我国电力工业的发展趋势和宁夏电力工业面临的发展机遇与挑战——浅析我国电力工业的节能与环保
原宁夏电力局局长 何 潜
1.电力工业的基本特性
电力是二次能源，它是由煤炭、石油、天然气、水力、核能以及风力、太阳能等转化而成的。一个国家（或地区）的电力结构，和这个国家（或地区）一次能源的结构和对电力发展所采取的政策不同而异。
电力是一种特殊商品，它具有产、供、销同时完成的特点，发电、供电和用电是一个有机的整体。电力既无形又不能大量储存。电力可以远距离输送。
电力工业是关系国民经济全局和人民生活密切相关的重要基础产业。电力工业的发展，要适应国民经济和社会发展的需要，且适度超前，电力供应不足或中断，特别是大面积停电，将对经济和社会造成灾难性的后果。列宁同志曾说过：“苏维埃政权加全国电气化就是共产主义。”充分说明，电力工业在国民经济和社会发展中的重要地位。
2.我国电力工业的发展概况和面临的主要问题
自1882年中国电力诞生至今，已有上百年历史，新中国成立前，电力工业发展缓慢。1949年全国发电装机容量和发电量仅为185万kW和43亿kW·h，分别居世界第二十一位和二十五位。新中国成立后，电力工业得到了快速发展。1978年发电装机容量和发电量分别达到5712万kW和2566亿kW·h，分别跃居世界第八位和第七位。改革开放以来，电力工业体制不断改革，改变了国家单一投资体制，实行多家办电、多渠道集资办电、合理利用外资，以及运用多种电价和引入竞争机制等政策，加快了电力工业的发展。到2005年底，全国发电装机容量和发电量分别达到51718.48万kW和24975.26亿kW·h。改革开放以来，我国发电装机容量和发电量年均增长率分别为8.4%和8.8%，先后超过法国、英国、加拿大、德国、俄罗斯和日本，从1996年开始一直稳居世界第二位，仅次于美国。
由于我国煤炭和水力资源都比较丰富，到2005年在51718.48万kW的发电装机容量中，其中，火电39137.56万kW，占75.65%；水电11738.79万kW，占22.70%；核电684.60万kW，占1.32%；风电105.59万kW，占0.20%。在24975.26亿kW·h发电量中，其中，火电20437.30亿kW·h，占81.83%；水电3963.96亿kW·h，占15.87%；核电530.88亿kW·h，占2.13%。
在电网建设上，目前，我国已形成东北、华北、西北、华东、华中和南方六大区域电网（西藏、新疆、海南三个省级电网，尚未和大区域电网相连）。除西北电网采用330kV交流为主网架外，其他五大电网均采用500kV交流和±500kV直流为主网架。为适应我国电力工业快速发展的需要，使能源资源在更大范围内优化配置，西北电网正建设高一级电压750kV交流输变电工程，在从青海官亭到兰州东第一条750kV输变电示范工程，安全稳定运行一年多后，西北电网750kV电网工程建设将全面铺开。目前，兰州东至银川东、官亭至西宁两项750kV输变电工程已获国家发改委核准，即将开工建设。
兰州东至银川东750kV输变电工程的开工建设，将为黄河上游水电150万kW和宁东煤电150万kW，共300万kW打捆外送天津（采用±500kV直流）奠定了基础，目前，该项工程正等待国家发改委核准。在全国1000kV交流和±800kV直流特高压输电试验、示范工程前期工作，经国家发改委同意，已开始启动。
面临的主要问题
2.1 电力长期供应不足
我国出现全国性缺电，始于上世纪70年代初，其中，除从1997年下半年到2000年上半年，这三年由于国际上发生东南亚金融危机和国内进行经济结构调整等内外因素，使工业用电大幅度下降，全国出现短时的电力供需缓和局面，部分地区出现供大于求。从2000年下半年开始又逐渐呈现电力供应趋紧，2003年、2004年全国又有24个省、市、自治区（包括宁夏）出现拉闸限电，据国家发改委对2005年全国电力发展情况统计，一季度，全国共有26个省级电网出现拉闸限电，电力缺口约2500万kW。电力供应不足使我国国民经济的发展和人民群众的生活受到严重影响，一度成为制约国民经济发展的“瓶颈”。缺电时间之长，范围之广，是世界上少见的。究其原因，一是人们对电力在国民经济发展中“先行官”的地位认识不足，没有认真吸取前20多年严重缺电的教训。当出现短时间电力供应缓和时，又提出了三年内不新开工常规火电项目的意见，延迟了一些项目的前期工作。据统计，从1999年到2004年平均每年新增装机容量仅2537万kW。因此，当我国经济恢复正常进入快速发展时，再次发生全国性缺电，电力供应不足，除表现为拉闸限电外，电网备用容量不足（包括检修、事故、负荷等备用在内，应在20%左右），或火电设备利用小时过高（超过5500h），都是电力供应不足的表现。二是发电装机容量不足，人均占有电量过少。虽然我国从1996年开始，不论是发电装机容量还是发电量都稳居世界第二位，但由于我国人口众多，人均占有发电装机容量和人均发电量都远远落后于世界平均水平。据1996年统计，世界人均消费电量为2355kW·h，而我国人均消费电量只有891kW·h，是世界平均水平的37.8%，在世界排序中居122位。到2004年我国人均消费电量达到1671.9kW·h，只是韩国的23.6%，日本的20.0%，美国的12.2%。三是产业结构不合理，电力浪费严重。据1999年世界各国能源经济主要指标统计，世界国内生产总值GDP为324452.9亿美元，电力消费量为135024.1亿kW·h，单位GDP的电力消费量为0.416kW·h；同年，我国国内生产总值GDP为9637.5亿美元，电力消费量为11443.5亿kW·h，单位GDP的电力消费为1.187kW·h，是世界平均水平的2.85倍；是日本的6.2倍；韩国的2.6倍；美国的2.7倍；德国的5.9倍；意大利的4.7倍。
2.2 资源没有在更大范围内实现优化配置
我国煤炭资源丰富，长期以来在电源结构上以煤电为主，占70%以上。而煤炭资源主要分布在我国的北部和西部地区，而用电负荷主要集中在东部和南部沿海经济发达地区。我国电力工业长期受计划经济影响，各省在电力建设上，都希望将电厂建在本省行政区域范围内。因此，缺煤的省不得不从产煤省区通过铁路、海运长距离运进大量煤炭，造成铁路运力紧张和发电成本增加。而产煤省区，由于受铁路运力的制约，大量煤炭无法运出，将已建成的矿井不得不压产，甚至封井停产。由于电力短缺，各地建设了一批中、小型火电机组，由于效率低、煤耗高，造成资源的浪费。
我国的水电资源也十分丰富。据资料统计，全国可开发的水电资源，装机容量为5.42亿kW，年发电量为2.47万亿kW·h，大部分分布在我国西南和西北地区，由于水电开发投资大、工期长以及移民等因素的影响，使我国的水电资源尚未得到充分利用，目前，我国已开发的水电容量不到可开发容量的25%。
2.3 电网结构不能适应电力发展的要求
我国从1982年引入第一条500kV交流输变电工程以来，至今已有24年的历史，到2005年全国（除西北地区）500kV线路将近6万km，变电容量2.5亿kV·A。由于部分地区500kV网络已相当密集，短路电流问题十分突出。到2010年，我国500kV电网短路水平大部分接近50kA，短路电流超标问题已成为我国电网发展的限制性因素之一。同时，我国西水、北煤、东部负荷比重大的基本特征，要求大幅度提高跨地区资源优化配置规模，以500kV交流和±500kV直流为纽带的区域电网之间的联网方式、联网规模、输电能力，都难以满足大电源集中开发，实现远距离大容量输送的要求，难以适应我国南北水火互济运行的要求。我国电力发展的巨大空间，客观上要求加快电网技术升级，提高技术装备，需要建设更高一级电压。
3.我国电力工业今后的发展趋势
我国是一个发展中国家，在相当长的时间内我国国民经济将保持高速发展的态势。党的十六大提出，到2020年我国国民经济比2000年翻两番，达到世界中等发达国家的发展水平，人民过上比较富裕的小康生活。为此，提供必要的电力保障是重要条件之一。纵观世界各国的经济、社会发展，要实现上述发展目标，届时人均拥有的发电装机容量应在1kW左右，人均拥有电量约在4000～5000kW·h。我国现有人口13亿，现每年净增人口约1000万。考虑到计划生育和人们对生育观念的转变，今后15年按每年净增人口800万计算，到2020年我国人口将达到14.2亿，按要求全国发电装机容量将达到14.2亿kW，设备综合利用小时按4500h考虑，则届时全国年发电量将达6.4万亿kW·h，人均拥有电量约4500kW·h。2005年我国发电装机和发电量分别为5.2亿kW和2.5万亿kW·h，则今后15年年均发电装机容量净增约6000万kW左右（尚未考虑现缺装机容量2000万kW左右和中小型凝汽式火电机组退役）；年均净增发电量2700亿kW·h，今后15年发电装机容量和发电量年均分别增长6.9%和6.5%，和国民经济GDP年均增长7.2%，基本是相适应的，其电力弹性系数为0.9，也是基本吻合的。
根据上述预测，今后15年内我国电力工业的发展任务十分艰巨。由于电力发展关系到燃料供应、交通运输、水资源利用、环境保护、土地占用等因素，必须统筹兼顾，统一规划。要贯彻科学发展观和可持续发展战略。按建设资源节约型、环境友好型社会的要求，2005年3月2日国务院召开常务会议，对我国电力工业的发展提出了指导性意见。
3.1 优化发展煤电
我国的能源资源以煤炭为主，煤电在我国电力装机容量和发电量的比重一直在70%和80%以上，即使现在加大对其他能源的开发，在相当长的时间内，煤电的比重，其装机容量不会低于60%，电量不会低于70%，而世界平均水平不到40%。大量的煤电发展，带来煤炭的生产供应问题、运输问题和环境问题，为此，必须对煤电发展进行优化，主要是：其一对新建的燃煤电厂要用超临界和超超临界的大型高效发电机组，原则上单机容量应为60万kW以上。据报道，位于浙江台州玉环县的华能玉环电厂，是我国第一台国产百万kW超超临界燃煤机组，于2006年11月28日正式投入商业运行。该厂规模装机容量为4台100万kW超超临界燃煤机组，一期建设二台100万kW机组，投资约96亿元，机组主蒸汽压力达到26.25兆帕，主蒸汽和再热蒸汽温度达到600℃，是目前国内单机容量最大、运行参数最高的燃煤发电机组。该项目的建成，标志着我国已掌握了当今世界最先进的煤电发电技术，使我国发电设备制造能力和技术水平迈上一个新台阶。
该工程充分体现了国家创建资源节约型企业方针，机组热效率高达45%以上，供电煤耗设计值为285.6g/kW·h，达到了国际先进水平，比2005年全国平均供电煤耗370g/kW·h低84.4g/kW·h，可大幅度节约煤炭资源；在国内第一个采用“双膜法”海水淡化工艺，建成国内最大容量的海水淡化工程，华能玉环电厂的全部淡水将采用海水淡化获得，制水量为1440m3/h，每年可节约淡水资源800万m3；该工程在热效率高、排放少的同时，同步建设脱硫工程，脱硫效率为95%，二氧化硫排放量为0.134g/kW·h，工程设有除尘效率99.7%的静电除尘器，使烟尘排放量达0.114g/kW·h；采用低氮燃烧技术，氮氧化合物排放仅为1.09g/kW·h，上述指标均低于2005年全国火电厂的二氧化硫、烟尘、氮氧化物单位发电量排放水平6.49g/kW·h、1.76g/kW·h、3.18g/kW·h。4台100万kW机组厂区占地面积75.3hm2。
国电集团和浙江地方投资公司合资组建国电浙江北仑第三发电有限公司，将在北仑发电厂原有5×600MW装机的基础上投资建设两台1000MW超超临界燃煤发电机组，同步安装脱硫和脱硝装置。该项目建成后，北仑发电厂将再次成为全国最大的火力发电厂。该工程已获国家发改委核准，是国内同类型机组中首次实现同步安装烟气脱硝装置。工程静态投资77.5亿元，动态投资84.2亿元。计划2006年底开工，2009年2台机组全部建成投产。
当前，掌握超超临界燃煤发电机组制造技术、增加该类燃煤发电机组在全国火电装机中的比重，对以燃煤电厂为主的我国电力工业的可持续发展、节约能源、保护环境都具有十分重要的战略意义。超超临界燃煤发电煤耗低、环保性能好、技术含量高，是目前国际上最先进的燃煤发电机组，也是国际上燃煤发电机组的重要发展方向。
其二是推广洁净煤发电技术，重点抓好20万kW、30万kW循环流化床（CFBC）的推广应用及整体煤气化联合循环（IGCC）试点，以控制NOX和SO2的排放。
循环流化床锅炉具有低温燃烧，适用煤种广，可以燃烧劣质煤，氮氧化物排放低等优点，可实现燃烧过程直接脱硫。30万kW循环流化床锅炉早在四川白马电厂，用进口国外设备进行试点，该示范工程也于2005年底首次并网发电。据报道，秦皇岛发电有限责任公司三期工程循环流化床锅炉国产化的首批示范性项目，安装两台30万kW国产供热发电机组。机组是引进法国阿尔斯通循环流化床燃烧技术，安装高效静电除尘设备和烟气连续监测装置，采用石灰石炉内脱硫技术，各项排放指标满足我国绿色环保要求，工程于2004年8月开工，2006年11月28日第一台机组完成168h整体试运移交生产。第二台机组计划于2007年4月投产。我区宁夏国电大武口电厂扩建两台30万kW燃煤机组，亦设计采用循环流化床锅炉，初步可行性研究报告已通过审查。
IGCC发电技术是将煤气化、净化与燃气-蒸汽联合循环发电有机结合的一种洁净煤发电技术。整体煤气化联合循环（IGCC），一是环保性能好，煤经气化后已充分净化，99%的硫化氢和近乎100%的粉尘被去除，脱硫效率可达98%～99%。二是能量经过梯级利用，整体热效率提高，可达45%～46%。三是能耗水平大大降低，约为常规电厂的50%，四是还可能得到硫磺、氩气等副产品。从上世纪90年代以来，在国际上得到较快发展，已经成为目前洁净煤技术的主要发展方向。至2003年来，全世界已有30套装置。我国在山东烟台电厂进行30万～40万kW示范工程试点，由于IGCC所用系统和设备比较复杂，单位投资约为常规煤电的2～3倍。其三是要推广应用30万、60万kW的空冷机组，空冷机组比湿冷机组可节水75～80%，使空冷机组百万kW用水降到0.2m3/s以下。30万kW空冷机组早在山西漳泽电厂三期投入运行。国际华电集团宁夏灵武电厂的4×60万kW机组，亦采用空冷技术。目前正在安装阶段，2007年第一台机组发电。其四在热负荷比较集中或热负荷潜力较大的大中城市，推广发电供热两用的20万、30万kW热电联产机组，可提高能源利用效率和保护环境。宁夏银川西夏热电厂采用2×20万kW发电供热机组，正在建设中。其五是对老电厂的小机组、旧机组进行改造或拆除。我区国电宁夏大武口电厂4×10万kW燃煤机组，邻近大武口市区，已改造成供热机组。我区国电宁夏石嘴山电厂，在拆除原1～4号小机组的场地上建设了两台33万kW燃煤发电机组，工程静态投资25.8亿元，动态投资27.5亿元，由中国国电集团公司出资60%、宁夏电力开发投资公司出资40%共同组建了国电石嘴山第一发电有限公司。一号机组已于2006年10月8日通过168小时满负荷试运行移交生产，投入商业运营。
通过上述各项措施使全国平均供电煤耗从2000年的每千瓦时397g标煤，降到2010年的360g标煤和2020年的330g标煤。与2000年相比，相当于节约3.5亿t原煤。发展煤电要特别重视环保，特别是控制SO2的排放。国家要求，对目前老电厂燃煤含硫量＞1%的电厂，都要在2010年前进行脱硫改造；对于新建电厂煤含硫量＞0.5%的，都要安装脱硫装置。
3.2 大力开发水电
水电是清洁能源，是可再生能源。我国水电资源丰富，理论蕴藏量6.94亿kW，年发电量2.92万亿kW·h。技术可开发容量5.42亿kW，年发电量2.47万亿kW·h，按2004年火电煤耗每千瓦时379g标准煤计算，相当于年产8.5亿t标准煤。
新中国成立以来，我国一直重视水电开发，但由于技术、资金等制约，开发速度一直不快。2004年，我国水电装机容量虽达1.08亿kW，居世界第一，但只占可开发容量的20%，远远低于世界经济发达国家平均开发率在60%以上，有些国家超过80%。为了节约资源、改善环境，应逐步降低煤电的比重，大力开发水电已成为国家一项重要的政策。三峡工程的开工建设具有划时代的意义，是几代人的梦想，三峡电站全部建成后，将成为世界上装机规模最大，单机容量最大的水电站，对防洪和发电等有巨大的经济和社会效益。三峡电站设计安装26台单机容量为70万kW巨型机组，左岸14台，右岸12台，总装机容量1820万kW。现已安装14台，今年10月坝上水位已达到156m，机组首次实现满负荷发电，14台机组发电出力达到额定功率980万kW。2008年底三峡工程全部建成后，26台机组全部投入使用，年均发电量将达到847亿kW·h，相当于6个葛洲坝水电站和10个大亚湾核电站。
我国水电开发已进入快速发展期，我国水电资源主要集中在西南地区，金沙江水力资源十分丰富，可开发装机容量约9000万kW。其中，2005年12月26日开工建设的溪洛渡水电站，装机容量1260万千瓦，是继三峡工程之后，我国第二大水电站。经国家核准，2006年11月26日开工建设的向家坝水电站，装机容量600万kW，是继三峡水电站、溪洛渡水电站之后又一特大型水电工程，是金沙江下游的最末一个梯级电站，位于四川省宜宾县和云南省水富县境内。据三峡总公司透露，未来20年，中国将在金沙江、雅砻江、大渡河流域开发10多个装机容量超过300万kW的巨型水电站，水力资源极为丰富的“三江”流域将成为中国未来水电开发的主战场。据悉，这些正在兴建和拟建中的水电站加上建成的二滩水电站，其装机容量相当于5个三峡电站。
黄河上游龙羊峡至青铜峡河段，也是全国著名的“水电富矿”。据黄河上游水电开发公司介绍：该河段全长918km，落差1324m，规划建设大中型水电站24～25座，总装机容量1824瓦kW，年发电量602亿kW·h。目前，黄河龙青段已建成大中型水电站9座，装机容量为617.88万kW，仅占黄河上游流域水电资源开发容量的24%，正在建设和筹建的水电站有14座，总装机容量为891.5万kW，约占黄河上游水电资源可开发容量的27%，尚未开发的约49%。
目前，龙青段已建成和正在建设的具有装机容量百万kW及以上的大型水电站，如下表：
以上大型水电站不仅具有发电、灌溉、防洪、防凌等综合效益，而且有像龙羊峡、刘家峡具有多年调节和不完全年调节大型水库，具有为电网调峰的巨大效益。
至于黑山峡河段是黄河上游唯一能建百万kW以上的大型水电站，由于开发方案已争论30多年，大柳树一级开发方案，目前尚无定论，造成水资源利用的严重浪费。
其他，如大渡河上的瀑布沟、澜沧江上的小湾等巨型水电站近两年相继立项开工。
据水利部部长汪恕诚介绍，中国正在加快开发速度，力求到2020年使中国水电装机容量发展到2.5亿kW，水能资源开发程度达到46%。届时，中国将成为名副其实的水电大国和水电技术强国。
由于水电开发影响到生态环境，以及移民等问题，引起人们的争论。对此，按照科学发展观要求，既要加快我国水电的发展，又要保护好生态环境，处理好移民问题，确保社会和谐安定。同时，要充分依靠科技进步，妥善处理水电建设中的复杂工程问题；处理好流域开发、统一规划、综合利用，充分发挥水能作用问题。
需要补充说明的，同样属于水电范畴的另一种形式，就是抽水蓄能电站，它的建设主要是为了解决电网调峰问题，随着电力负荷的增长，电网峰谷差日益加大，电网的调峰问题也日益突出，特别是电网水电比重小，又缺少可调节大容量的水库的电网。如华北电网，若不含已建的十三陵抽水蓄能电站4×20万kW，2004年电网装机容量7620万kW。其中，火电7447万kW，占97.7%；水电只有173万kW，占2.3%，为了缓解华北电网调峰问题，除已建的十三陵抽水蓄能电站外，最近国家又核准在内蒙古再建一座装机容量120万kW（4X30万kW）抽水蓄能电站。设计年抽水用电量26.77亿kW·h,年发电量20.07亿kW·h,投资56亿多元。
3.3 积极推进核电
国务院召开常务会议，审议并原则通过我国《核电中长期发展规划（2005～2020年）》，会议认为，核电是一种清洁、安全、可靠的能源，是电力工业的重要组成部分。会议指出，积极推进核电建设，是国家重要的能源战略，对于满足经济和社会发展不断增长的能源要求，实现能源、经济和生态环境协调发展，提升我国综合经济实力和工业技术水平，具有重要意义。会议要求，积极推进核电建设，要注重核电安全性和经济性，采用先进技术，统一技术管理，坚持自主创新，借鉴吸收国际经验和先进技术。
我国核电经过20多年的发展，目前，我国有4座核电站，11台机组运行。
（1）秦山核电站位于杭州湾畔
一期工程是中国第一座依靠自己力量设计、建造和运营管理的30万kW压水堆核电站。1985年3月开工，1991年12月首次并网发电，1994年4月投入商业运行。
二期工程是建设我国自主设计、自主建造、自主管理、自主运营的首座2×60万kW商用压水堆核电站，于1996年6月2日开工，经过近6年的建设，第一台机组于2002年4月15日投入商业运行。
三期（重水堆）核电站采用加拿大成熟的坎杜6重水堆技术，建造两台70万kW级核电机组。1号机组于2002年11月19日首次并网发电，2002年12月31日投入商业运行。2号机组于2003年6月12日首次并网发电，2003年7月24日投入商业运行。
（2）广东大亚湾核电站，是和法国合作建设的，1987年8月7日开工，1994年2月1日和5月6日两台单机容量为98.4万kW压水堆机组先后投入商业运行。
（3）田湾核电站位于江苏省连云港市连云区田湾，厂区按4台百万kW核电机组规划。一期建设2台单机容量106万kW的俄罗斯AES-91型压水堆核电机组。1999年10月20日开工，分别于2004年和2005年建成投产。
（4）岭澳核电站，位于广东大亚湾西海岸大鹏半岛南侧，一期工程于1997年5月开工。建设2台百万kW级压水堆核电机组，2003年1月全面建成商业运行。目前正在开展二期工程建设。
我国规划到2020年核电容量达到4000万kW，占全国总装机容量的4%左右。
目前全球核电发电量占总电量的比重平均为17%，已有17个国家核电在本国发电量中的比重超过25%，而我国核电到2005年仅占2.13%，远不到世界平均水平，更远远低于法国和美国85%和30%的水平。
对于发展核电上，各国在政策上有所不同，法国是发展核电最多的国家，核电约占全国发电总量的80%。而德国却对核电说“不”，最近，德国环境部长加布里埃尔在柏林宣布，德国将逐渐放弃核能源。拥有六千万人口的意大利，但他不生产核电，是世界上最大的电力进口国。这些国家主要是对核电的安全性表示质疑。特别是1986年发生在前苏联的切尔诺贝利核电站的核泄露事故，给人类带来巨大的伤害，“核泄漏”这一“隐患”就如一颗定时炸弹埋在了人们心里。1986年4月26日对于切尔诺贝利核电站来说是个悲剧性的日子。这场事故不但造成2人死亡，更使很多人受到放射性物质的污染。至1992年已有7000多人死于这次事故的核污染。由于这场事故，核电站周围30km范围被划为隔离区，居民被疏散，庄稼被全部掩埋，同时在日后长达半个世纪的时间里，10km范围以内将不能耕作、放牧；10年内100km范围内被禁止生产牛奶。但总的说来，核电还是安全的。我国核电站有4道安全屏障，发生放射性物质泄漏的概率是极低的。
由于国际油价上涨，一些国家调整对核电的政策，美国为了减少对外国石油的依赖，将在2010年以前恢复兴建核电站。英国也调整了能源政策，将继续兴建核电站，英国政府未来准备建造10座大型核电站，以确保能源供应。
3.4 适度发展天然气发电
天然气是一种清洁的高效能源。但我国天然气资源少，从探明储量的人均占有水平看，仅为世界平均水平的4.3%，仅占我国能源资源的0.3%。随着西部天然气开发，西气东输及沿海气田的开发，国内天然气产量有较大的增加，专家预测，2005年将达到500亿m3，2010年750亿m3，2020年1200亿m3。为改善能源结构，广东、福建、华东、山东计划从国外进口液化天然气，并规划从俄罗斯及中亚地区进口管道天然气。天然气供应能力2010年将达1000亿m3，2020年将达2000亿m3。在优先满足民用、化工原料及工业用气后，将有30%左右用于发电。规划预测，2020年天然气发电装机约3122万kW，用气250亿m3；2020年6063万kW，用气约500亿m3。天然气用于发电主要用于电力系统的调峰及分布式能源系统。为此，要相应地发展燃气轮机和微型机的制造国产化，以适应电力发展的需要。
临近我区的陕甘宁油气田，是我国内陆地区较大的整装气田，其天然气除西气东输外，主要供应北京、西安、银川的用气。从陕西靖边到银川约300km，已建成第一条输气管线，升压后每年可输气10亿m3，主要是满足民用、化工用气。计划在银川建一座小型天然气热电厂。适度发展天然气发电，是符合我国国情的。
3.5 鼓励新能源发电
新能源发电中，重点是风力发电与太阳能发电，以及生物能发电。因太阳能电池昂贵，每千瓦造价3万元以上，缺少竞争力。可再生能源近期主要发展风电。我国风能资源丰富，可开发蕴藏量约10亿kW，其中，陆地2.5亿kW，海上7.5亿kW。主要分布在“三北”（即东北、西北、华北）地区以及东南沿海地区。三北地区可开发利用的风力资源有2亿kW，占全国陆地可开发利用风能的79%。截至2005年全国有风电场59个，风电机组达1854台，装机容量在126万kW，规划到2010年为400万kW，到2020年为2000万kW。从1980年至2005年期间，风电成本下降了约90%。目前约为0.40～0.60元/kW·h，已接近水力发电成本。截至2004年底，全球累计风电装机容量达4761.6万kW，发电量达到965亿kW·h，占全球总发电量的0.57%，预测至2020年全球风电将达到总发电容量的6%。迄今为止，欧洲仍然是全球最大的风电市场，2005年新增装机容量为617.4万kW，同比增长4%，占全球市场的55%。截至2005年，全欧洲累计装机容量为4093.2万kW。在欧洲丹麦、德国和西班牙是风电发展的领先国家。据2004年的统计，丹麦风力发电占该国发电量的23%；德国和西班牙分别占13%和12%，分列第二、第三位。目前，国际上主流风电机组已达2～3MW。2004年MW级风机已经成为商业化机组的主流，1.0MW以上的兆瓦级风机占新增装机容量的74.9%。在我国内蒙古风力资源得天独厚，可开发风电储能量为6178万kW，其风电设备有效利用小时可达2400h左右，每度电成本只有0.5元左右。新疆风能资源也十分丰富，可开发的风电储量为3343万kW，但电网结构薄弱，电力市场规模较小，为了做好新疆风电发展工作，2004年新疆召开了风电发展战略研究。宁夏地区风能资源也比较丰富，宁夏及相邻周边省区可利用开发的风能资源达500万kW。截止2005年，风电装机容量11.22万kW。宁夏天净公司与外商合作，已制造出单机容量1200kW风机。
其他，在我国一些地方建议了垃圾电厂和秸杆宜燃电厂。
3.6 加强电网建设
加强电网建设，实现电网与电源、负荷协调发展，并力争适度超前。由于我国煤炭资源主要分布在新疆、内蒙古、山西、陕西、宁夏、贵州等北部和西部地区；水力资源主要分布在西藏、云南、四川、青海等西南和西北地区。而用电负荷主要集中在东部和南部沿海经济发达地区。2005年1月国家电网公司召开工作会议，分析了我国电源、电网的基本情况和存在问题。会议提出：“我国发电资源分布和用电负荷分布极为不均衡，决定了必须以大煤电基地、大水电基地为依托，实现煤电就地转化和水电大规模开发，通过建设坚强的国家电网特高压骨干网架，实现跨地区、跨流域水火互济，将清洁的电能从西部和北部大规模送到东、中部地区，既解决东部能源短缺问题，减轻运输和环保压力，又促进西部资源优势转化为经济优势，实现国民经济的协调发展。”这一重大的战略调整，符合我国的国情和电力发展的客观要求，是及时的、必要的，对我国电力工业的发展具有重大的战略意义。一是使资源在更大范围内实现优化配置，有利于制止电力的无序建设。二是充分发挥大电网的优势。国家将在现有的330kV、500kV和±500kV直流输电的基础上，建设1000kV交流和±800kV直流组成特高压骨干网架，实现全国联网，充分发挥大电网在水火调节、错峰等多方面的综合效益。三是促进我国电力工业的技术升级和技术创新。使我国电力工业不仅在总量上，而且在技术上处于世界领先水平。符合我国社会主义市场经济的客观要求，将在全国实现统一的电力市场，有利于引入市场竞争机制，降低运行成本。
2006年6月20日，国家发展和改革委员会办公厅就开展交流1000kV、直流±800kV特高压输电试验、示范工程前期工作发出通知。通知指出，我国发展特高压输电技术的总体原则是：确保安全可靠，突出自主创新，加快技术论证和设备研制，以特高压试验示范工程为依托，积极稳妥推进特高压输电技术的发展。
（1）关于特高压直流试验示范工程。特高压直流工程直接承担国家规划的西电东送任务，承担在建大型水电工程的送出任务，要与水电开发建设进度配套，工期上应满足送电的要求，保证电力安全送出。同意中国南方电网公司提出结合小湾至广州输电规划，应用5英寸晶闸管技术，建设云南楚雄至广州穗东±800kV、500万kW直流特高压输电国产化示范工程。同意国家电网公司提出结合金沙江溪洛渡、向家坝水电站电力送出规划，应用6英寸晶闸管技术，建设溪洛渡、向家坝送出±800kV、640万kW直流特高压输电国产化示范工程。
（2）关于特高压交流试验示范工程。特高压交流试验示范工程的主要任务是全面严格试验验证特高压输变电国产设备的性能质量和运行可靠性。同意国家电网公司提出的建设晋东南至湖北荆州的特高压试验示范工程。
发展特高压输电技术属国家重大技术政策，经过了有关单位的反复研究论证和广泛征求意见。为做好发展特高压技术的有关工作，使高压输电技术能够发挥其应有的作用，结合特高压输电试验、示范工程的实践，需要及时总结、研究我国发展特高压输电技术的有关问题。
要继续加强750kV、500kV及各级电压电网建设，各大区、省电网，输电网配电网，一次与二次，有功和无功的协调，构建一个“安全、可靠、经济、高效、开放、灵活”的电网，以适应电力发展的需要。
总之，我国电力工业今后的发展趋势，是构筑“三大一特”的电力发展新格局。所谓“三大一特”是指大煤电、大水电、大核电和特高压输电。是加块我国能源结构调整和布局优化的重要途径和必然选择。发展“三大一特”的关键环节是特高压输电。我国目前拟开发的煤电基地和水电基地与东部沿海负荷中心相距很远，一般在1000km以上，超出了高压和超高压的经济传输距离，而这正是特高压输电的经济距离。中国电机工程学会理事长陆延昌指出：“一回1000kV特高压交流输电线路输送功率接近500万kW，约为500kV线路的四至五倍；±800千伏直流特高压输电能力可达640万kW，是±500kV线路的两倍多。同时特高压交流线路在输送相同功率的情况下，可将最远送电距离延长三倍，而损耗只有500kV线路的25%至40%。输送同样的功率，采用1000kV线路输电与500kV的线路相比，可节省60%的土地资源。”
4.宁夏电力工业面临的发展机遇与挑战
国家电网特高压骨干网架的建设，为宁夏电力工业的发展，提供了难得的历史机遇，也面临着巨大的挑战。根据国家电网公司2005年1月20日编制的《国家电网特高压骨干网架初步规划报告》，将宁夏宁东煤电基地列为全国重要的煤电基地之一，采用1000kV交流，将基地1020万kW的电力，注入全国特高压骨干网架。作为宁夏电力外送的第一步是建设兰州东到银川东750kV输变电工程，将黄河上游150万kW水电和宁东150万kW火电打捆，共300万kW，建设由银川东到天津东±500kV直流输变电工程，外送天津，以满足华北电网对电量和电力调峰的需要。该工程得到了国家电网公司、西北电网公司以及天津、宁夏有关部门的广泛共识。兰州东至宁东750kV交流输变电工程，经国家发改委核准，已开工建设。由银川东至天津东±500kV直流输电工程，前期工作已经完成，等待国家发改委核准，即可开工建设。根据国家电网公司的规划，宁夏电力公司于2005年3月编制完成了《2020年宁夏电网规划》和《宁东能源基地电力规划》，并在当年10月对《宁东能源基地电力规划》进行了优化调整。将原规划的电源点由10个减少为9个，适当增大单个电源点规模，并且增加了灵州电厂二期2×30万kW矸石电厂，而电源总规模仍维持2652万kW不变。根据国家电网公司的意见，取消了原规划中±800kV特高压直流向华东送电620万kW的方案，而将方家庄电厂4×60＋2×90万kW、永利电厂6×60万kW和马家滩电厂6×60万kW，共1140万kW，以厂对网的方式直接注入全国1000kV特高压骨干网架，宁东特高压1000kV交流外送与宁夏主网不联结。此方案虽然简化了电网结构，但对宁夏电力外送产生负面的影响，值得商榷。宁夏电力工业的发展，已列入全国电力工业发展的蓝图，并占有重要的地位，将发挥重要作用，为宁东能源化工基地的煤电基地建设，提供了广阔的市场。根据2020年国家电网发展规划，宁夏电力公司规划2008～2009年建成我区第一条±500kV由银川东至天津东直流输电工程，外送电300万kW；2015年～2020年建成我区1000kV特高压交流输变电工程和全国1000kV交流特高压骨干网架相联，送电1020万kW。到2020年我区将外送电1320万kW（包括黄河上游水电150万kW）。
自1926年宁夏有电至今已有80年的历史，到1958年自治区成立时，全区装机容量仅有6080kW，发电量1100万kW·h，银川、石嘴山、吴忠、固原等地区建了一些小电厂，自发自供，以此来满足本地区工业和居民生活用电。1958年北部石嘴山火电厂和南部青铜峡水电站同年开工建设，同时配套建设由石嘴山到银川的110kV输变电工程，标志着宁夏电力工业进入现代化建设时期。1985年11月实现宁夏电网和西北电网联网，为在宁夏电网建设大机组提供了条件。1988年4月18日大坝电厂一期工程2×30万kW机组开工建设，1990年12月西北第一台30万kW机组并网发电。标志着宁夏电力工业进入全国发展大机组的行列，实现了跨越式的发展。1997年随着大坝电厂二期工程建成投产，宁夏有了第一个百万千瓦的大厂。2001年石嘴山二电厂4×33万kW机组开工建设，2004年全部建成，宁夏有了第二个百万千瓦的大厂。之后中宁电厂扩建2×33万kW机组、新建宁东马莲台电厂2×33万kW机组相继投产，石嘴山老厂扩建2×33万kW，第一台机组已于今年10月8日建成投产，第二台机组也于今年12月6日顺利通过168gh满负荷试运，移交生产。至今宁夏电网已投产30万kW级机组14台，总容量450万kW。正在建设的有银川西夏热电厂2×20万kW发电供热机组；灵武电厂2×60万kW机组，共160万kW。其他几个电源建设项目前期工作都在进行中。
在电网建设上，已建成4回330kV和西北电网的联络线，在银南已建成了多座330kV输变电工程，在银川和银北的220kV电网得到进一步发展和完善。随着宁夏电网的发展，宁夏电网调度中心，已建成了具有现代化技术水平的电网调度自动化系统。
更重要的是，经过多年建设实践，已培养出一大批能管理大机组、大电厂、大电网的技术人员和管理人员，管理水平和企业的经济效益达到了全国先进水平。还造就了一批能打硬仗的电力建设队伍，能够独自承建30万kW机组的土建、安装、调试和监理任务。能承建330kV、500kV、750kV输变电工程。不论是火电工程还是送变电工程，施工质量都达到全国先进水平。作为全国煤电基地之一，将面临着建设更多的百万千瓦级的大电厂，建设60万kW及百万千瓦级的大机组，建设具有国际先进水平的±500kV直流和1000kV交流输变电工程，任务是光荣而艰巨的。能不能建设好、管理好、经营好这些具有国内和国际先进水平的大机组、大电厂、大电网，是我们面临的极为严峻的挑战。
5.几点建议
5.1 加快宁夏产业结构调整，改变经济增长方式，降低电耗
2006年6月30日国家统计局、国家发改委、国家能源领导小组办公室共同发布了2005年各省、自治区、直辖市单位GDP能耗、单位GDP电耗、单位工业增长值能耗。就单位GDP电耗（kW·h/万元）来看：全国是1358.5（kW·h/万元）；最低是北京828.5（kW·h/万元）；最高是宁夏4997.7（kW·h/万元）。宁夏高于全国3.8倍；高于北京6.03倍。
说明宁夏产业结构不合理，经济增长方式粗放，其中一个重要的原因，是高耗能工业比重过大（用电量约占60%以上），特别是像小铁合金、电石等产业，耗电高，污染严重，应按国家要求进行整顿，使其上规模、上档次，达到国家准入条件。达不到国家准入标准应予停产关闭。在我国能源问题已经成为制约经济和社会发展的重要因素时，节约能源，保护环境是我国一项基本国策。国务院在研究我国电力发展时，首先要求要控制不合理的电力需求。即是在我国电力消耗比较先进的地区，和国外经济发达国家相比仍有相当大的差距。电力是优质能源，必须提高其利用效率。国家要求，要加强电力需求侧管理。整顿我区小高耗能企业，会对我区的电力市场和经济增长带来负面影响，但电力市场的发展和经济的增长必须符合国家节能、环保的大政方针，因此，政府要下决心调整产业结构，改变经济增长方式，支持发展节能、高效、符合环保要求的产业。在开发区内电力市场的同时，更要重视开辟区外电力市场。当务之急是请求国家发改委及早核准宁东到天津东±500kV直流输电工程开工建设，这对我区和华北电网都是互惠互利的事情。也是实现我区电力外送的第一步，对加快我区的电力发展，开拓区外电力市场，有着重要意义。同时也应看到电力企业本身也是一个耗能大户，要把节煤、节水、节电、节约土地等放在重要地位。
5.2 积极推广煤电联营，借鉴伊敏煤电项目的经验
据报导位于内蒙古的华能集团伊敏煤电项目经过运行已取得成熟经验。这种模式对于克服煤电行业面临的体制矛盾，运输困难，浪费严重有较强的针对性。
伊敏煤电联营项目不同于常见的“坑口电站”、“电厂办煤矿”或煤炭和电力企业之间的相互参股经营。在华能伊敏煤电公司，电厂与煤矿在工艺流程上组成不可分割的整体，煤炭产出后不落地，通过3.7公里长的传送带输进电厂直接使用（如果原煤经过选洗后，将中煤再送电厂使用，效益可能更好）；挖煤过程中产生的废水经过处理后由管道送入电厂用于发电，电厂不设另外的水源地；发电产生的废渣也不落地，由传送带输回煤矿回填采空区。电厂所用煤炭全部由自己的煤矿提供；煤炭只用作发电中间产品，基本不提供商品煤，伊敏煤电模式的不少成功之处，值得借鉴：
一是循环经济。生产工艺流程意义上的“一体化”，让伊敏煤电项目形成闭合式的循环，不仅可以从投资和土地使用上，节省建设铁路、煤场、水源地和灰渣场的消耗，而且节省了上述配套设施投产后形成的运行费用，更可实现煤矿与电厂在水、煤、灰等资源配置上的互补与综合利用，仅水资源一项，伊敏一年就可节水1300万t。
二是成本控制。伊敏项目模式每千瓦对电的燃料成本只有4分2厘，还不到全国平均水平的三分之一。在当前大量火电厂不堪电煤价格上涨，纷纷滑入亏损之际，伊敏效益大幅度上升，上半年实现利润8000多万元。
三是省去了电煤的采购、运输两大环节，成功避开了煤电运输之间的纠葛，提高了企业竞争能力与抗风险能力。
伊敏煤电项目对正在进行的煤电体制改革具有重要的示范意义，有助于加速推进煤电一体化进程。
华能伊敏煤电有限责任公司，已建成的一期工程由2台50万kW电机组和一个年产500万t的露天煤矿构成。二期将建设2台60万kW发电机组和露天煤矿扩产600万t构成。将于2007年实现双机投产发电。公司的长远规划目标是到2015年左右实现装机容量700万kW，煤矿年产3000万t。伊敏煤田探明储量48亿t，其中有25.4亿t适合露天开采。
5.3 在宁东能源化工基地建设几座大型热电厂
在宁东规划建设若干个大型化工企业，有大量的工业热负荷；在我区每年有5个月的采暖期又有大量的民用热负荷。国家要求，在热负荷比较集中或热负荷潜力较大的城镇，采用单机容量30万千瓦及以上的大型发电供热两用机组，建设大型热电厂。大型热电联产有利于节约能源、改善环境，符合国家的产业政策。由于宁东能源化工基地规划面积大，受供热半径的制约，需建几座热电厂才能覆盖。该项目应列入宁东能源化工基地的供热规划和电力规划。
5.4 要支持、鼓励民营企业参与宁东能源化工基地的煤电建设。
电力是资金密集型产业，需大量的建设资金，按目前每千瓦造价4000元计，建设2652万kW机组需投资1060亿元，除中央和地方的国有发电企业参与投资建设外，宁夏民营企业也有这方面的实力和积极性，应予支持和鼓励。符合国家的政策。
5.5 要重视人才的培养
电力工业也是技术密集性产业，随着技术进步、技术创新、大机组、高参数、高电压、大电网的出现，技术人才将成为电力工业发展的关键因素。宁夏目前尚没有培养电力专业的大专院校，原中专电校也被撤消，如何培养人才、引进人才和留住人才是关系宁夏电力事业发展的重大问题。需要引起各方面高度重视，并采取相应的措施。
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