2007-2015 年我国用电量及增速

2016 年 1-5 月份，全国火电发电量 17122 亿千瓦时， 同比下降 3.6%，降幅较上年同期扩大 0.5 个百分点;设备平均利用小 时 1635 小时，同比降低 178 小时，为近十年来同期最低水平。在传 统能源过剩的同时，经历了高速发展的新能源也面临着愈演愈烈的弃 光、弃风问题。国家能源局数据显示，2015 年全国风电弃风率达到 15%，成为有史以来弃风最严重的年份，2016 年一季度继续攀升至 26%。而全国一季度弃光限电约 19 亿千瓦时，甘肃和新疆弃光率分别 达到 39%和 52%，明显高于 2015 年底的 31%和 26%。核电设备的利 用率也在近 3 年逐步下滑，并在 2016 年上半年降至 76%，同比下降 5.2%。

 我国目前各类发电方式优缺点比较

 2016 年上半年，全社会用电量同比增长 2.7%，增速同比提高 1.4 个百分点，用电形势比上年有所好转。按“十三五”年均用电增长 2.5% 测算，预计 2020 年全社会用电量约 6.28 万亿度(即 6.28 万亿千瓦时) ， 较 2015 年的 5.55 万亿度新增 7300 亿度。按照非化石能源优先发展的 原则，这一部分新增的电力需求将由非化石能源优先填补。 国家发改委和国家能源局 2016 年发布的 6 号、 7 号文件已经明确 了“十三五”期间煤炭行业去产能的任务目标，按照前三年集中攻坚的要求，今年、明年、后年应完成大部分任务。从各地和中央企业确 定的进度安排看，2016 年力争淘汰落后煤炭落后产能 6000 万吨，未 来三年内暂停新建煤矿项目审批，并在 15 个省区暂缓建设尚未开工 的燃煤火电项目，超过 183GW 的火电装机将被暂停。虽然仍有一部 分在“十二五”末已规划审批的火电站会在今年开工建设，但这不会 改变火电占比负增长的趋势。

2015 年，我国火电发电量 40972 亿千瓦时，占全国发电量的 73.1%，比上年降低 2.2 个百分点，其中燃煤 发电量占火电发电量比重 91.9%，燃气发电量占火电发电量比重 4.0%;2015 年，核电、并网风电和太阳能发电量分别为 1695 亿千瓦 时、1851 亿千瓦时和 383 亿千瓦时，占全国发电量的比重分别为 3.02%、3.3%和 0.68%，比上年分别提高 0.6、0.4 和 0.3 个百分点。能 源结构持续向非化石能源倾斜。

 2015 我国各类能源发电量(亿千瓦时)

 2015 我国各类能源发电装机容量(万千瓦)

虽然近三年来核电设备的平均利用小时数在用电量消费增长放缓的压力下逐年下滑，但是核电在国 家电力政策(电网优先保证核电开工率，很少让核电站参与调峰)的 支持下，设备利用率远高于其它主流发电方式。

 近五年我国各类能源平均利用小时数

截至2016年9月，我国核电装机容量达到3131万千瓦，在建2050 万千瓦。国务院办公厅在 2014 年印发的《能源发展战略行动计划 (2014~2020 年)》中明确了 2020 年我国核电装机容量达到 5800 万千 瓦，在建容量达到 3000 万千瓦以上的目标。此外，由能源局牵头制 定的核电“十三五”规划初步方案中也涉及核电发展中长期展望，并 预计 2030 年我国核电装机规模将达到 1.2 亿~1.5 亿千瓦。

 我国已并网核电站建设周期(黄色)及在建(红色)核电站开工日期(截至2016年1月)

我国核电 站建设周期约为 5-6 年，由此假设截至 2016 年 9 月尚未开工建设 的核电站在 2020 年年底前无法实现并网发电，已开工建设的核电站 建设进度良好，在 2020 年年底前实现并网发电。因此 2020 年我国核电已建成装机容量约为 5200 万千瓦，在建 3000 万千瓦。由 于 2016 年 9 月及 2020 年年底的核电站在建容量分别为 2050 万千瓦 和 3000 万千瓦(预计)，按照均值估算，预计“十三五”期间平 均在建容量约为 2525 万千瓦，考虑到我国核电站建设周期约为 5-6 年(按 5.5 计算)， 即得出 2016-2020 年平均每年核电装机达 460 万千 瓦。从中长期角度综合考虑到未来用电量需求、能源结构调整、电力 结构调整、核电的优势以及国家核电中长期发展规划，预计 2030 年核电装机容量将达到 1.5 亿千瓦，即 2020-2030 年平均每年核电装 机达 830 万千瓦。

我国核电装机容量预测(万千瓦)

 三门一期(三代)与红沿河一期(二代半)造价对比(亿元)

由于我国三代核电站即将开始批量建设;第四代核电站尚处于试 验阶段，预计投产时间为 2030 年。由此推断从今年到 2030 年期间建 设的绝大部分核电站为第三代。三门核电站一期工程是全球首个 AP1000 工程，其建成价约为 1.6 万元/千瓦。然而注意到，三门 核电站一期工程中有国外服务费及承包费用，共计 61 亿元，而这些 费用在拥有自主产权的红沿河一期(二代半核电站)建设中是不存在 的。同时，由于三门核电站一期工程是 AP1000 的首堆，建设周期较 长，因此，其建设期利息远高于二代半核电站。按照以往惯例，每种 堆型首堆的造价一般比之后的核反应堆造价高，随着对 AP1000 技术 的进一步消化吸收、国产化率的提高以及建设周期的缩短，预计未来 AP1000 的造价有望达到约 1.28 万元/千瓦，甚至更低，接近二代 半的价格。 因此，2016-2020 年间，预计我国国内核电站建设平均每年市场 可达 590 亿元，2020-2030 年间，年均市场达到 1062 亿元。 核电出口方面，我国核电技术输出已在巴基斯坦、英国、阿根廷、 埃及以及南非等国取得突破性进展，并有望在沙特阿拉伯、马来西亚、 苏丹、约旦、罗马尼亚、土耳其等国扩展相关核电合作。随着“一带 一路”的落实发展，我国核电的出口有望进一步的深化。据中广核统 计，中国“一带一路”沿线的 65 个国家中，有 28 个国家计划发展核 电，规划核电机组台数达到 126 台，装机总规模大约 1.5 亿千瓦，若 按 1.28 万元/千瓦计算，市场规模可达约 2 万亿元。

 近年来我国核电出口情况概览