能源战略与能源经济-第一章-能源概论2

1.能源概论1.7中国电力1.7.3煤电

（1）煤电地位截至2005年底，我国发电装机总量达到5.08亿千瓦，其中，煤电机组占71％；全年发电量达到24560亿千瓦时，其中，燃煤发电量占79％。我国一次能源结构决定了以煤为主的基本格局，且长期电力供求关系不均衡使电源结构中煤电比重不断增大。未来30年煤电仍将占据主力地位。

1.7.3煤电（2）煤电战略与规划

1)中国煤电发展战略中国煤电发展方针由50年代“水火并举”，到80年代“积极发展煤电”，到90年代“优化发展火电”

“十一五”期间定位“优化发展煤电”——高效低排放

2)中国煤电发展战略规划－开发清洁煤发电技术USC-PC+FGD+SCR：2006-2020主力发电机组，近中期5～15年CFBC-SC：2006-2020积极推进的发电机组，近中期5～15年IGCC+CO-PRODU.：2015-2050规模推进机组，中期10～30年绿色煤电：2025-2050示范推进机组，中远期20～50年(H2+GTCC+FC+CO2)GreenCoal-basedPower十一五期间，节能指标为单位GDP能耗降低20%；污染物排放减少10%

1.7.3煤电（3）煤电优劣势

1)煤电优势

①

煤炭价格低，煤电运行成本低，0.38元/kWh；

②煤电机组建设周期相对较短,只有20～30个月；

③

投资小,见效快，收益快；

④

电站造价约5000元/kW,比水电、风电、核电都便宜；⑤技术最成熟，机组利用小时数比较高；

2)中国发展煤电资源条件、技术基础和政策环境

①

我国煤炭资源丰富，可采储量居世界第三；

②

煤炭供需关系由偏紧转向大体平衡；

③

已经掌握600MW以下亚临界和超临界燃煤发电技术；

④

正通过863攻关掌握1000MW超超临界和超临界CFBC发电技术；

⑤

国家支持清洁煤发电技术。

1.7.3煤电（3）煤电优劣势

1)煤电劣势

①

发电技术结构不合理，超临界机组比率低，中小火电比例大；不同等级火电机组装机容量及比例容量等级

（MW）装机容量（GW）比例（％）基本参数2000年2004年2000年2004年总装机容量237.54324.900100100800～9001.6003.4000.671.0524.2MPa/566/538℃600～70015.34031.2206.469.6116.6MPa/538/538℃24.2MPa/566/538℃5003.0003.5001.261.0824.2MPa/538/538℃300～38572.115104.06030.3632.0312.2MPa/535/535℃200～25040.11044.51016.8913.7012.2MPa/535/535℃110～16722.04635.8939.2811.058.8-12.2MPa/535℃10014.20013.6005.984.198.8MPa/535℃＜10039.12988.71729.1027.313.8-8.8MPa/435535℃

1.7.3煤电（3）煤电优劣势

1)煤电劣势

②

平均供电煤耗高,煤炭资源浪费严重;虽然我国平均供电煤耗每年都在降低，但发电行业的平均供电煤耗比国际先进水平高50～60克/千瓦时。

1.7.3煤电（3）煤电优劣势

1)煤电劣势

③

燃煤对环境污染严重，且温室气体排放不断；我国大气环境污染是典型的煤烟型污染。二氧化硫、氮氧化物的排放指标比发达国家高出2倍。中国目前二氧化碳（CO2）排放量仅次美国，居世界第二位。

④

煤炭的运输受限制；火力发电企业主要集中在电力消耗大的经济发达地区，以华东、中南为主，而我国煤炭资源90％以上分布于华北、西北、西南地区。煤炭的产销空间分布的非均衡性形成了对交通的巨大需求，决定了以“三西”（山西、陕西、内蒙古西部）煤炭为主的“西煤东运、北煤南运”的煤炭运输格局。这种煤炭产销布局脱节将使煤炭交通运输紧张问题长期存在。

1.7.3煤电（4）煤电市场

1）煤电市场潜力2004年缺电4000万kW；2004年新增发电5000万kW；Δ12％↑2005年缺电3000万kW；2005年新增发电7900万kW；Δ15％↑2006年缺电1000万kW；2006年新增发电7500万kW；Δ12％↑

2007年缺电0.00万kW；2007年新增发电5500万kW；Δ10％↑2008年缺电0.00万kW；2008年新增发电5000万kW；Δ9.％↑

区域缺电：广东、浙江、江苏、山东、河北、辽宁沿海

中部发展：湖南、湖北、河南、江西

1.7.3煤电（4）煤电市场

2)2005－2030年间中国煤电的总装机容量预测

1.7.3煤电（4）煤电市场

3)煤电结构预测

1.7.3煤电（4）煤电市场

4)2005年经国家核准已开工建设电站规模及单机容量2005年经国家核准并已开工建设的电站开工规模

总电站项目大型水电火电核电风电项目数（项）1381411725建设规模（万千瓦）117902705870533050所占比例100.0%22.9%73.8%2.8%0.4%已经国家核准电站项目单机容量情况

30万千瓦及以上30万千瓦60万千瓦及以上项目数(项)934647建设规模(万千瓦)1080034007400所占比例91.6%28.8%62.8%

可见未来火电仍是发展主力，主要建设大容量机组。电力环保设备电站设备电力设备

1.7.3煤电（5）电力设备输变电设备锅炉、汽轮机、水轮机、发电机及电站空冷机组等一次设备：变压器、电抗器、电容器、电力开关及电线电缆等二次设备：各种稳定控制设备除尘器、烟气脱硫和脱氮设备等

1.7.3煤电（6）电力设备投资电力设备投资构成——电力投资分电源投资和电网投资。1)火力发电电源投资比例构成

2)电站设备投资比例构成

1.7.3煤电（7）煤电技术

1）煤清洁利用方式比较

各种煤清洁利用方式相对评比比较表（１０分为满分）利用方式环保节能运行投资成熟总和顺次原煤加工型煤78101010451洗选煤867810392流化床CFBC94789373PFBC98658364超临界机组389710373IGCC107～954～66～532～355燃料转化气化86656316CMW72667287液化85455278其他清洁技术

9

大力发展超临界和超超临界机组，大力开发并且发展大型CFBC机组，引进示范机组并逐步国产化PFBC-CC和IGCC联合循环发电机组，是今后相当一段时期内，利用煤炭的主要清洁高效发电方式。

1.7.3煤电（7）煤电技术

2）煤炭发电技术的进展①超（超）临界发电技术：SC(USC)

超临界点：22.115MPa,374.15℃

超临界机组（SC）：全世界已运行600多台，一般主汽压力24MPa及以上,主汽和再热汽温度540-560℃（效率比亚临界机组高约2%）

超超临界机组（USC）：全世界已运行60多台，一般主汽压力25-28MPa及以上或主汽和再热汽温度580℃以上（效率比超临界机组高约4%）

2003年～2010年：新建火电机组40％为SC机组；

2010年～2020年：600MW及以上新建机组将全部建SC机组；新建火电机组一半以上为USC；

1.7.3煤电（7）煤电技术

2）煤炭发电技术的进展

①超（超）临界发电技术：SC(USC)

超临界、超超临界机组特点：机组热效率高，可靠性好，环保指标先进可复合变压运行，调峰性能好蒸汽压力高，蒸汽比容小，汽轮机叶片短，加之级间压差大，影响内效率，因而超临界及超超临界参数更适于大容量机组。

1.7.3煤电（7）煤电技术

2）煤炭发电技术的进展

①超（超）临界发电技术：SC(USC)我国与世界主要国家超临界机组的比较

美国前苏联日本中国第一台机组投运年份1957195319671962最大单机容量，MW130012001050900装机情况1982年166台112898MW1988年222台，占火电机组容量的51%94台，占火电机组容量的61%引进11400MW,投运10200MW,占火电机组容量的3.5%容量范围500MW以上300MW以上450MW以上300MW以上

1.7.3煤电（7）煤电技术

2）煤炭发电技术的进展

①超（超）临界发电技术：SC(USC)经济性分析：

2000年我国火电机组平均供电煤耗392g/kWh,比超临界机组(317g/kWh)高70～80g/kWh，比超超临界机组(288g/kWh)高104g/kWh。2002年火电发电量16386亿kWh，如一半由超（超超）临界机组发出，则每年可节约约5000～7000（9000）万吨（标准煤）;2020年为1.4-1.8(2.3)亿吨；计划关停小火电30GW（煤耗高达550g/kWh以上），如其中的一半用超（超超）临界机组替代，每年可节煤2000万吨；相应的节能、节水、节资源和环保效益显著。故发展600MW及以上的超临界、超超临界机组，将是下世纪我国发展火电机组首选的高效洁净发电技术。

1.7.3煤电（7）煤电技术

2）煤炭发电技术的进展

②循环流化床：CFBC

循环流化床技术属于洁净煤发电技术.

主要优点是：能够在燃烧过程中有效控制氮氧化物和二氧化硫的排放，一般脱硫率均在90％以上；由于炉内燃烧温度较低，氮氧化物排放明显降低。所以循环流化床锅炉可有效减少对大气的污染。同时，循环流化床锅炉具有很高的燃烧效率、很大的锅炉负荷调节范围并具有极强的燃料适应性，许多锅炉不能燃烧的贫煤、煤泥、煤矸石等均能充分燃烧，循环流化床锅炉以其优越的燃烧、环保特性赢得了用户青睐。

1.7.3煤电（7）煤电技术

2）煤炭发电技术的进展

②循环流化床：CFBC

1.7.3煤电（7）煤电技术

2）煤炭发电技术的进展

②循环流化床：CFBC

国内循环流化床存在的主要问题：运行可靠性差耐磨材料质量不过关；辅机系统故障率高；设计缺陷如冷渣器故障，煤仓堵煤等。经济性不高环保要求没有达到预期目标石灰石系统故障；增加发电成本；没有考核机制

据预测，到2020年世界燃煤为主的循环流化床锅炉容量将达到15000万千瓦左右，其中中国将达到12500万千瓦左右。

因此,大型循环流化床锅炉将在未来十几年的火电市场中占据重要位置，具有广阔的市场前景。

1.7.3煤电（7）煤电技术

2）煤炭发电技术的进展

③增压流化床：PFBC

增压流化床联合循环发电机组是以煤为燃料，实现燃气蒸汽联合循环的机组。由于它在燃料利用上的潜在优势和在有害物质的排放方面又可满足相当严格的环保要求，所以问世以来，深受人们关注。

1.7.3煤电（7）煤电技术

2）煤炭发电技术的进展

④整体煤气化联合循环：IGCC

原理：IGCC发电技术通过将煤气化生成燃料气，驱动燃气轮机发电，其尾气通过余热锅炉产生蒸汽驱动汽轮机发电，构成联合循环发电。优势：效率高、污染排放低。劣势：系统复杂、投资高。IGCC技术已走过了概念验证和技术示范运行阶段。全世界已建、在建和拟建IGCC电站30余座，我国在山东烟台拟建300-400MW级的IGCC示范电站。

1.7.3煤电（7）煤电技术

2）煤炭发电技术的进展

④整体煤气化联合循环：IGCC

1.7.3煤电（7）煤电技术

2）煤炭发电技术的进展

④整体煤气化联合循环：IGCC

IGCC特点：

联合循环热效率高，并可进一步提高效率“最清洁的煤电”，环保性能优良

燃料适应性强，高硫煤的硫可资源化

调峰性能好，节约水资源

单位造价不断降低

1.7.3煤电（7）煤电技术

2）煤炭发电技术的进展

④整体煤气化联合循环：IGCC

IGCC技术难题：燃气轮机是IGCC系统的关键设备，对整机运行可靠性、效率均有很大影响。整体化要求高，系统十分复杂，在诸多的子系统中任何一个发生问题，便会影响全局。气化工艺是IGCC的经济性和可靠的关键因素之一，研究大容量运行可靠的气化设备十分重要。整体的协调控制相当复杂，各关联量的时间常数难以统一，影响电站负荷控制。

1.7.3煤电（7）煤电技术

2）煤炭发电技术的进展

④整体煤气化联合循环：IGCC

NetherlandsDemkolecIGCCPlant1.7.3煤电

（8）煤电联营

1）煤电联营的背景

①目前我国经济发展中电力紧缺问题我国经济的高速发展对电力的需求还会加大，而以火电为主的发电装机容量的增加最终还会继续增大对电煤的需求，做好电煤供应问题，是解决电力紧张的关键环节。②电力结构与煤、电、运矛盾煤炭产销布局脱节，随着能源供应形势的日趋紧张，“煤、电、运矛盾”现象将日益严重。要从根本上改变这种局面，必须从调整煤电产业布局着手。让煤、电两个行业走联合之路，实现煤电联营，有望通过产业联动解决其争端，实现双赢。1.7.3煤电

（8）煤电联营

2）煤电联营含义

从煤炭资源赋存条件分析，适合建设煤电联营基地的区域主要集中在内蒙古、山西、新疆、陕西、贵州；

煤电联营结合煤炭开发布局，选择煤炭资源条件好、具有发展潜力的矿区作为大型煤炭基地，通过煤炭企业、电力企业各种形式的联合，采用高技术、新设备，建设火力发电厂，高效率、大规模地实现资源综合利用。1.7.3煤电（8）煤电联营

3）煤电联营意义有利于实现产业多元化延伸，提高企业经济效益有利于化解电、煤价格矛盾有利于降低煤、电企业经营风险，增强竞争实力符合我国循环经济发展要求支持与实施国家西部大开发战略的具体举措

有利于环境保护工作的开展与落实地区项目名称进展阶段投资总额发布时间行业东北鲁能宝清煤电化一体项目电厂（一期）工程报批可研460000万元2006-4-11电力西南(云南)威信煤电联营（一期）工程电厂项目（西电东送）报批可研500000万元2006-3-31电力华北山西沁源煤电一体化电厂工程报批可研1030000万元2006-3-31电力华北白音华煤电基地（一期）工程（西电东送）（位于内蒙古锡林郭勒盟）报批可研520000万元2005-6-6电力4)我国拟在建的煤电联营项目

1.7.3煤电（8）煤电联营

1.7.4气电－天然气发电（1）天然气发电概述：

1）天然气是实现中国能源供应优质化、多元化的重要一次能源。天然气在一次能源消费结构中所占比例：中国目前水平：2.7%世界平均水平：24%亚洲平均水平：8.8%随着中国天然气基础设施的逐步完善和市场的不断发育，天然气需求增长将快于煤炭和石油：年份2006年2010年2015年2020年天然气需求量680亿m31000亿m31500亿m32000亿m3发电量构成比例2.7％4.8％5.5％6.7％1.7.4气电－天然气发电（1）天然气发电概述：2）天然气发电方式燃气轮机发电系统1.7.4气电－天然气发电（1）天然气发电概述：2）天然气发电方式燃气蒸汽联合循环发电燃料燃烧室压气机燃气轮机余热锅炉发电机发电机蒸气轮机给水加热器凝汽器空气给水排气抽气主蒸汽1.7.4气电－天然气发电（1）天然气发电概述：2）天然气发电方式

往复式内燃机发电1.7.4气电－天然气发电（1）天然气发电概述：

3）中国天然气发电正处于初级阶段

沪、粤、浙、苏、闽等迫切需要增加天然气供应不具备较为完善的天然气管网市燃气网的拓展和置换非常缓慢许多城市无法消化吸纳大型天然气项目的规模气量

4）天然气工业将有较大发展

西气东输工程年供气量约120亿立方米，计划约50%的气量用于发电；电网用电对调峰性能的要求将越来越高；国家对电站的排放限制越来越严格；1.7.4气电－天然气发电（2）天然气发电的特点：

1）对天然气工业发展起重要的支撑作用中国的天然气工业属于跳跃式发展模式，依靠大型天然气消费工业带动天然气工业的发展和管网发展；

天然气电厂是天然气工业的大型稳定用户，是启动和支撑天然气市场，保证输气项目经济性和可行性的最重要的用户。中国目前的大型管道项目：西气东输，俄气进口

2006年3月28日中国第一个进口LNG项目在粤投产，燃气量为370万吨/年，65％用于发电。

2007年年初福建莆田250万吨/年一期LNG项目商业试运行，将建设规模为８×３５万千瓦的燃气电站。1.7.4气电－天然气发电（2）天然气发电的特点：

2）天然气是最清洁的化石能源

天然气的主要成份是甲烷，燃烧后生成二氧化碳和水

装机容量500MW燃用天然气电厂和燃煤电厂的环境影响比较项目燃煤电厂燃天然气电厂1.污染物排放量(吨/年)SO2280007NOX5056971CO221600001241292灰渣40000002.用水量(%)100333.占地面积(%)100541.7.4气电－天然气发电（2）天然气发电的特点：

3）采用联合循环可以获得较高的发电热效率

机组容量基本参数运行地点/产地投运年代热效率(%)350MW超临界机组31MPa566/566/566℃日本川越电厂1989～1990年41.9300MW超临界机组25.1MPa

560/560℃丹麦VestKraft1992年45.3348.5MWS109FA燃气/蒸汽联合循环压比14.7

燃气初温1320℃美国GE20世纪90年代56.3396MWKA26燃气/蒸汽联合循环压比30燃气初温1260℃两段燃烧瑞士ABB20世纪90年代后期58.5420MWS109H燃气/蒸汽联合循环压比23.2燃气初温1430℃美国GE(已有订单)20世纪90年代末601.7.4气电－天然气发电（2）天然气发电的特点：

4）调峰性能好

燃气轮机可以快起快停，启动15～25分钟即可带满负荷调峰幅度大，即可作基荷又可以作调峰机组。

5）改善电力供给，提高电网安全由于燃气电站对厂址外部条件的要求相对宽松，在占地面积、用水量、环保等方面均比其他电站小得多，这就使得在负荷中心建设电厂，实现就近供电成为可能。

建厂接近负荷中心具有以下优点：

提高了供电可靠性；减少了送变电工程量；减轻电网输电和电网建设的压力；提高电网运行的稳定性。1.7.4气电－天然气发电（2）天然气发电的特点：6）初投资低，利用小时数高GTCC电厂（即燃气轮机联合循环电厂）与大型燃煤电厂相比：场区用地约为50％；用水约为1/3；运行人员约为20％；施工速度比较：电厂类型CCGT电厂（联合循环燃气轮机电厂）

燃煤电厂核电厂施工需时12～20个月4～5年6～10年1.7.4气电－天然气发电（3）国外天然气发电经验：1）世界天然气发展现状

天然气发电迅速增加

天然气需求增加主要由天然气发电驱动国际天然气市场为买方市场

美国能源信息署预测年份20012010201520202025年平均增长率天然气发电单位：105Btu29.637.744.954.165.23.31.7.4气电－天然气发电（3）国外天然气发电经验：2）欧美国家天然气发电经验进入市场前有较长的发展时间，设施机制较为完善都经历了由限制到放开的过程

遵循以民用和商用为主、在原有基础上渐进式发展模式起步阶段鼓励投资和基础设施建设长期照付不议合同沿价值链的全面合作和配气系统35～50年特许经营权燃气蒸汽联合循环机组相对其它发电方式有竞争力

该地区天然气发电竞争力强的原因：资源丰富，天然气价格低二氧化硫、二氧化碳排放负税重公众对核电的顾虑注：“照付不议”是大额能源供应的国际惯例和规则，“照付不议”的核心是买方按照合同规定的天然气质量和双方约定的数量，不间断地购买卖方的产品，无特殊情况下买方不得随意终止或变更合同，否则将要承担相应的违约责任。“照付不议”的核心是，只要卖方执行了“照供不误”，买方就要按照合同的不低于“照付不议”的量接收天然气，少接收的气量，要照付气费，留待次年提取（补提气），确保卖方的气源销售，降低卖方的大规模开采、运输气源的市场风险。

1.7.4气电－天然气发电（3）国外天然气发电经验：3）日本韩国天然气发电经验

国内资源匮乏，依靠进口

遵循以开发大型工业用户为主的跳跃式发展模式起步阶段管网系统不发达，依靠天然气发电促进发展照付不议合同初期靠天然气发电支撑供应商多元化，供应合同较灵活

53％燃气发电厂采用双燃料（油气）发电，保证发电安全

1.7.4气电－天然气发电（3）国外天然气发电经验：4）南美地区天然气发电经验

天然气资源丰富

受国家政策与地缘政治影响较大

阿根廷因财政债务危机使得私人投资停顿引发能源危机巴西政府认为水电更为经济，天然气发电缺乏市场规则智利因阿根廷的开发商停工而造成天然气短缺

1.7.4气电－天然气发电（3）国外天然气发电经验：5）国外天然气发电经验对中国的启示天然气发电应充分考虑政策因素与市场因素天然气工业与当地基础设施资源多寡有关必须有长期合同来避免风险燃气电站与电网的合同需要满足电网和用户的需求天然气公司与燃气电站一体化利于灵活运行提高竞争力

1.7.4气电－天然气发电（4）中国天然气发电现状及存在问题：1）中国发展天然气发电资源条件、技术和政策环境我国天然气资源少，分布不均

探明储量人均仅为世界平均水平的4.3％;探明储量仅占我国能源资源的0.3％;

10％的陆上天然气均埋藏于2000米以上的深度;已探明气藏以中小型为主;我国周边地区天然气储量丰富，购买条件得天独厚1.7.4气电－天然气发电（4）中国天然气发电现状及存在问题：1）中国发展天然气发电资源条件、技术和政策环境

我国天然气发电技术日益成熟

十五期间通过捆绑招标获得部分关键制造技术我国已掌握部分轻型燃机制造技术与余热锅炉技术组织863攻关自主研发重型燃机整套设计技术

气电价格政策未定，天然气价格上涨势在必行一批燃气发电企业至今没能和电网公司签署上网协议，也没有确定统一的全国定价;企业对气价一般承受能力在0.8～1.00元/立方米,除四川外，大部分地区远高于这个价.

1.7.4气电－天然气发电（4）中国天然气发电现状及存在问题：2）中国发展天然气发电存在问题讨论

天然气发电缺乏竞争力燃气电站的上网电价高于同地区的脱硫燃煤机组若按天然气1.3元/立方米；煤按480元/吨的价格计算：燃气电站上网电价为0.407元/千瓦时（含税）

燃煤电站上网电价为0.38～0.43元/千瓦时（含税）

根据联合循环燃气机组与燃煤机组相比仍然没有竞争力燃气电价受燃料价格变动影响更明显燃气电站燃料成本占发电总成本的60％以上;燃煤电站燃料成本占发电总成本