今后发电看好新能源

　　国家能源局近期公布的数据显示，2011年第一季度火电发电量增长同比下降13.7%，水电、风电发电量都大幅提升;中电联近日发布信息显示，2011年第一季度，水电、核电、风电完成投资同比分别增长59.9%、27.6%、22.9%，而火电投资比重持续下降。专家认为，虽然当前新能源发电量仅占总量的1%，现在定论哪种新能源能补火电的缺还为时过早，但无疑未来新能源将成为重要力量。
　　
　　“我们其实并不缺电，如何最大限度发挥9.6亿千瓦的装机容量的发电能力，才是当前重点。”中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会主任朱俊生表示。截至2010年年底，全国发电装机累计达到9.6亿千瓦，其中，火电7亿千瓦，水电2.1亿千瓦，核电1080万千瓦，风电3107万千瓦。

　　
　　水电：成本优势不可忽视
　　
　　在火电不能满足供应的前提下，2.1亿千瓦装机的水力发电则显得尤为重要。2011年第一季度，水电发电量1136.2亿千瓦时，同比增长32.9%。
　　
　　水力发电能给企业带来高收益。据了解，长江电力股份有限公司的三峡—葛洲坝梯级电站2010年完成发电量1006亿千瓦时，实现净利润82亿元左右。“我国水电平均上网电价要比火电上网电价低0.1～0.2元/千瓦时，目前，水电投资成本约为每千瓦6000～8000元，”中国三峡新能源公司顾问李荧表示，“如果水电上网电价有所提高，优势还将进一步突出。”
　　
　　根据WIND数据统计，2010年水电行业营业成本为200亿元，同比下降47.6%。其中15家主要水电上市公司2010年销售毛利率均达到了20%以上。显然，水电低廉的发电成本有助于推动行业内的进一步投资，但是，李荧也坦言“今年的水电项目不好找，占项目不开发的情况在四川比比皆是，加之天旱，小水电厂发电吃紧。”
　　
　　光伏：电价上调利好装机
　　
　　《电力工业“十二五”规划研究报告》预测，2015年我国的平均销售电价将达0.71元/千瓦时，2020年将突破0.8元/千瓦时。
　　
　　湘财证券研究所相关研究人员指出，4月份火电上网电价的提升，以及6月份工业用电电价的上涨，将对光伏装机产生相对利好作用。短期光伏与火电的发电成本差距将会缩小，相对竞争劣势会得到弱化;长期光伏实现平价上网的时间可能提前。
　　
　　“在沿海经济发达省份的工业区中，工业电价较高，约1元/千瓦时，此次上调销售电价将导致企业用电成本上升，在厂区安装太阳能电站可以解决一部分工业用电需求，且目前不少光伏项目都已具有了经济效益。”湘财证券研究所行业研究部分析师刘正认为，“时段性电荒利好储能电站建设。具有削峰填谷功能的储能电站建设将会逐渐提上日程，对像比亚迪、成飞集成等储能电池制造商和浙富股份、东方电气等抽水蓄能电站的供应商将十分利好。”
　　
　　风电：输电通道亟待架起
　　
　　“由于资源优势，风电更适合在我国西北部发展，近年来西部地区风电装机连续4年翻番。”中国可再生能源学会风能专业委员会副理事长施鹏飞预测。
　　
　　中国可再生能源学会副理事长孟宪淦指出，中国2009年风电装机容量为2580万千瓦，实际投入运行的只有1700万千瓦左右，实际发电量方面，当年的风力发电量仅占总发电量的0.75%。2011年第一季度，我国风力发电量达188亿千瓦时，同比增长60.4%。尽管如此，发电能力不足仍使风电发展受到外界质疑。
　　
　　输电通道滞后被认为是制约风能发展的重要原因。中电联秘书长王志轩说：“由于没有远距离大能力的电力外送通道，内蒙古占全国24.3%的煤炭产量大部分靠公路铁路外运，占全国三分之一的风电装机出力受限。”
　　
　　而加快跨区域输电通道也成为各界共识。湘财证券研究所分析称，由于近期发生“电荒”的地区主要集中于东部、南部的经济发达地区，特高压建设有利于解决电煤运力不足的缺陷，预计特高压发展建设将提速。
　　
　　核电：长期目标不会改变
　　
　　按照规划，2020年非化石能源占我国一次能源的比重将提高到15%。其中，核电占比4%。然而，日本核电危机之后，我国核电建设项目暂缓审批，核电热暂时降温。
　　
　　但多位专家均认为，从安全角度讲，国家将暂缓核建项目，不过，国家发展核电的长期目标是不会改变的。
　　
　　“核电是当今世界唯一可以大规模取代化石燃料的清洁能源，年运行可达7000小时以上。相比之下，风能、太阳能等新能源属于间歇性、随机性的电源，年运行也就在2000～3000小时，可调性较低，大规模接入会对电网有较大影响。目前，核电占世界总发电量的16%，这是风能、太阳能等新能源所无法比拟的。”前核工业部核电局副局长师臧明昌说。