新任国家能源局长称发展核电是战略选择
新任国家能源局局长张国宝3月23日第一次亮相就提出，中国要加大能源结构优化调整力度。发展核电是中国能源有序、健康发展的当务之急和战略选择，同时要积极发展风电、水电等清洁优质能源。
国家发改委副主任、国家能源局局长张国宝3月23日在国务院发展研究中心举办的“中国发展高层论坛”上介绍，中国能源结构以煤炭为主体，清洁优质能源的比重偏低。如果仍沿袭粗放发展的老路子，以牺牲资源和环境为代价，通过增加煤炭产量保证能源供给，将受到资源、环境和运输等多方面的制约，难以为继。
张国宝说，调整能源结构的优先选择是加快发展核电。目前，中国已投产核电装机容量约900万千瓦，占电力总装机的1.3%，比例很低。而世界各国核电站总发电量的比例平均为16%，法国、日本、美国等国的比例更高，参照借鉴国际上的成功经验，中国核电发展潜力很大。近几年，中国加快了核电发展步伐，组建了国家核电技术公司，推动了三代核电技术装备引进和国产化工作，发展态势很好。同时，在实践中培养锻炼出了一大批业务素质和管理水平高、能适应核电建设和运营的队伍，核电技术水平和装备制造能力也有了很大的提高和突破，初步具备了自主创新和自我发展的能力。当前我国推动核电大发展，恰逢其时。我们计划调整核电中长期发展规划，力争2020年核电占电力总装机比例达到5%以上。
调整能源结构，其次是要大力发展风电和再生能源。2007年，中国风电装机累计已达到605万千瓦，在建的420万千瓦，目前风电规模居世界第五位。下一步要加快百万千瓦风电厂的建设，带动风电设备研发制造产业的发展。尽快形成每年1000万千瓦的自主装备能力，打造“风电三峡工程”。张国宝估计，按此发展速度，今年风力发电装机可以达到1000万千瓦，2010年有望达到2000万千瓦，在本届政府任期内，将中国建设成世界最大的风力发电国家。第三是积极开发水电，力争2020年水电装机规模达到3亿千瓦左右。（人民日报）
30座核电站的地方之争
中国核电一直在等待批量化生产放开的时刻。尽管从国家态度上，发改委《国家核电发展专题规划（2005-2020年）》中关于“2020年核电装机容量将达到3600万千瓦”的长远规划已经可以被看作一种政策表态，但核电技术路径的选择、核电站从沿海到内陆的转移仍是悬而未决的细节问题。
一个内陆省份的20年“申核”之路
焦急的是那些从20年前就开始为此准备的地方政府。湖北省政府3月5日与中国广东核电集团签署《合作开发湖北核电项目协议》的消息，被误解为“湖北咸宁大畈核电站成为国内第一个内陆核电站”而迅速传播，湖北省发改委核电办主任肖运保说，这事实上只是湖北省几十年“申核”道路上的重要一步。这个拥有丰富水力资源，却被连年来越来越严重的电力紧缺困扰的内陆省份，和很多同时在筹划核电站的省份一样，仍在等待来自国家发改委的最终批文。
他说，中国目前已建的核电站装机容量仅为870万千瓦，“3600万千瓦”意味着在未来的17年内，国家核电的比重由现在的1.6%提升到4%，为此要有30座左右百万千瓦核电站等待落户。
核电站选址在20年之前就是一个热门，当时为了建设中国第一座核电站，“中核总”曾经派人到秦山、三门、九江等地调研考察选址地点。
中国核工业一开始倾向沿海布局，主要出于“这些经济发达的区域，电力需求增长潜力大，电价承受能力较强”的考虑，中国社科院工业经济研究所研究员刘戒骄说，“另外两个原因是东南煤、水资源短缺；国家外汇紧缺，无法大量建设”。但两大核电企业——中核总和中电投已经在沿海和内陆两方面做选择，以应对将来核电机组数量增多的不备之须。“核电站产生的热量巨大，从安全和生产条件两方面出发，靠近水源和三面环山是选址的基本技术要求。实际上，我们当时已经担心沿海的比选地址将来可能不够，内陆一些靠近长江和大型湖泊的比选地址也开始进入视野。”中核总的技术官员刘力说。
湖北和核电企业的接洽也在那时候就开始。1989年，湖北省就成立了一个核电站前期工作委员会，由当时的副省长挂帅。同年，省有关部门下达开展湖北省核电站前期预可行性研究任务，由省电力开发公司拨款21万元作为研究经费，中南电力设计院和核工业总公司105所等方面承担研究任务。
“湖北省中部是江汉平原，建核电站条件较差，只有东部和西部是山区，而西部主要是水电资源集中地区，西电要东送。只有鄂东较为适合，又是负荷中心地带，所以我们把研究重点放到了咸宁和黄冈地区。”参与当年核电站选址的中南电力设计院工程师徐溥清回忆说，“我们设计院组织了核电前期工作组，1989年末到1990年初，踏勘了9个县市的20个点，最后筛去了15个，确定通山县高坑乡以及位于浠水、英山、罗田三县交界处的白莲河、阳新县黄峡口、薪春县高家湾、嘉鱼县邻工山等5个优选厂址。”
秦山核电站并网发电的成功，和1987年刚开工、还没有投入主体运营的“大亚湾”核电站给地方带来的一系列政策优惠和财政好处已经起到了极大的示范效应，这在20年前掀起了地方申办核电站的第一轮小高潮，一批认为自己有条件上马核电项目的地方政府都给中央递交了报告。“武汉市在此期间也提出要搞核电站，我们在周围的梁子湖、张渡湖、长江金口等地又选了10多个厂址。”徐溥清说。由于国家计委能源处到现场考察后，提出湖北和武汉集中起来一起考虑，武汉周边条件显然比较差，就退了出来，最后黄冈地区的薪春县高家湾因地震地质条件复杂而去掉，确定了通山县高坑村和阳新县黄颡口两个厂址。
随着国家对“内陆核电”的整体搁置，这些都是首次“申核”的地方的“核电计划”也被无限期延宕下来。咸宁市核电办副主任宋文虎说，1991年6月，《湖北省核电站工程初步可行性研究中间报告》及5个专题报告完成，正式报送省政府和有关部门，这些报告被递交了国务院之后，就一直没有回复了，“直到1997年，湖北又拟订过一份核电发展规划，提出到2010年力争有两台机组投产。但国务院对此批复的明确意见是：水电大力发展，火电适度发展，核电暂停发展”。
2004年，当咸宁通山县大畈镇被确定为湖北核电首选厂址，再次向国家发改委上报项目建议书时，湖北发现，他们当年的那些竞争对手也不约而同做出了一样的选择。
体制性缺口和核电的地方之争
湖南省就是那些焦急等待国家发改委一纸批文的省份之一。从2003年开始，湖南就一直处于电力告急的边缘，“一到用电高峰，我们几乎就是胆战心惊地过日子”。湖南电力系统官员陈秉持说，2008年春节雪灾出现湖南大面积断电这样紧迫的情况，他们处理得相对从容，是因为大家都是做足心理准备的。“2003年开始，整个湖南拉闸限电的次数就一直逐年增加，从当年的6.8万多条次，2004年的7.72万条次，到2007年的10万条次左右。”
湖南和湖北遇到的问题都不是单纯的资源性短缺。中国原子能科学研究院顾忠茂教授说，湖北省本身也受制于全国一盘棋的能源战略，虽然守着三峡，但电能由国家统一分配，留给湖北的并不多。
湖南的情况跟湖北非常相似。“完全不是我们的电力基础设施跟不上，而是我们的基础设施跟不上资源需求，而资源供需矛盾的日益尖锐又是根源于地区电力结构的单一性。”陈秉持说，“湖南的水电比重偏大，全省水电可开发容量1200万千瓦，‘十一五’末开发程度就超过80%。这样一来，季节性缺电严重，电网调峰能力严重不足，丰水期缺高峰电力，枯水期缺电量。长株潭负荷中心区域占全省用电的40%，电源只占总量的1/4左右，大部分电源分布在湘西北地区。”“煤资源本来湖南就缺，湖南煤炭产量长期徘徊在年产4000万吨左右，每年可供发电用煤为1200万吨左右。按照湖南省电力发展规划，到2020年，全省新增火电装机2300万千瓦，新增用煤近4000万吨，全部需要从外地调入。从目前运输条件分析，将是一个十分困难的问题。”湖南把希望放在那个尚未被批准的华容县小墨山核电项目上，“如果只是建成400万千瓦的核电，湖南煤炭需求将下降约1500万吨，相应运力缺口可减少30%以上”。
“2003年‘电荒’频发，政府调整‘十五’规划中的电力部分，让我们都看到了内陆核电站重新进入讨论日程的可能。”咸宁市核电办副主任宋文虎说。从上世纪80年代推行了20多年的“大力发展水电，积极发展火电，适当发展核电”的电力产业政策中，定义最为模糊的“适当发展核电”第一次得到了“量化”的机会。根据“十六大”提出的到2020年中国GDP翻两番，达到4万亿美元的经济发展目标估计，届时全国约需发电装机容量为8亿～9亿千瓦左右。目前国内已有装机容量是3.5亿千瓦，需要新增量4.5亿～5.5亿千瓦。
“实现上述目标，如果全部用煤就必须新增12亿吨以上电力用煤，由此将对资源、采掘、运输及环境带来难以承受之重。”国家发改委重大项目稽查办公室高级工程师汤紫德说。2003年9月30日，国务院副总理黄菊、曾培炎曾主持会议，专题研究核电发展规划问题；10月24日，作为国务院核电领导小组组长的副总理曾培炎在杭州主持召开了核电建设会议，重新启动核电的战略逐渐清晰。
“这标志着中国核电工业由原先的适度发展进入到加速发展的阶段。”汤紫德说。
这再度点燃了地方和核电投资主体的热情。有着核电背景的中国电力投资集团公司分别在湖北通山县高坑乡、山东海阳、重庆涪陵等地考察，一旦核电计划获国家有关部门批准，即可开工建设。除了能源需求，核电站一旦获批，地方获得的建设资金也是一个巨大诱惑。徐溥清用大亚湾举例，“大亚湾核电站从建设到2002年共实现利税数10亿元人民币，上缴各项税金超2亿元人民币”。他说：“这么多年的核电站建设，安全和效益两方面都应该说更坚定了地方政府上马项目的决心。大亚湾核电站并没有花费当地政府的一分钱，却从最初的4亿多美元的注册资金滚动到今天的570亿元人民币资产，并以核养核建立了两座新的核电站。”
在此背景下，福建、安徽、湖南等省也都加快了选址、立项，纷纷向国家发改委提出建设核电站的申请。徐溥清说，两年前，受国家发改委委托，中国电力工程顾问集团公司（原国家电力公司电力规划设计总院）在北京组织召开了“内陆核电厂址资源调查工作启动会”，对从2003年开始向发改委提出建设核电站申请的11省（包括两个沿海省区）：湖北、湖南、重庆、四川、安徽、江西、福建、吉林、甘肃、广西、河南，开展调查工作。这11个省市（区）的筹备进展大不相同，有的已经完成了厂址的初步选择，有的还刚刚开始预热，中国电力工程顾问集团公司已经进行考察的是排在前面的7个。所有调查完成后，该公司将递交给发改委一份报告，内容涉及对内地省份建立核电项目的必要性评估，以及当地一次性能源的储备、消耗情况和环保型能源的发展状况。
批量生产的经济账
但国家要再算另一笔账。从1983年确定压水堆核电技术路线以来，中国就在为核电规模化生产这一天的到来做准备，某种角度上，中国目前的核电产业，多少有点类似上世纪80年代初处于“批量生产”前夕的汽车工业。一边同样是“以市场换技术”的选择：继续引进第三代百万千瓦核电机组，逐步掌握第三代核电技术；一边则是“自主开发”的路子：在已建成的第二代核电站基础上，开发有自主知识产权的第二代改进型核电机组。
“批量生产”是核电真正发挥经济效益的必要条件。国家发改委原核电办官员宋平说：“已经投产的大亚湾和岭澳，经济效益非常好，可靠性、发电量和经济性都远远超过了预测。尤其是这两个电厂的还贷，其中一个80%～90%的贷款都已经还清了，这些贷款都是15～20年的长期贷款。”但这并不意味着中国核电已经具备了充分市场化生产的基础，“大亚湾核电站的特殊性在于，它建成之前就决定其70%的电量送往香港”。“从大亚湾和岭澳开始，中国核电还处于初级发展阶段，核电站的成本并不低廉。秦山二期上网电价为0.414元，广东大亚湾则为6.5美分（约合0.54元），而在浙江省，火电的上网价为0.3元多。”
“核电和火电比，仍然不具备价格竞争力。核电之所以发展不快，某种意义上说，也是因为受煤电的‘成本打压’。我们国家丰富的煤炭，几乎决定了第二代，甚至第三代核电与煤电相比，都没有经济性可言。火电每千瓦投资为4000元，而核电投资为1330～2000美元，约合人民币为1.1万～1.65万人民币，两者相差高达2.75～4.1倍。煤炭按现在的探明储量和使用速度，够用100年以上，而第二、第三代核电对核裂变燃料的利用率只能达到1%左右。即便法国的超凤凰堆可以算做三代半，属于快堆，核裂变燃料的利用率高得多，但其固定投资太大，摊下来每千瓦时的发电成本也是先进煤电的2到3倍。”宋平说。
“另一个重要原因是核电建设周期相对较长，其建设周期一般为70个月（约6年），如果控制不好，将达到80～90个月。与此相对，火电一般为30多个月。”宋平说，核电的昂贵和煤炭资源低成本开采与使用的经济现实，造成了中国能源体制长期以来对火力的体制性依赖。
“要解决这个问题，就是要实现批量生产。我们建一个核电站，它的投资成本一定会偏高，但如果我们实施的是一个从事具有数个核电厂和反应堆的发展规划，我敢肯定，每个电厂的成本会降低50%。”他说，“核电设施使用寿命要比火电长30年左右，而且其成本构成使得越往后越有竞争力。在固定资产投资上，成本为50%～60%以上，而火电的比例为30%～40%。燃料费用上核电为20%，而火电为50%多。同样，在运行费用上，核电占到总成本的15%左右，而火电则为10%多一点。由于火电的燃料成本比重比较大，所以在核电提完折旧费以后，其成本相对而言就会大幅降低。”
而让规模生产具有竞争优势的关键是要实现技术的国产化和自主化。中国未来核电站建设的一个重要战略之一是核电站建造的国产化，据了解，有关部门希望未来的核电机组开始的国产化可以为50%，但是新的核电机组建成后，再建造下一台时，国产化程度要提高到70%以上。“这是国家下决心要大力发展核电，又在进度上仍然一再犹豫的根本原因。”
没人甘心将未来这个超过4000亿元的市场拱手送人，但问题是，在核电自主技术成熟化尚未完成时，能源体制已经首先遇到了供需尖锐矛盾的挑战。批量生产的口子晚开一天，《国家核电发展专题规划（2005～2020年）》中2020年3600万千瓦时核电总量的目标就会变得更艰难。政府面临着技术自主化和核电发展双重加速的局面。（新浪网）
能源价格改革时机日趋成熟
尽管加快推进能源价格改革的呼声由来已久，但受多重因素影响，能源价格改革一直引而未发。分析人士认为，当前“外冷内热”的复杂经济环境，使我国的宏观调控面临微妙局面，也为推行这一改革提供了难得的机遇。
改革刻不容缓
能源价格扭曲已经给我国的能源利用、经济发展和环境保护带来了严峻挑战，能源价格改革迫在眉睫。
目前我国能源价格大部分由政府制定或管制，价格形成机制未与国际接轨，能源价格普遍低于国际价格。
中国人民大学经济学院副院长刘元春说，“国内能源价格与国际市场价格脱钩，造成高耗能产品的大量出口，等于在间接补贴世界，不符合我国的发展战略和开放战略。”偏低的能源价格还提高了高耗能、高污染和资源性产品的国际竞争力，扩大了我国的贸易顺差，加大了人民币升值压力。
由于长期以来能源价格不能充分反映能源供给与需求关系，能源价格偏低，进一步导致能源需求快速增长。刘元春表示，“国民经济的发展战略从高耗能向低耗能转变，必须提高能源的相对价格，改变能源价格形成机制，充分反映能源的稀缺性。”
同时，煤电油等属于不可再生资源，提高能源价格，有利于经济社会的可持续发展。
时机日渐成熟
2007年12月出台的《国务院关于促进资源型城市可持续发展的若干意见》提出，要完善资源性产品价格形成机制，加快资源价格改革步伐。
有关部门也曾多次表示要加快推进能源价格改革，但由于担心能源价格改革会推高通胀预期，推动物价进一步上涨，因此迟迟没有出台相应改革措施。
厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强指出，“即使能源价格上涨可能会加大通货膨胀压力，能源价格改革也是必需的。”只要能源价格不涨，企业提高能源使用效率的兴趣就不大，节能减排就没有动力。
业内人士预计，2008年世界经济增长将会放缓，对中国产品的需求也会下降。出口下降会导致总需求下降，物价上涨压力会相对变小。“到二季度，美国次贷危机的影响可能会明朗，国内物价涨幅也可能回落，恰好是能源价格改革的好时机。”
此外，《能源法》有望在今年两会期间提交审议，能源价格形成机制将会明确。“这些都有利于能源价格改革。”林伯强表示。
改革应循序渐进
如果推进煤电油等资源性产品价格改革，中长期工业品出厂价格指数（PPI）、居民消费价格指数（CPI）都会受到一定的影响。“在CPI一路走高的情况下，首先考虑的可能是能源价格改革对通胀的影响。”一位专家表示。
国家信息中心发展研究部战略规划处处长高辉清也建议，“能源价格改革要逐步推进，同时注重结构性调整。”
他表示，简单地与国际接轨可能会损害一部分消费者的利益，因此要充分考虑能源价格上涨对农民和其他低收入群体的影响，先改革工业领域的能源价格，后改革生活领域的能源价格，消费者价格补贴有助于解决社会公平问题。
专家建议，首先需要改革电力定价机制，推进电力市场化改革。同时，提高成品油价格，改变原油、成品油价格倒挂现象。此外，适时改革资源税，提高能源使用成本。从长期来看，则需要实现市场化改革，允许民营资本、外资等进入能源生产领域。
（中国证券报）
