保持在7.2左右（见表4）。这表明我国农网和城网改造取得了很好的成就，一方面说明技术含量在电网中的加强；另一方面说明电网的管理及调度水平的提高。表4 我国历年线损率Tab.4 Line loss rate in China in past years年 份线损率 / %年 份线损率 / %19848.2819978.2019878.4820007.8119908.0620017.5519928.2920037.7119938.5220047.5519958.7720057.18 但是我国的线损和世界先进水平相比，还存在着较大差距。如在2002的综合线损中，日本、德国和英国的综合线损分别为4.75、4.74、8.57，而我国2005年的线损为7.18（见图4），除英国的线损比我国高，日本和德国都较低。以我国2005年的线损与日本、德国2002年的线损水平比较，还分别高出2.43和2.44。按2005年用电量计算，如果线损降低1，全社会就可节约将近250亿kWh左右的电能，若按照0.3元 （kWh）计算，节约资金近75亿元人民币。如果我国达到德国2002年线损水平，按照2005年用电量来计算，我国将节约600亿kWh左右的电量，比北京市2005年全社会用电量570.54亿kWh还要多，相当于40台30万kW火电机组的全年发电量（机组年发电时间一般按超过5000 h计算）。预计2020年我国发电能力和发电量将分别增至10亿kW和4.6万亿kWh，按照日本的发电、输配电的能效水平，我国的节煤潜力可以达到1.65亿t标准煤。图4 我国和部分国家综合线损指标对比3-4Fig.4 The comparison of integrated line loss rate betweenChina and other countries 因此，我国需加强输配电网的改造和建设，来降低我国的线损。具体方法有：更换高损耗变压器为节能型变压器，降低变电损失；采用无功静止补偿、可控串补等新技术来保证电压稳定；采用大截面导线，城市供电采用铜芯电缆等，降低线损；优化电网结构，包括输电线路路径优化、电压等级优化及变电站合理选点等，以降低线路损耗。采用高等级电压的输电线路，如正在进行1000 kV特高压交流输电试验工程建设，可以有效降低长距离、大容量电力输送中的线损，同时可以节约投资、减少用地等。3 用电过程能效对比3.1 单位产值电耗指标 单位GDP电耗一般用万元国内生产总值需耗多少千瓦时电来衡量，该指标可以粗略地反映出一个国家集约式的增长能力和国民的电力节约水平。 从1999年开始，我国单位GDP电耗呈上升趋势（见表5）。说明我国电能的利用存在浪费现象。如我国许多高能耗行业（钢铁、水泥等）大量利用电力，我国电力节约还需要从产业结构优化的角度来考虑。 表5 我国1996-2005年单位GDP电耗 Tab.5 Electricity intensity of per unit of GDP in China in past ten years年 份单位GDP电耗 / (kWh)万元-1年 份单位GDP电耗 / (kWh)万元-119961253.020011169.419971197.320021196.219981141.620031253.719991130.720041331.720001161.620051358.5 若以单位GDP的电耗来计算电力的利用效率，我国与发达国家差距极大。据世界能源署统计，2004年我国大陆的单位CDP电耗是世界平均水平的3.34倍，是德国的5.14倍，法国的4.51倍，意大利的5.18倍，日本的7.3倍，美国的4.16倍，英国的6.54倍（见表6）。表6 2004年我国和世界主要发达国家的单位GDP电耗国 家GDP/10亿美元电力消费/（TWh）单位GDP电耗/(kWh)万美元-1中 国1904.02904.0015252德 国1952.7579.982970法 国1414.8478.103379意大利1114.2328.112945日 本4932.51031.262091美 国10703.93920.613663英 国1591.1371.312334世 界350251598545643.2 峰谷差指标 峰谷差过大不利于电力资源的优化配置，会造成资源的浪费，因为高峰负荷时需要调用大量的调峰机组和抽水蓄能电站，而火电调峰机组一般为小的机组，其能耗较高；抽水蓄能电站也是能耗较高的机组。我国20042005年峰谷差有拉大的趋势（见图5）。 图5 2004、2005年我国各大电网峰谷差变化情况3-4 Fig.5 Changes of the differences between peak and valley for each power grid in China in 2004 and 2005 2006年我国北京地区的峰谷比为10.125：美国的峰谷比为l0.25，日本、德国、英国、法国和俄罗斯的峰谷比分别为：10.40，10.20，10.35，l0.35和10.52；一般发展中国家的峰谷比是10.63。可见，我国需要采用需求侧管理方法，尽量减少我国的峰谷差。3.3 峰谷分时电价指标 峰谷分时电价是指根据每日或每年中不同的时间段，划分为高峰、平段和低谷时段，对各时段分别制定不同的电价水平，高峰时段的电价高于低谷时段的电价。目的是鼓励用户主动改变消费行为和用电方式，将一部分用电量从高峰时段转移到平段或低谷时段，减小电网的峰谷差，进而降低发电厂的启停成本，减少备用容量，提高发电系统的运行效率和稳定性。 法国每年7、8月份设立若干避峰日，避峰日电价比最低电价高出10倍以上；美国一些州峰谷电价比率达到81，有效地把高峰负荷移到了低谷，夏天高峰期用电量可以降低24。目前我国部分地区也实行了峰谷分时电价，如：2004年北京地区的峰谷电价比由原来的2.91拉大到4.121；上海平时的峰谷电价比为（3.53.8）：1，从2004年7月开始出台季节性电价，峰谷电价比7月开始拉大到4.5l；广东省2005年上半年实行新峰谷电价，将高峰、平段及低谷的比价从原来的1.3510.6调整为1.5810.5，相当于峰谷价差从2.251调整为3.16；湖南省将峰谷电价差调整为4.61；江苏省峰谷电价比达到51；重庆市一些工业、非工业经营企业的峰谷电价比为4.51等。但是我国在政策、法规、补偿机制等方面还不健全，限制了供电公司推行峰谷分时电价的积极性；同时，由于供电公司缺乏制定分时电价的理论依据，造成损失，也阻碍了分时电价的进一步推行。如：东北某地区电力公司实施峰谷分时电价，2004年单大工业用户12个月就亏损146万元；广东省电网公司2006年1月和2月执行分峰谷电价与不执行峰谷电价相比，直接电费损失分别为0.31亿元和0.33亿元。 美国数据表明，利用电价进行调峰的手段与采用抽水蓄能机组、燃油、燃气调峰机组等物理手段相比，成本可以节省至少12。可见，我国需要加强分时电价的研究，制定出合理的分时电价，同时健全政策、法规及补偿机制，促使分时电价的实施。4 结语 电力工业既是一次能源的主要消费者，又是二次能源的主要生产者，电力产业的能效对整个能源行业的能效水平起着举足轻重的作用。所以，我国需要提高电力工业的能效水平。本文通过对反映电力产业能效的代表性指标的国际对比，发现影响我国电力能效的关键性