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主题：【原创】未来电费到底能有多低 -- 大漠西风
家园 【原创】未来电费到底能有多低 本人工作和工业生产成本控制有关，闲暇之余经常设想一种可能，就是未来随着技术进步，发电成本的降低，电价能降到多少？降低到一定程度后会对这个社会有怎样的影响？想着想着难免查些资料，写点东西下来。
本来这些东西就是空对空，自己也不是电力专业人士，错漏之处一定很多，是不该贴出来的，但又一想，西西河是个大茶馆，拿出来大家讨论讨论也未尝不可，一向潜水，第一次在河里发自己写的东西，请诸位拍砖稍轻！
家园 电费到底能有多低（4） 最后我们再来看核电。
一般人可能以为核电的成本很高，其实不然。2010年有个对秦山核电原董事长的采访，里面提到核电站的发电成本：
主持人：比风电成本要低多少？李永江：我估计低一半左右。
主持人：相比光伏发电是不是更要低了？
李永江：更低了。当然比火电还是要高的，但是这个高其中有两个成本，一个是建造成本，核电的建造成本高，可能是火电的两倍到三倍，同样比如说一百万千瓦的机组，可能火电一个千瓦5千块钱就下来了，但是核电就得1万2甚至到1万4，包括更新引进的可能比1万4还要多。
主持人：对。
李永江：这是它的建造成本，但这个建造成本只是影响前期资金的投入，投入的资金量很大，这个可能要对一些行业受到影响。但它运行成本比较低，比火电要低得多。其中主要是燃料成本低，跟煤来比燃料成本低，核电是核燃料，就是燃料成本，火电有可能达到3毛钱左右。
主持人：核电的综合成本？
李永江：指的燃料成本可能就一毛钱左右。
上面的访谈里李永江的原话中没有给出核电综合成本的具体数据，但从“比火电高”和“比风电低一半左右”推测，当时核电综合成本可能在0.5/KWH左右（风电现在是0.6-0.7，但李取的数据未必是这个，而且风电2010年的成本可能比现在高）。而2013年，国家发改委改变核电一厂一价的政策，核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时0.43元，可见目前核电成本已经与火电成本持平，下降的趋势非常明显。
核电和火电一样，具有发电功率大，占地少（相对于功率），输出稳定的优点，而没有火电污染大的缺点，非常适合作为取代火电作为基荷电力。
而且，因为核电成本主要来自建造成本，随着技术进步和规模扩大，这部分的成本未来还有不小下降的空间。另外，核电站建造资金是以还贷的形式体现在成本里的，也就是说有一部分成本是给银行的利息，如果核电企业壮大后采取自有资金投资逐年摊提的话，这部分成本还能减少。
乐观估计，核电成本在不远的将来能降到RMB 0.2/KWH以下（其中0.1是核燃料的成本）。
说到核电，还有一个我们热烈期待着的终极能源——可控核聚变。大家都知道可控核聚变还没有成功，最终核聚变电站的形式、规模、效率等等都还没有确定，因此估算它的成本还比较难。核聚变相对于目前的核裂变电站，技术难度更大，设备成本显然也会更昂贵，但发电功率也会更大，因此运行成本应该比核裂变还要低。很重要的一点是，最具有实现可能的核聚变方式——氘氚反应，直接材料氘和间接材料锂（用于和中子产生氚）用量都非常低，地球储量丰富，价格也不贵，因此核聚变的燃料成本几乎可以忽略不计。
非常非常粗略地估算一下，假设一个聚变发电站，发电功率是500万千瓦，假设平均开机率为80%，一年的发电总量是500x24x365x80%= 3,504,000万千瓦时=350亿千瓦时，假设电站运行年限是30年，那么总共可发电350x30=10500亿千瓦时。
那么这样的一个聚变电站，建设和运行费用会是多少呢？
先来参照一下多国参与的国际热核聚变实验堆（ITER）计划的投资，ITER在98年时计划投资50亿美元，运行费用（含拆除费用）也是50亿美元，总共100亿美元，不过显然这个费用是低估了，其后预算一直追加，目前有数据是说要200亿美元，按现在汇率算，大约1200亿RMB。
当然，这个ITER的设计只是50万千瓦的聚变功率，而且还不含发电部分，但研发初期各种设备材料成本到真正量产都会大幅度下降，而且ITER的运行成本还包含了大批科学家高昂的人工成本和各种实验成本，建造地又在物价较高的法国，因此不能简单地按输出功率乘以十来计算，未来500万千瓦电站的成本，可能200亿美元就足够建造和全部30年运行了。
再拿国内商用核裂变电站的费用来比较一下：
大亚湾核电站是我国大陆首座大型商用核电站，拥有两台装机容量为 98.4万千瓦的压水堆核电机组，总投资46亿美元，年发电能力近150亿千瓦时；1987年开工，1994年并网。
秦山核电二期工程是继秦山核电站和大亚湾核电站投产后，由我国自主设计、自主建造、自主管理、自主运营的首座装机容量为2×65万千瓦的商用压水堆核电站。工程总投资148亿元，设计寿命为40年，于1996年6月2日开工建设。
大亚湾核电站200万千瓦发电功率，投资46亿美元（按1987年汇率3.7大约170亿RMB），每百万千瓦投资约85亿RMB，而9年后的秦山核电站为每百万千瓦114亿RMB（这段时间国内经历了史无前例的通胀，其实核电建设成本下降了很多）。核聚变虽然技术复杂，但输出功率也高，因此假设到完全大规模商用阶段，聚变电站建设费用为100亿RMB/百万千瓦是完全有可能的（目前的核裂变电站成本潜力也还没挖尽），再假设全寿命维护费用也是这个数字（实际应该比建设费用低），那么500万千瓦聚变电站建设和运行费用总共是1000亿RMB。
前面说了，这样一个电站30年发电10500亿千瓦时，因此发电单位成本大约会是RMB 0.1/KWH，这个数字比核裂变电站又低了一半左右
综上所述，未来我国合理的电能结构应该是以核电为主要基荷电力（期待核聚变发电早日商业化！如果核聚变发电在200年内铀235消耗完之前不能成功的话，就要期待经济有效的地热利用方式了），水电配合储能电站为腰荷和峰荷电力，风力和太阳能作为补充。
算一下这样的电力结构的电价，如果是核裂变电站为主，0.2以下的发电成本加上0.08的电网运行成本，电价会在 RMB 0.25-0.30/KWH之间（以2014年不变价格计），相当于目前电价的一半；如果以核聚变为主，则是大约RMB 0.18/KWH，是目前的三分之一！
电力是社会经济活动，特别是工业的一项重要成本，大约占到工业品售价的12%左右，如果电价降低一半，意味着工业品成本降低6%，下降到三分之一，则工业品成本降低9%。
另外，电费的大幅度降低会刺激企业推动用电能取代燃料的生产技术改进，不仅进一步降低成本，还将大大降低工业生产中的污染排放。
再进一步，如果电能的储存技术有了革命性的突破，电动车将可以取代一切化石燃料车，甚至空运、海运也以电为主要能源的时候，那么大气污染将几乎成为历史，我们这个星球会变得更加美好。
本帖一共被 2 帖 引用 (帖内工具实现)家园 算裂变电站价格需要计算全生命周期耗费，后期处理很花钱的 火电站拆了拉倒，结束了
可核电站的核岛部分可没那么简单。当然这个是30年后的事情了，可以不说。但是核废料后处理（储存等）也是需要花钱的，这部分往往没有被计算到，大概也有核口的人为了夸大核电的优势故意忽略的因素
俺家乡的人民好像就正在反对在那里建核废料后处理的工厂
家园 没错，核电站拆除的费用也很高 因此正规的成本核算是要把这部分费用预留出来的。
核电站建成后的前十年，因为建电站的贷款要还本付息，可能是利润还不算高；但十年后贷款等还清，发电利润很高，这些钱留出一部分用于二三十年后电站的拆除是足够的：
假设一个100万千瓦的核电站，建设费用是100亿人民币，这些钱基本上来自银行贷款，还贷期十年，年利息6.5%，那么每年还本付息大约13.5亿人民币；
年开机率按80%算，年发电量约87.6亿KWH，上网电价按0.43/KWH计算，得营收37.7亿，扣除还贷款13.5亿，核燃料大约9亿（按0.1元一度电计算），员工工资大约7.2亿（按5000人，人均12000每月），剩下8亿，用于设备维护和水费什么的怎么也得5、6亿吧，利润也就1、2亿左右，还不能有大的设备更换。
但如果还清贷款就不一样了，利润猛增至15亿以上，20年下来没算利息就是300多亿，留个一半拆个电站绰绰有余了。
有问题的在执行方面，这些钱有没有留出来是个问题。当然，如果是上交国库了，反正20年后也是国家负责解决问题。
核聚变电站也需要拆除费用的，只是放射性污染小多了，因此费用也相应不高。
家园 电费到底能有多低（3） 感谢伟大的西西河河友们的板砖和指正！
在继续讨论其它几种发电方式之前，先说明一下，这个话题讨论的是比较长远的未来，说是纸上谈兵也未尝不可，因此会出现两个问题：
一是估算会非常不准确，比如后面要提到的核聚变发电成本，世界上还没有哪家成功，更不要说是商业化运行了，成本的估算只能从侧面和其它发电方式的对比中取得，自然误差可能会很大。这个问题要看我们目的是什么，如果哪位是因为要投资一个电站来寻求成本预算，俺们聊的自然太不专业了；如果只是根据已有资料讨论一种可能性，就当茶馆闲聊，有谁说的不对或者数据不准确，别人可以指出来，提高这种估算的准确度，是不是也未尝不可？
二是某些结论可能与中短期的趋势不符，比如按俺的设想，火力发电未来必将淘汰，原因是污染和化石燃料的不可再生性，但煤炭近两年价格下降很多，火电减少污染的措施也在政策鼓励下开展起来而有所缓解，因此可能一二十年，甚至更长时间内火力发电仍然会是主流。但火力发电不会永远是主流，先不提污染问题，如果一直作为电力的主要能源的话煤炭迟早会消耗殆尽，另外煤作为一种不可再生的化石原料，宝贵的有机资源，目前主要用于燃料烧掉其实是挺可惜的，未来涨价也是可以预期的。
言归正传，下面说风力发电。
风电上网价网上资料显示从0.53-1.2/KWH都有，0.6-0.7左右的居多，可以认为目前条件较好的地区风电合理电价为 RMB 0.6-0.7/KWH。这里有一篇比较详尽的文章（外链出处），里面提到：
我国风能发电已经形成了一定规模，但与欧美国家相比还有很大的差距。突出表现在风电设备制造方面，我们还没有独立开发的技术，只能与外国合作生产国外设计的产品，这是目前我国风电成本比较高的主要原因。除此以外，由于受资源条件的影响，我国风电价格水平地区差异非常明显。例如，风电电价最高是浙江苍南风电场，电价为1.20元/KWH，最低的是新疆达坂城风电场，电价为0.53元/KWH，其余风场电价大多数在0.6-0.9元/KWH之间。总体看来，风电上网电价每千瓦时比煤电要高出0.3-0.4元，可见，目前风力发电尚难以与常规电力(煤电、水电)竞争。
从项目投资角度，我们认为，首先应研究和把握国家的风电政策，在用足现有的优惠政策的同时关注未来将出台的政策。这样有利于大幅度降低风电价格，把握市场商业机遇，提高企业的市场竞争力。
通过上述风电价格的几个基本影响因子的分析，我们已经可以得出以下一些基本认识：不同的影响因子对风电价格均有不同程度的影响，但效果差异较大。其中，还款期的长短对电价影响较大，因此，延长贷款期限对降低风电价格非常有效，目前普遍要求国内银行能够对风电项目提供15年以上的贷款;另外，税收对电价影响很大，今后国家还会继续在关税、增值税、所得税方面有所减免，以降低风电的上网电价。另外，选择建场条件好、资源丰富的项目会大大降低风电场造价。今后政府将更加注重采取多种优惠政策，使每个影响因子共同起作用来有效降低风电价格。
可以预见，在不久的将来，随着我国风电技术的提高，大型风电设备制造的国产化的实现，风电设备价格可能由目前的8000-10000元/KW下降到4000元/KW。如果国家继续出台多种优惠政策，则风电的上网电价会大大降低。在资源条件好的内地，风电上网电价可能降低到0.25元/KWh，在资源条件相对差的东部沿海，上网电价可能在0.35/KWH水平以下。这样，风电的上网电价将可能低于煤电电价，从而在电力市场上开始具有很强的竞争力。
但文中提到风电成本能下降到0.25/KWH的前提不仅包含技术、设备的进步，还需国家对进行税收减免，这相当于对风电产业进行补贴。如果不考虑这一点的话，近期风电成本极限可能在0.3/KWH左右，远期可能低于0.2/KWH，这个成本是有一定竞争力的。
但风电的间歇性和季节性，也制约了它不能作为主力电能来源。
风电还有一个很大的缺陷，占地面积广，噪音大，基本上只能在偏远荒凉地带建造。
总之风电长远来看成本会下降，在未来的电力饼图中风电会占有一席之地，作为主力能源的补充。
然后是太阳能发电。
光伏发电根据日照条件的不同其成本大多在 RMB 1.0-2.0/KWH之间，大型太阳能发电站还有太阳能热发电的选择，成本也在这个区间里，因此太阳能发电是目前主流发电方式中成本最高的一种。虽然光伏发电的主要成本——光伏组件，近几年成本下降很快，且随着规模效应、设备降价、转化率提高，还有不小的空间，但离其它几种发电方式的成本还是有很大的距离。
2011年中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会在能源基金会和世界自然基金会支持下完成的《中国光伏发电平价上网路线图》，提出了2015年和2020年我国光伏发电上网电价分别达到每千瓦时0.8和0.6元的发展目标还有很重要的一点，太阳能发电的成本不仅仅是光伏组件，场地、支架、安装、维护都需要成本。即使光伏组件成本能有革命性的下降，太阳能发电占用面积广，能量密度低的特点，使得土地、安装、维护等费用所占比例会上升，制约了光伏发电的成本进一步下降。俺认为太阳能发电的远期成本不会比风电低。
另外，和风电一样，间歇性也是太阳能发电的硬伤。
但是太阳能发电，准确地说是光伏发电有一个特别的优点，就是可移动性和可微型化，因此车载、屋顶、家庭式等有趣的式样会被开发出来，这在其它发电方式是不可能有的。
因此太阳能发电和风力发电一样，未来不会成为主要来源。但会是一种重要的、便利的补充性的电力来源
关于潮汐发电
根据《可再生能源发展“十二五”规划》，“十二五”期间，我国将“发挥潮汐能技术和产业较为成熟的优势，在具备条 件地区，建设1-2个万千瓦级潮汐能电站和若干潮流能并网示范电站，形成与海洋及沿岸生态保护和综合利用相协调的利用体系。到2015年，建成总容量5万 千瓦的各类海洋能电站，为更大规模的发展奠定基础。
但时至今日，潮汐发电的进展和前景不容乐观。高昂的成本（上网电价在2元以上），选址条件限制大，使得这个发电方式举步维艰。下面的链接说到潮汐发电的现况，可以参考：外链出处
潜力巨大的地热发电
我国的地热资源储量丰富，而且地热比起风电和太阳能有一个很大的优点，那就是输出功率基本稳定，没有季节和日夜变化。
但地热发电的现状还比较初级，目前，我国地热资源的开发大多位于地质浅层，主要集中在供暖、温泉、热水养殖等中低温利用上，真正意义上地热发电主要集中在西藏羊八井；而羊八井是七十年代的技术，综合发电成本很高，不计打井大约0.9/KWH。
20世纪70年代初，世界面临第一次石油危机，世界各国普遍重视新能源的开发，中国也掀起了地热能开发的热潮，在全国建成了7个中低温地热发电厂，并先后都试验发电成功。它们是：广东丰顺县邓屋，92℃，300kW；湖南宁乡县灰汤，98℃，300kW；河北怀来县后郝窑，87℃，200kW；山东招远县汤东泉，98℃，300kW；辽宁盖县熊岳，90℃，200kW；广西象州市热水村，79℃，200kW；江西宜春县温汤，67℃，100kW。这些中低温地热资源发电，利用的是扩容闪蒸法或双工质循环法。全部发电系统设备主要是利用废旧的小发电机组改造，又自行设计了地热管路系统，既没有采用进口设备，也没有聘请外国专家，使地热发电首次在中国自主试验成功。虽然发电量较小，没有连接地区电网，仅供当地使用，但至少都成功运行了几年。至70年代后期，除上述前2家电厂外，其余的5处陆续关停，原因是经济上不划算。在之后的三十多年里我国没有地热发电的需求，地热发电的研究和建设几乎是停滞的。
但地热资源发电的潜力十分巨大。2008年一份名为《地热资源的将来》的研究报告震惊了美国能源部，美国马萨诸塞理工学院研究了“增强型地热系统”的前景：
该报告的副标题是“美国21世纪增强型地热系统的冲击”，报告全文372页。这项研究计划的目的，是面对美国的人口增长、社会电气化的发展，考虑美国长期能源供应的安全，对抗可能因油价波动或供应中断而招致的经济不稳定，提出地热能能否在2050年提供1×108kW发电的基础容量。研究结果发现，增强型地热系统，或称工程型地热系统(即以前所称的干热岩)，可以提供这样的电力和热量供应。增强型地热系统是潜力巨大的本土化资源，不像现在开发的水热型高温地热资源那样受地域限制，而且这种清洁能源导致的环境影响最小，还可做到合理的开发投资和有竞争性优势的运行成本，该技术的商业化规模可望在10~15年内实现。研究报告估算全美国增强型地热系统的资源基础超过1300×104EJ(E=1×1018，下同)，还估算了其可开采量超过20×104EJ，这是美国2005年基本能源消费量的2000倍！
增强型地热系统在世界上已有30多年的研究历史，但只局限在美国、英国、法国、德国、日本、澳大利亚等少数国家。为达到商业性开发目标，3000~5000m钻井技术和热电转换技术等都作过研究。在这种俗称“干热岩”的岩体中，通常是只有热，没有裂隙或孔隙，没有渗透性，没有地热流体，所以需要靠井下“压裂”，在高温岩体中造出人造裂隙，连通地下网络，便可以从一眼井灌入冷水，从另一眼井产出高温流体。
过去，我国仅有少数学者发表论文或著作，探讨这一领域，但并未实地开展这一研究。2007年，中国能源研究会地热专业委员会与澳大利亚Pe-tratherm公司签订了合作协议，共同承担“中国工程型地热系统资源潜力的研究”项目。中澳专家已联合在一些可望有潜力的选定地区开展了初步调查，采集了一些试验样品，进一步的分析测试、模型研究等工作正在逐步进行中。
中国是一个具有一定经济实力的大国，更是能源需求的大国，既然美国的增强型地热系统有如此巨大的潜力，在中国也应该大有希望。我们应该跨入这一新的领域，为中国将来的能源发展做出一定的贡献。
国土部发布的一份报告显示，中国大陆3000米至1万米深处干热岩资源总计相当于860万亿吨标准煤，是中国目前年度能源消耗总量的26万倍。因此从理论上讲，我国地热发电的开发潜力无限。
因为地热发电经济性的资料实在太少，有也是几十年前的老技术，因此实在难以估算成本。但如果解决了成本问题，地热资源的稳定性和储量是适合做基荷电力的，而且在几亿年内不会枯竭。
下一章：大漠西风:电费到底能有多低（4）
本帖一共被 2 帖 引用 (帖内工具实现)家园 成本还能降到何种地步？ 成本还能降到何种地步？
1、煤炭开采-运输成本，不说油气
2、电厂和水电站建设维护费用
3、新能源稳定发电成本
家园 【原创】未来电费到底能有多低（1） 国内目前的电价，民用电是平时RMB 0.6/KWH，谷时0.3/KWH，平均大约0.5/KWH左右；工业用电电价比较复杂，有平、谷、峰三个时段，在夏季还有特别征收的超峰时段高价，另外还有一个变压器容量费，但总体平均下来各地在0.6-0.7/KWH。这里还有一个百度百科上的数据：2010年，公司（国家电网）主营业务收入15427亿元，公司售电量26891亿千瓦时。如果把国家电网主营业务收入约略当成售电收入，则2010年全国平均电价（含民用、工业和商用）为RMB 0.57/KWH。
先看一看电网运行、输电线路的建设、维护和损耗成本。
根据网上查到的数据估算，目前中国水电上网电价0.2-0.3/KWH，火电上网电价0.4-0.5/KWH，各占发电量的3成和7成，平均上网电价大约在RMB 0.4/KWH左右，售电均价0.6，意味着电网的建设、维护、损耗和利润总共大约在RMB 0.2/KWH。另有一个2010年国家电监会的数据做佐证：
2010年,全国供电企业平均购电价为383.89元/千度,平均售电价为571.44元/千度差价相当于RMB 0.19/KWH （没找到电监会的网站以取得一手资料，新华网上有篇文章提到这个数据：外链出处）
但是，这个电网加价2毛钱一度电的幅度是目前技术和管理条件下的水平，实际上现在中国的电网管理水平还有很大的提高空间。这个不是我瞎讲的，电监会2012年供电监管报告里提到：
2012年供电检查发现的五大类共404例问题，涉及供电企业162家，占受检供电企业总数的81.2%。问题一——供电半径过长，变压器和线路重载现象突出，制约供电能力。主要表现在：供电能力不足，新增负荷无法报装，影响地方社会经济发展；变电站单线单变运行方式过多，形成局部电网安全运行风险，无法保障连续可靠供电；供配电设施建设与改造进度滞后，配电线路供电半径过长、设备重载过载现象严重，配电网可持续支撑能力偏弱。如蒙东兴安突泉电力公司、海南三亚供电局、陕西地电咸阳供电分公司等26家供电企业存在部分变电站为单电源进线、单主变配置，存在发生大面积停电风险。
问题二——供电可靠率和电压合格率指标管理不规范，统计数据不完整、不真实。主要表现在：部分供电企业未能按照国家有关规定有效开展供电质量的监测、统计、分析和改进工作，部分供电企业供电质量监控手段不完善，监控数据和运行数据存在偏差，少数企业供电可靠率和电压合格率统计数据与实际偏差严重。如湖南湘西永顺县电力公司未按照《供电监管办法》要求，安装电压监测装置，开展电压监测工作；贵州黔南独山供电局等6家供电企业部分停电事件中的配变台数统计错误，少于实际停电台数。
问题三——用电业务管理不规范，供电服务水平有待进一步提升。主要表现在：用电业务办理各环节时间记录不清，时间节点倒置，与营销系统不对应；用户报装业务环节办理不规范，存在超时限现象；用户工程业务档案不完整、不真实，存在错漏现象；有序用电管理不规范；停电告知不及时、不完整、不准确；欠费用户停电催费程序不符合规定，复电不及时；故障抢修记录不完整，不准确，存在超时限现象；投诉事项分类错误，处理超时限等。如福建南平邵武供电公司、海南琼中供电局等存在用电业扩办理流程时间倒置情况。
问题四——供电市场开放程度较低，存在关联企业违规收费行为。主要表现在：部分供电企业违反市场公平竞争原则，关联企业在用户受电工程市场中占有率高，存在垄断用户受电工程市场行为；违反国家电力行政许可有关规定；未严格执行国家电价政策和收费政策。如冀北张家口供电公司2011年及2012年1-6月投运的用户工程共计147项，其关联企业承揽了100%的工程设计；湖北鄂州供电公司关联企业在用户工程中违规收取带电作业费。
问题五——供电成本存在会计核算不规范、不准确的问题，虚增了供电成本。主要表现在：违规列支供电成本、虚增供电成本、工程项目未及时结转固定资产计提折旧费用。如广州从化供电局在输配电成本大修理费用中违规列支员工宿舍装修工程款、监理费、招待费等。本次供电检查共查出违规资金462.35万元。
（原文链接：外链出处）
国家垄断电网固然有其战略意义，但效率、效益不高也是不争的事实，这两毛钱如果说有一半被各种浪费和腐败消耗了也许夸张，但5、6分是肯定有的。
另外从技术上讲，特高压输电就是眼前看得见的减少输电损耗、更好地平衡全国电力负载的方法：
特高压输送容量大、送电距离长、线路损耗低、占用土地少。100万伏交流特高压输电线路输送电能的能力（技术上叫输送容量）是50万伏超高压输电线路的5倍。所以有人这样比喻，超高压输电是省级公路，顶多就算是个国道，而特高压输电是“电力高速公路”。大家都知道，中国的高速公路经过近几年的快速发展，已经基本成网，四通八达。而中国的特高压输电这个“电力高速公路”，2008年底才刚刚建成一个试验示范工程，线路全长只有640公里。所以，要建成特高压电网这个电力高速公路网，还需要较长时间，也必然要花费不少的人力、物力、财力，为的就是要在全国范围内方便、快捷、高效地配置能源资源。
在电力工程技术上有一个名词叫“经济输送距离”，指的是某一电压等级输电线路最经济的输送距离是多少，因为输电线路在输送电能的同时本身也有损耗，线路太长损耗太大经济上不合算。
50万伏超高压输电线路的经济输送距离一般为600～800公里，而100万伏特高压输电线路因为电压提高了，线路损耗减少了，它的经济输送距离也就加大了，能达到1000～1500公里甚至更长，这样就能解决前面说到的把西部能源搬到中东部地区使用的问题。
建设输电线路同样也要占用土地，工程上叫“线路走廊”。前面说过，建一条100万伏特高压输电线路能顶5条50万伏超高压输电线路，而线路走廊所占用的土地只相当于2条50万伏输电线路，所以相对来说，建特高压输电线路能少占土地，这对土地资源稀缺的中东部地区来说尤其有利。
当然，特高压输电，特别是建设特高压电网，还有很多好处。它能把中国电网坚强地连接起来，使建在不同地点的不同发电厂（比如火电厂和水电厂之间）能互相支援和补充，工程上叫“实现水火互济，取得联网效益”；能促进西部煤炭资源、水力资源的集约化开发，降低发电成本；能保证中东部地区不断增长的电力需求，减少在人口密集、经济发达地区建火电厂所带来的环境污染；同时也能促进西部资源密集、经济欠发达地区的经济社会和谐发展。
到2013年底，国内还只建成两条交流100万伏、两条直流80万伏，还有很大的提高空间。
另一方面，中国的工业现阶段处于强烈的扩张态势，电网欠账太多跟不上电力需求，每年就要花很多资金新建电力设备，这些资产折旧摊提也增加了电网运营费用。
其它还有一些方法，比如远程抄表电子结账以节省人力等，未来可能会有我们现在想不到的技术来减少成本。另外随着规模电网的增大，总用电量的增加，每度电耗费在电网上的成本天然会降低。
既然是设想未来的事，不妨假设地激进一点，理想一点，未来在某个时间我们可以通过技术进步和加强效率，可以使得电网的运营、维护、建设、损耗加上合理的利润，控制在 RMB 0.08/KWH（以2014年不变价格计）。
下一章：大漠西风:电费到底能有多低（2）
通宝推：长少年,
本帖一共被 2 帖 引用 (帖内工具实现)家园 电费到底能有多低（2） 在讨论具体的发电成本之前，先简单介绍一下电力负荷中的三个部分：基荷、腰荷和峰荷。一个电网的电力负荷不可能每时每刻都相同，有峰值也有谷底，低于谷值的那部分负荷称为基荷，高于平均值那部分叫峰荷，两者之间的称为腰荷。基荷部分总需求量大而稳定，现阶段我国的基荷主要来自火电，少量来自核电；水电因为机组启动快，可以随时发电和停止，因此主要靠它来调节满足腰荷和峰荷，抽水蓄能电站是更好的调峰方法。至于风电和太阳能，季节性、间歇性和波动性特点决定了它们是需要花力气和代价进行调节的对象。
下面根据发电种类逐一探讨：
先说火电。火电上网价目前是0.4-0.5/KWH，是我国大部分电力的来源（70%），主要燃料是煤炭，大约全国90%的SO2排放由煤电产生，80%的CO2排放量由煤电排放。
0.4/KWH以上的成本现阶段不高，但长期来看即使不考虑环保因素竞争优势也会越来越少。未来技术进步能降低它的成本，但降低的幅度也不会太大，原因是火力发电成本成本主要来自煤炭采购（根据不同年份煤炭价格其比例在70%-90%之间）
具体地，该电厂目前的入炉燃煤单价(不含税)为1042.6元/吨，电厂的平均煤耗为318克/千瓦时，以此计算，度电成本为0.332元/千瓦时，加上 17%增值税后为0.388元/千瓦时。而目前的湖南加装脱硫的火电上网电价为0.464元，由此计算盈利即为7.6分，然后，除去脱硫成本、水资源费和 消耗性燃料等可变成本5分钱后，边际盈利为2.6分钱。“但这是理论上的，还要加上设备的折旧费、修理费、管理费、财务费和工人的工资，把这些算进去，我 们的度电成本就从盈利变成亏损了。”他表示，“如果我们停机不发电，仅固定成本的折旧和财务费用等算下来一年就有近7亿元左右。”（上文链接外链出处）
从上面的例子来看，煤炭成本占了上网电价的71% （0.332/0.464），而煤炭作为一种不可再生资源长期的价格是看涨的。
至于另一种火力发电的燃料——天然气，尽管它有很大的环保优势，但价格方面更高。
卓创资讯分析师王晓坤对记者表示：“以山西太原为例，当前煤炭发电成本在0.3元/千瓦时附近，而国内天然气发电则达到0.7-1元/千瓦时不等(燃气机组不同，成本有差异，是（煤炭）发电成本的2-3倍。”（上文全文链接外链出处）
虽然火电目前是基荷电力的提供者，但无论是从燃料的可持续性也好，从环境保护的角度看也好，火力发电都是属于应该淘汰的发电形式，而从我们讨论的这个话题来讲，火电也不具有成本优势。
然后说水电。
水电是清洁的可再生能源，没有污染、取之不尽用之不竭之余还兼有防洪、灌溉、养鱼等好处，广大人民都对它抱以极大的期望。而且水电的成本也较低，目前水电上网电价在RMB 0.25-0.30/KWH，就这个价格，水电企业普遍还比火力发电厂过得滋润，可见还有不少利润空间。
大型土建工程技术和发电机组的进步，使我国水力发电站的建设越来越轻松，建设和设备成本也大大降低，原来经济上不划算的一些小水电也变得有利可图，所以大家可以看到近十年来小水电遍地开花，沿海商人揣着钱就往西北西南的山沟沟里钻。未来大型电站发电成本可能会降至0.15甚至更低（就是现在，也有些电站上网电价在0.2以下），小水电则在0.2左右。
但是，因为两个重要的限制，水力发电不能作为基荷电力，电力不能以水电为主。
原因之一：水力资源季节差异非常大，干旱季节和雨季降水差距可达10倍以上，即使经过各级水库调节，季节差异也在2-3倍，这就造成发电能力的极大浪费。水电站又都兼有蓄洪、调节水资源的功能，在某些时候，这个功能和稳定供电是矛盾的。比如预期未来有暴雨，水库要提前降低水位来准备库容蓄洪，但电网这时不需要那么多电，只好放空；又比如干旱季节，要求水库蓄水用以灌溉，发电只能暂停。
原因之二，虽然我国水电资源蕴藏量世界第一，技术可开发量约为5.4亿kW，经济可开发量约4亿kW，但仍不能满足作为世界工厂的用电需求。2013年我国水电总装机超过2.8亿千瓦，但全国用电量累计53223亿千瓦时，相当于平均6.1亿千瓦，峰值功率还要更高！即使未来能将经济可开发量4亿kW全部建设起来也是远远不够，何况那时候用电需求只会更高。
因此水电在未来发电蓝图中的定位将是一种良好的腰荷和峰荷电力，配合其它诸如抽水储能、超大电池储能等方式调节电网的供需平衡。
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本帖一共被 2 帖 引用 (帖内工具实现)家园 楼主很多想法是纸上谈兵 比如“虽然火电目前是基荷电力的提供者，但无论是从燃料的可持续性也好，从环境保护的角度看也好，火力发电都是属于应该淘汰的发电形式”
——除非热核聚变商业化成功，否则没有任何能源能代替火电的基础地位。水电很重要，但是总量有限。其它新能源可利用总量更有限，只能作为补充能源。
楼主想比较燃料之外的电力成本，至少应该有个参照，比如世界平均水平。否则楼主所说的“0.2RMB/度成本过高”只能是想当然，没有任何实际意义。
家园 感谢探讨，这个话题探讨的是比较长远的未来，说是纸上谈兵也 谢谢探讨，这个话题探讨的是比较长远的未来，说是纸上谈兵也未尝不可。
火力发电不会永远是主流，不谈污染问题，如果一直作为电力的主要能源的话迟早会消耗殆尽。
火力发电被取代也有备选者，近期的核裂变电站，远期的核聚变电站。
至于与世界各国电价水平的比较，俺试着收集了一下数据发现困难很大，主要原因是各国汇率、实际购买力、能源丰富程度、基建能力和国土大小、地形地貌都对电价有很大影响。因此本帖只讨论国内的情况。
另外，俺没有认为0.2/度的电网成本很高，只是认为还有下降的空间，原因在帖子一链接出处里有详述，这里不再重复。
家园 查了一下各国电价，天朝属于电价较低的国家。 考虑到全球能源价格基本一致，这组数据也说明天朝电网费用在全球属于较低水平。
当然，天朝电力工业设备国产率高、人工便宜，电费低一点也正常。如果能减少浪费、避免贪污腐败，降低电网费用也未尝不可能。但是，天朝目前进入人工费用快速增长期，电网总费用未来短期走高还是走低很难讲。
裂变储量有限，取代不了火电，这没什么可争论的。
聚变取代火电是趋势，不过目前讨论其成本为时过早。聚变能源虽然多，但设备不会便宜，采集也不少花钱。所以不会免费。
家园 提供对比资料 9月5日汇率，1日元=0.0584元人民币（6分）。
日本的地热发电，11-27日元/度；煤火力发电，5-7日元/度；太阳能发电，30日元以上/度。
日本所进口的煤，64%来自澳洲，19%来自印尼，中国只占4%。
中国每年消费煤炭总数量，占全球一半，产量虽也接近一半，但2009年起，已经转为煤净进口国，进口1.38亿短吨，低于日本的1.82亿短吨，为世界第二进口国。等到了2012年，哼哼，中国进口3.18亿短吨。日本第二，进口2亿短吨（考虑到2011年核灾后核电停摆，日本电煤2012年比2011年只增加了1000万短吨左右，可见能源总消耗量减少很多）
1短吨=0.907公吨
所以目前而言，煤炭仍然是良好和主要的能源来源，只要进一步做好减污改造就行了。
另一个能源是天然气。目前70%天然气靠管道运输，30%液化后船运。液化气（LNG）比管道气的好处，第一是适应性强，比如日本是岛国，不适合管道进口；第二是能源供应的安全性高，可以从任何一国购买，日本的进口来源是马来西亚（20%），澳洲（19%），印尼（18%），卡塔尔（11%）等。第三是LNG能短期储藏，而管道气基本是随到随用，没有必要再液化一次，所以受供给国控制大，一旦无预警停供，措手不及。
由于美国开发页岩气，全球天然气供大于求，卡塔尔的天然气向东销售减少，转而销往欧洲，使西欧减少了对俄罗斯天然气的依赖。
- 复 提供对比资料
家园 “外三”------全球最干净的火力发电公司 上海外高桥第三发电有限责任公司（“外三”）两台百万千瓦超超临界火电机组，是世界上最节能、电环保的大型火电机组.
由于“外三”的标杆高高耸立，9月中旬，"国际能源署火电年会"将在上海举行。各国千余火电专家不远万里相聚上海，与其说来开会，不如说要一睹“外三”芳容，并会会世界级的发电专家冯伟忠，以及全球首台高低分轴布置的汽轮发电机组的设计模型。年底前，该全球最高端发电机组行将在“外三”开建，我国火电机组建造水平将甩开国外同行20年！“在火电领域，我们目前的煤耗水平，是欧洲的明天，亚洲的后天”
第一，缘于国情，煤炭在过去、现在和未来数十年间，始终是中国能源安全的基石，保障全国80%以上的一次和二次能源需求。如果“外三”经验能在全国火电系统广泛推广复制，将为国家重新审视甚至调整现有能源战略提供"空前开阔的回旋空间"。如果能继续依靠煤炭30年，那么俄国石油和中东石油争相供应中国，中国的可选择余地就很大了。
第二，过去一年，五大央企发电集团中，以有三家集团开始采用“外三技术”对同类火电机组进行节能减排改造。今年下半年，另两家央企发电集团也将跟进采用“外三技术”进行技改。五大央企发电集团火力发电占到国内1/6，若全部采用“外三技术”进行技改，需投入1500亿元，但八到九年即可收回全部技改投资，经济效益与社会效益不言而喻。
第三，国内目前火电装机8.7亿千瓦，年耗煤占到全部煤炭消耗的55.1%（2013年国内煤炭产量37亿吨,但还不够用)。在全部火电装机中，约半数系高污染、高能耗中小机组，“外三技术”全面推广，对加快淘汰现有中小火电机组将生成另一股强大外力。
中国煤炭蕴藏量约1140亿吨，仅次于美国为世界第二位。中国煤炭品种多样，但普遍灰分较高。分布特点是极为广泛，除上海以外全国各省都有，2100个县里1200个县有煤炭储量，其中1100多个县已在采煤。这里面华北占一半，西北30%，西南近10%。
所以我曾经建议在建设“三铁”时，适当配置一批“清洁煤蒸汽机车”和其他烧煤设备，万一面对巨大的天灾人祸，各地依靠存煤自救，维持最低限度的社会运转。
第四，中国政府已高度重视“外三技术”推广，前不久召开的国家能源委首次会议上，李克强总理点名让“外三”介绍运行指标，会议决定，在2015年启程的“十三五”规划中，将其作为对火电企业节能减排的主要考核指标。如果“外三技术”推广到位，大体在“十四五”末期，国内火力发电对PM2.5的影响可基本消除。
通宝推：往往外,