第三次能源转换的中国路径

今年5月，国家能源局发布了《中国能源发展报告2009》。这是能源局成立以来第一次发布全国性的能源报告。报告显示，截至2008年底，我国发电装机容量7.9亿千瓦，新增电力装机9051万千瓦，增长10.34%。全国全口径发电3.4669万亿度，增长5.6%。

尽管受到2008年金融危机影响，第四季度用电量明显下滑，但是我国电力装机仍旧快速发展，连续3年每年接近1亿千瓦。

对我国未来用电量进行预测，是能源规划的重要工作。但检索近年来电力数据的分析与预测，一个有意思的现象是，大部分预测都落后于电力需求本身的增长，更落后于装机容量的增长。而且短期内偏差较大，很多分析在两三年内就失去了参考价值，不得不推翻重新梳理。

2004年国际能源署（IEA）发布了对中国至2030年的能源研究报告。报告预计2010年中国电力装机容量为5.56亿千瓦，2020年为8.85亿千瓦，2030年为11.87亿千瓦。而实际情况是，我国2006年的装机容量就超过了国际能源署2010年的预测值。按照国家能源局在《中国能源发展报告2009》中的预测，今年新增发电设备容量8000万千瓦，到年底达到8.6亿千瓦，已经超过了国际能源署2020年的预测值。

中国社会科学院能源战略研究组提出的《中国能源可持续发展战略专题研究》中，预测更加保守，如2010年装机容量仅5.4亿～5.6亿千瓦。从目前发展看，2010年中国电力装机容量达到9.2亿千瓦已成定局，预测数据只相当于实际情况的60%。

中国电力行业最现实的情况，就是要满足不断增长的需求，而且是快速、持续的增长需求。这是中国与其他国家的根本不同。欧美等发达国家电力增长已经趋于停滞。随着制造业中心向中国的转移，以及中国生活水平的迅速提高，中国电力装机以每年一个中等发达国家的速度增长。

1987年，全国发电装机达到1亿千瓦，从新中国成立算起，共用了38年时间；从1亿千瓦发展到2亿千瓦，用了8年时间；从2亿千瓦到3亿千瓦，缩短到5年；从3亿千瓦到4亿千瓦又缩短为4年；从4亿千瓦到5亿千瓦，则只用了19个月；而发展到6亿千瓦和从6亿千瓦发展到7亿千瓦，都分别用了不到12个月的时间。已大致相当于世界前10位电力大国中的日本、德国、加拿大、法国和英国5个国家发电装机容量的总和。

装机容量增加的背后，是电力需求的持续紧张。每年夏天的电荒，就像一根松紧带，时紧时松地勒着中国经济的脖子。如果将1997～2008作为一个完整的经济周期观察，我国大部分时间都处于电力紧张状态。

由于东南亚金融危机的影响，1997年电力需求下降了9.7%。在1997年之前，国内电力投资建设的规模，平均每年都在2000万千瓦以上。然而，到了1998年，决策部门认为电力需求不再增长，提出“3年不建火电”，当年开工规模陡然下降为1021万千瓦，1999和2000年，更是进一步下跌，连续两年只有600万千瓦。直到2001年，这个下跌势头才得以改变。

而随着经济复苏，用电量迅速上升。2000到2003年，全社会用电量分别增长10.5%、9.03%、11.6%和15.4%，但是，此时发电装机增长量分别是6.88%、6%、8.39%，不仅发电装机增长远远落后于用电量增长，新开工规模也没有及时调整。缺电形势进一步加剧，导致2002年出现了电力缺口2035万千瓦，2003年甚至高达4485万千瓦。当年凡是严守“3年不建火电”的省份，电力愈发紧张。

另一个值得注意的现象是，电力需求的弹性系数发生了变化。这项指标反映电力消费增长速度与国民经济增长速度之间的比例关系。1980～2000年，我国电力弹性系数平均为0.8，也就是说电力消耗小于GDP的增长，这使得我国能够在能源消耗翻一番的情况下，完成了GDP翻两番的任务。但是进入新世纪以来，电力需求的弹性系数发生了逆转，8年来弹性系数在1.3～1.5。这意味着，GDP的增长需要消耗1.3～1.5倍的能源，GDP的增长以消耗更多能源为代价。

“主要原因在于，在此期间中国的重化工业完成了一轮大发展，增加了大量的高耗能产业。”中国社会科学院城市发展与环境研究中心主任潘家华对本刊记者说。我国每年生产5亿吨钢，相当于世界1/3的产量，总生产能力达到了6.5亿吨；每年生产14亿吨水泥，超过世界产量的60%。

高耗能产业的发展带动了新一轮电厂投资的热潮。电力行业的资深专家、现国家开发银行电力行业顾问吴敬儒曾经比较我国电力与美国电力的发展阶段。2000年我国发电量与装机容量相当于美国1968年的水平，差距为32年；2005年则相对应美国的1978年，差距缩短到了27年；预计2010年为美国1990年水平，差距继续缩短到20年。

电力作为一国能源之本，其规划与建设都必须有一定的前瞻性。但中国经济的快速增长以及电力弹性系数的陡然增大，使预测往往显得过于保守跟不上形势变化。于是，满足经济增长的需要成为中国电力行业的第一任务，而且这种压力还将持续。

在经历了全球性的金融危机调整后，中国的电力行业发展是否会进入一个新时期？下一个10年，我们究竟要用多少电？

目前看，吴敬儒的预测比较符合中国实际。他以国内生产总值“十一五”后3年年均增长9%，2011～2015年增速8%，2016～2020年增速7%，2021～2030年增速5%为基础，进行发电量和发电装机容量预测。由于我国重化工业基本饱和，电力弹性系数将下降到1以下。他将此系数分段设定在0.95～0.7。

按照他的基准测算方案：2020年装机16.5亿千瓦，是现在的2.1倍，发电量为7.43万亿度，是现在的2.14倍。到2030年装机23亿千瓦，是现在的2.9倍；发电量为10.45万亿度，是现在的3倍。

如果现在到2020年期间，中国经济还能保持7%～9%的增长，那么12年后电力容量与发电量都会增长1倍，平均年增长率接近6%。这仍是一个很快的速度。

从未来的需求角度看，空间仍旧巨大。2008年我国人均用电量2596度，人均占用发电装机容量仅为0.6千瓦，只有美国、德国、日本等发达国家的1/5到1/3。到2010年，我国人均用电量才能达到世界平均水平，再过20年，也就是2030年，才能够接近发达国家水平。

实际上，《中国能源发展报告2009》中披露：到2005年底，全国仍有约1150万人没有电力供应。

如果按照上文吴敬儒的预测，2020年的电力需求为7.43万亿度，比2008年多近4万亿度电。那么，这个巨量缺口会由谁填补？中国的电力就像一张不断摊出的大饼，以填饱持续扩大的消费胃口。满足负荷的不断增长，是中国电力结构调整的前提，这并非静态的拆墙补柱式的替换。

2008年，尽管火电增长速度放慢，全年还是增加了4900万千瓦，差不多相当于每个月投产4座100万千瓦的大中型电厂。

火电/煤电独大的格局会改变么～

我国电源结构主要由火电、水电、核电与风电构成。水电与风电为可再生能源，再加上核电则属于清洁能源。2008年，如果从发电量比较，火电约占总发电量的81%，水电约占16%，核电占2%，风电、光伏太阳能、生物质能则占最后的1%。

如果从装机容量看，火电约占总量的75%，水电占21%，核电约占1.1%，风电占1.5%.。太阳能光伏装机只有15万千瓦，可以忽略不计。

无论发电量还是装机容量，火电和水电占我国电力结构的绝对主导地位。尤其火电中90%以上是煤电。更确切地说，煤电占了我国发电量的75%以上。

这样的电源结构与我国的资源特点同步。我国煤炭储量丰富，排在世界第三位，水能资源则排在世界第一。在我国整体能源中，67%是煤炭，而煤炭的60%以上用来发电。2008年中国总共生产煤炭27.16亿吨，近几年平均每年增长2亿吨。

与其他能源相比，煤电具有明显的成本优势，仅为用油成本的30%，天然气成本的40%。煤电的上网价格为0.4元多，只有水电低于煤电价格。核电的成本比煤电高28%左右，风电成本高1倍左右，太阳能光伏发电则为煤电的10倍。

而另一方面，煤电厂的建设周期短，1～3年即可建成发电，而水电则需要5～10年的开发周期，核电厂从前期勘址到运营时间更长。尽管水电上网价格便宜，但单位千瓦投资平均约7000元，火电则只需要6000元左右。所以，在经济快速发展、社会严重缺电的情况下往往是火电机组首先得到发展，兴建火电厂是立竿见影的办法。

如果再将观察时间拉长，可以发现，煤电独大的局面并非靠政策支持，而是其自身优势使然。新中国成立初期，电力发展方针定为“建设火电为主”。1958年，党中央召开南宁会议，提出“水电为主，火电为辅”的发展方向，同时决定将电力部与水利部合并为水利电力部。上世纪60年代，全国电力会议又改为“水火并举，因地制宜”的政策。此后，水电、火电的地位虽然相同，但是表述上对水电发展的态度更明确。“七五”期间提出“尽可能多发展水电，大力发展火电，适当发展核电”，及至新世纪提出“积极发展水电，优化发展火电”。

2000年以来，节能减排的压力虽然逐渐增大，但是煤电的比例却没有太大变化，稳坐头把交椅，每年电力增量绝大部分还是都被煤电所填补。在煤电厂增加脱硫设备，成本上升20%后，相对于其他电源仍旧具有很大的优势。由于未来10年，我国每年电力增长很大可能维持在5%以上，火电投资少、见效快、资源丰富的优势难以替代。

按照能源局的中长期规划，2020年时希望煤电的比例能够下降6～7个百分点，降到70%以下。这也是中国能源结构调整的重要任务，即降低对煤电的依赖。

在能源局的规划中，2020年可再生能源要占全部能源的15%。具体到电力体系的目标：水电装机要由现在的1.7亿千瓦增加到3亿千瓦，风电由现在的1200万千瓦增加到3000万千瓦，生物质能源增加到3000万千瓦，太阳能光伏发电增加到180万千瓦。如果以能源局预期的2020年全国电力装机容量15亿千瓦计算，可再生能源所占比重约为24%，而除去水电，所谓新能源发电也只能占到4%。

2020年，核电计划由现在的不足2%的比重，增加到4%～5%。那么，按照各自的发展计划，核电、水电、风电等加在一起，所谓清洁电力的比重约为29%左右。未来10余年，中国的电力结构并不会发生太大的变化。火电发电比重仍有可能维持在70%左右，平均每年只能下降1个百分点。电力增长的部分仍旧是火电/煤电的天下，除非电力增长速度大幅下降。能源结构的调整缓慢而艰难。

吴敬儒的测算还要更严峻些：2020年煤电的发电比例要占到78.5%，到2030年才会降到71.5%。而风电等新能源发电，到2030年还无法达到5%的比重。

对于煤电的过分依赖，造成了煤炭资源紧张。2008上半年，发电量维持两位数增长，煤炭供应极度紧张。山西省煤炭价格达到了每吨五六百元，这在历史上从未有过。买不到国内的煤，只能进口煤炭，带动国际煤炭价格飙升，国际一些主要供煤国已经达到了每吨1200多元。

煤炭价格高企，使小煤窑仍有获利空间，煤炭事故增加。仅从去年9月4日到21日短短的17天时间里，就发生了9次矿难，372人死亡，50多人失踪。17天的矿难的实际死亡人数达到400多人。平均不到两天就发生一次矿难，一次矿难平均死亡40～50人。

而另一方面，尽管中国并没有在《京都议定书》上签字，也没有减排承诺，但作为发展中大国，必须要寻找一条可持续发展的道路。中国目前每年需要多开采标准煤2亿吨左右，这就意味着多排放二氧化碳约4亿吨。节能减排的主战场在火电厂。在能源结构难以大规模调整的情况下，必须不断寻找清洁使用煤炭的技术与政策。

在现有技术条件下，水电与核电被认为最有可能逐渐取代火电地位，并且在国际上有可遵循的先例。加拿大全国已经以水电为主，而法国80%的电力来自核电。

就我国而言，水电是可再生能源技术中最为成熟、最具规模化开发条件的可再生能源。至2005年，国家先后组织了6次大规模的水利调查，水力资源的家底状况基本搞清楚了。我国水能资源技术可开发量约5.4亿千瓦，经济可开发量约4亿千瓦，年发电量1.75万亿度。按照水能资源重复利用100年计算，水能资源在常规能源中占40%。这个数字还不包括那些1万千瓦以下河流上的小水电。

农村小水电目前只有约5700万千瓦的容量，年发电量1900亿度，占全国发电量的5.5%，却担负着全国大约1/2的国土、1/3的县、1/4的人口的供电任务。

1914年，我国在云南修建了第一座水电站。水电在中国的发展历程已经接近100年。现在已经修建了230余座大中型电站，其中百万千瓦级以上的水电站25座，50万千瓦级以上的40余座，总装机容量1.7亿千瓦。全国核准的在建水电规模有7000多万千瓦，没有核准已在建设的估计有3000多万千瓦。与其他清洁能源相比，水电技术更加成熟，而且调度灵活，可以抽水蓄能，调节用电的峰谷，同时还兼具防洪、供水、灌溉、航运、旅游等社会价值。

更重要的是，与火电相比，水电的成本更低廉，也更具竞争力。水电平均上网价格比火电还要便宜1毛钱。黄河上游青海龙羊峡水电厂的上网电价0.14元/度，不到一般火电厂的一半。三峡工程的上网电价也仅为0.25元/度。位于松花江上的丰满水电站是新中国成立前日伪所建，已经服役60多年，成本不断摊薄，现在每度电只有几分钱。在目前我国电力构成中，大约有1/6来自水电。较低的水电成本，保证了我国的电价水平。

我国水电一般采用“还本付息”的方式定价。也就是说，水资源作为一种国家所有的公共资源，并不是谁开发利润就归谁所有，而是国家要通过“还本付息”后，为电力公司留出合理的利润，确定入网电价的方式，最终控制水电开发的利润分配。国家用这些低价的水电，摊薄整体电价。

我国水力资源分布相对集中在西南地区，按技术可开发量，四川（1.2亿千瓦）、西藏（1.1亿千瓦）和云南（1亿千瓦）是全国水利资源最丰富的三个省区。

但近些年来，大水电工程越来越多地陷入环保争论。很多环保主义者认为，大坝建设破坏了河流的连续性，破坏了生物的多样性。尽管这样的争论没有最终结果，但实际却影响了国家领导层的决策，国家对于大型水电建设的态度微妙起来。

早在去年四季度国家提出“4万亿振兴计划”时，水电便未被纳入。在首批5000亿元的投资中，电力行业核准投资逾千亿元，其中也没有水电。今年“两会”期间，总理温家宝在《政府工作报告》中，最初没有提到水电，后经审议和修改，最终表述为“积极发展核电、水电、风电、太阳能发电等清洁能源”。

与火热的风电、太阳能光伏发电相比，水电似乎被遗忘了。这已成为影响水电发展的重要原因。2008年，投入运营的水电设施达到历史最高点，但起核准期都在3年前。2008年国家只核准水电站9座，去除两座蓄能电站，增加的装机容量只相当于当年新增容量的7%。其中不包括一座大型水电站。

能源局可再生能源司副司长史立山的一次讲话谈到，一方面，我国水电建设规模比较大，全国核准的在建水电规模有7000多万千瓦，没有核准已在建设的估计有3000多万千瓦；但另一方面，国家核准的水电项目新开工规模比较少，未批先建的项目比较多，有的项目已经快要投产了，到了进退两难的境地。

此外，水库移民问题则是一个复杂的社会工程，需要科学的补偿机制和执政智慧，处理不好就会影响社会稳定。广西一处水电工程已完成20年，还有移民不断上访。

如果4亿千瓦经济可开发量能够得到充分开发，水电比重可以达到25%，至少每年可以提供12亿～13亿吨原煤的能源。

与水电所处的社会性困境不同，核电的发展主要面临资源性难题。

上世纪70年代，我国就开始了核电开发的前期选址工作。到现在形成了浙江秦山、广东大亚湾和江苏田湾三个核电基地。

2008年是我国新核准核电项目、新开工核电机组、新获准开展前期工作核电项目最多的一年。这一年，国家新核准了福建宁德、福建福清、广东阳江、浙江方家山等4个新的核电项目，共14台百万千瓦级核电机组。截至目前，我国共核准核电项目8个，共24台核电机组，总装机容量为2540万千瓦。在国家用于扩大内需的千亿电力资金中，955亿元用于广东阳江核电工程和浙江秦山核电厂扩建工程。

在我国电力结构中，核电的比例还很低。核电装机容量约占1.1%，发电量接近2%，按照国家能源规划，2020年核电发展要翻番，达到4%～5%的比重。与火电相比，核电价格具有竞争力。目前运行的机组最低电价0.393元/度，最高0.46元/度，只略高于火电。浙江和广东，核电的电价比当地的标杆电价还要低一些。在所有的电源中，核电设备的利用效率最高、最稳定。我国11个核电机组，全年负荷率超过88%，是水电的两倍多。

但是，核电的前期投资大，是常规火电厂的2～3倍。选址也更加严格，厂址资源非常宝贵，必须充分考虑人口分布、周围工农业状况、军事设施、可能的外部人为事件、核燃料及乏燃料的处理与运输。一个核电厂建设前期，从选厂到完成可行性报告一般要5年的时间。

中国核电发展最大的制约因素是核资源匮乏。我国是贫铀国，主要从哈萨克斯坦和加拿大进口铀原料。铀资源对外依赖程度超过50%。

早在1839年，法国科学家贝克雷尔就发现，光照能使半导体材料的不同部位之间产生电位差。这种现象后来被称为“光生伏打效应”，简称“光伏效应”。1954年，美国科学家恰宾和皮尔松在美国贝尔实验室首次制成了实用的单晶硅太阳电池，将太阳光能转换为电能的实用光伏发电技术诞生了。

有意思的是，中国只用了三五年时间就成为世界第一大光伏电池生产国。2008年中国的太阳能光伏电池达到了200万千瓦，占全世界产量的近30%。但是这些电池基本都卖到了国外，装在别人的屋顶上。我国太阳能光伏发电只有15万千瓦，其中55%是独立发电。中国电力企业联合会的常规统计中，都对其忽略不计。

就太阳能技术而言，目前唯一可以实现大规模商业应用的只有太阳能热水器。太阳能光伏发电的上网价高达每度3～4元，是火电的10倍。考虑环保和电价不断上涨等因素，当光伏发电成本降到每度1元或是1.5元，才可以与常规能源竞争。

如果将光伏发电用做独立电源使用，也会面临国情限制。一套三室一厅的普通单元房需要设计4000瓦的电力负荷，如果铺设每平方米100瓦的电池板，至少需要40平方米的屋顶，安装价格28万～30万元。抛开价格因素，目前大部分中国家庭都没有这么大的屋顶。

在国家《可再生能源规划》中，2020年太阳能光伏容量达到180万千瓦，在整个电网容量中极其微小。从世界的角度看，太阳能光伏的应用还有漫长的路要走：2020年全球太阳能发电占总发电量的1%，2040年占20%。尽管太阳能光伏发电看起来遥不可及，但它也许就是未来改变世界的力量，因为地球上所有的能源都来自太阳。

与太阳能相比，中国的风电已经开始了较大规模的商业应用。上世纪70年代末，舟山嵊泗岛兴建了我国最早的风力发电场，依靠原西德赠送的设备起步，所发电量主要用于海水淡化。

2006年以后，中国风力发电进入了一个快速商业化的时期。2008年当年装机614千瓦，连续3年增速翻番。也就是说从2006年开始，每年装机都是前若干年的总和。

根据最新风能资源评价，全国陆地可利用风能资源3亿千瓦，加上近岸海域可利用风能资源，共计约10亿千瓦。主要分布在两大风带：一是“三北地区”(东北、华北北部和西北地区)；二是东部沿海陆地、岛屿及近岸海域。

随着风电的技术进步和应用规模的扩大，风电成本持续下降，经济性与常规能源已十分接近。目前风电的上网价格平均为0.7元左右，比火电高1倍，与太阳能光伏发电相比便宜很多。

国家能源局在《中国能源发展报告》中认为：“从我国风能资源看，风电完全可能成为火电、水电之后的第三大能源。”能源局局长张国宝是风电的拥护者，他曾经亲自撰写了一篇名为《打造风电三峡》的文章发表在《人民日报》上。

按照最初的规划，2020年风电装机为3000万千瓦，但是从目前的发展态势上看很有可能会超过这个数量。能源局最新报告认为，到2020年全国风电建设规模有望达到1亿千瓦左右。但风力发电属于低密度能源，其所谓的装机容量还远远不能和常规的火电、水电、核电相比。例如，我国2008年底的风电装机容量已经超过1200多万千瓦，但是年发电量只有128亿度。平均利用小时才不过1000多，而常规水电、火电和核电的平均利用小时一般均在其3倍以上。即使2020年装机量有大幅提高，提供的电力也会比较有限。

此外，电网对于风电发展的制约越来越明显。一方面，风电场大多建在人烟稀少的草原、戈壁，处于电网的末端或空白处。另一方面，发电机接入电网存在困难，已建成的1200万千瓦的风电机尚有1/3无法并网。

另一方面，风电本身的随机性和不稳定性较大，时有时无，强弱不定，从而威胁到电网安全。按照《可再生能源法》的规定，可再生能源发电，电网必须全额接受。但从技术上看，当风电、太阳能光伏发电占到现有电网10%～20%的时候，就有可能造成目前电网运行困难甚至崩溃。

新疆是风电发展非常迅速的地区，但新疆电网是一个单独电网，没有与甘肃相连，负荷很小，只有500万千瓦的容量。按照中国电力科学院的规划计算，在不增加投入的情况下，新疆电网只能容纳70万千瓦的风电或太阳能光伏，相当于14%的电网容量。风电的继续发展还有赖于智能电网计划的实施，以及储能电池的应用。

2006年，我国《可再生能源法》开始实施。2007年6月，我国政府颁布《中国应对气候变化国家方案》，将风能等可再生能源发展纳入其中。2007年9月，我国政府颁布了《中国可再生能源中长期发展规划》。2007年12月，我国颁布《中国的能源状况与政策白皮书》，将可再生能源发展作为国家能源发展战略的重要组成部分。我国对可再生能源的制度建立已经先于物理设施的发展。

即使最乐观的估计，到2020年，以风电、太阳能光伏为代表的新能源也无法占到中国电量的10%。也许这个目标在2030年也难以实现。按照欧盟估计，本世纪末，可再生能源才能够达到80%的比例。人类第三次能源转换是一个超越百年的过程，新能源的发展同样需要百年规划。■