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业界同仁稿件选登(23)

重启电力改革应重视解决当前突出的调峰问题

原电力部生产司教授级高工,国际大电网委员会CIGRE和美IEEE会员

蒙  定  中    2014年1月10日

1. 前  言

三十年来我国电源发展快速，到2012年我国的装机容量已居世界第一位。但在电源资源上，多耗煤、少油、缺气、核慢、水利用差、风/太阳效率低。在电源结构上，没有依负荷需求构建合理布局与科学的峰荷、腰荷、基荷电源比例；除常规水电(20%)发展正常外，其它皆存在严重问题：多煤电(66.2%)效率低、又严重污染，发展核电(1.1%)过慢，发展抽水蓄能(1.8%)和气电(3.3%)严重不足，风电(5.3%)/太阳能(0.3%)布局不当、又缺乏必要调峰配合而严重弃电。(注：括号内为2012年底数据) 所以，电力系统调峰是当前电力工业亟待决策的关键问题，不能让上述的二十多年来电源结构性问题继续盲目发展下去。

2.调峰是合理解决电源布局/结构问题的关键

上世纪八十年代，小煤电/油电作为主力调峰能力达25%，加上大煤电20%调峰(100～80%运行)和水电调峰, 使大煤电年利用小时达6000～6500小时，但后来接近一亿千瓦的小煤电/油电逐步关停时，没有装设相适应的调峰设施，结果迫使大、中煤电非常规调峰(100～40%运行)。国网公司既兼管调度,有责任解决调峰问题，但却从不重视，装设能调峰的抽水蓄能电站不足1.76%、燃气联合循环机组不足3.3%，结果迫使超超/超临界煤电机组亚临界运行，多耗煤、多排污。按电监会发布的2012年全国统调燃煤机组平均年利用小时数大降为5080小时。按2012年总装机11.45亿千瓦，其中煤电占66.2%，即7.58亿千瓦，强行迫使煤电多装机：7.58(1 – 5080/6250) = 1.42亿千瓦，相当多花1.42亿千瓦x 3700元/千瓦 = 5254亿元投资；如按规定加装脱硫等费用则多花1.42亿千瓦x 4600元/千瓦 = 6532亿元投资。又强行将大、中煤电机组出力在低谷时压到40%调峰，除要多浪费各个发电集团公司原来不必要的装机投资外，还造成发电多耗煤、多排污、缩短煤电机组寿命和导致各个发电集团公司的成本虧损。

发展热电也没有执行“以热定电”原则，不管热负荷多少，规定煤电机组多为30～35万千瓦级的，供热时只调峰10%，增大调峰矛盾。发展风电也从不考虑客观存在的调峰问题，夜间用电低谷时段往往是风电大发时段，特别是远离负荷中心的大型风电基地、太阳能发电基地，为什么在规划/批准时都不考虑影响其可行性的关键 - 调峰问题？结果造成严重弃电、严重浪费。我国风电装机居世界首位，太阳能发电增长速度也占世界首位，就因为缺乏调峰能力，结果“弃风”、“弃光”严重程度也占世界首位，其发电年利用小时远低於世界水平和设计能力。

广东电网重视调峰，2015年广东抽水蓄能电站和可调峰的燃气联合循环机组各为600万千瓦和1800万千瓦, 各占总负荷(10100千瓦)的5.9%和17.8%，抽水蓄能电站在高峰时发电,在低谷时抽水蓄能,考虑其综合效率(75%)时，其调峰容量为燃气联合循环的1.5倍；如其联合循环机组主要用於调峰，则其调峰容量占负荷比例为26.7%。

根据全世界的运行实践经验，在电源结构上必须具备25～35％的调峰电源才能达到安全高效经济水平；2012年底，中国抽水蓄能机组86台，容量祗占总装机1.76%，燃气联合循环祗占3.3%，调峰容量过度不足，影响后果严重，必须高度重视，偿还20多年旧帐，尽快解决。下表证明加强水电/抽水蓄能和燃气联合循环的调峰能力不仅防止多耗煤、多排污、缩短煤电机组寿命和解决“弃风”、“弃光”问题，保证核电安全经济运行，而且在经济上也比不合理的为调峰多装煤电而节约投资450～1308亿元。    

(注) 抽水蓄能投资来自中国水电顾问集团北京勘测设计研究院编制<<抽水蓄能电站工程技术>>表17-1-1抽水蓄能电站投资统计,平均3746元/千瓦；按广东提供燃气机组(9F/9E)投资 3350元/千瓦；煤电装机投资原为3700元/千瓦；但加装脱硫等投资总共为4600元/千瓦。

要解决20多年积累的调峰问题是不容易的，需要各级领导特别了解和重视,不应光等待、依靠目前宣传尚不实用的其他储能调峰技术。这是解决电源布局/结构问题的第一步。

3. 为节能减排，应大力提高煤电发电效率、减少煤电装机比重

按上所述，由於电网的改革不力，影响电厂改革的效果，过去有大量小火电机组调峰, 大煤电机组一年可以发电利用6000～6500小时；后来在拆除小火电机组时，本应由负责电网调度的国网公司装设相适应的抽水蓄能和燃气联合循环代替原有调峰能力，由於国网公司不负责解决调峰问题，结果迫使大煤电机组每天低谷时出力降到40%，结果一年发电利用降到4000～5000小时，不仅大降发电效率，多耗煤、多排污染环境、缩短煤电机组寿命；而且迫使各发电集团公司很不必要的要多装煤电机组，提前浪费投资，结果严重浪费能源，成为世界空气污染首位国家。因此，在电厂改革首先要解决调峰问题，才可充分发挥现有煤电机组的潜力，提高其利用小时, 不但提高效率、大减排污, 而且多发电、相当于停止煤电装机和开始减少煤电装机的比重, 有利于长远电源布局，这是电源结构改革的第二步。

4. 加速发展核电

为了减少煤电比重，加速发展核电是减低煤电污染的关键。2012年我国核电容量占1.1%，但法国占近80%，韩国占30%以上。过去全球核电事故都因为采用早期技术，如日本福岛已服役40年，可靠性低，加上罕见9级地震，所以老核电不安全。我国已投运是后二代技术，目前采用第三代AP1000机组成为我国发展的主流，该技术具备“非能动安全系统”，可以不依赖外部电源，而是依靠重力、温差等自然力进行驱动，因此，不会出现日本福岛类似的事故。近年我国原子能科学研究称为第四代的“核燃料闭循环体系”〈快堆技术〉，它可以利用目前通用的〈压水堆〉用过的核废料，再通过快堆增加60倍的发电能力。如我国2020年投运近8000万千瓦压水堆核电，其核废料可供快堆发电60×8000＝48亿千瓦发电，这相当於100亿吨标煤，这是解决一次能源大量缺口的唯一途径。中国已探明的铀资源大约祗能用50年，这样变成可用3000年了。

内陆核电和沿海核电一样安全，核电不应仅在沿海装设，全世界运行的核电大部分在内陆，法国、美国的内陆核电分别达到69%和61.5%，有些国家如瑞士、乌克兰、比利时等的核电全部建在内陆。若核电项目仅规定在沿海，核电发展势必受到制约。离各负荷中心有一定的安全距离，皆可装设更多中、小型核电，包括地下核电(反应堆置地下或山体内)，逐步作到各地区电源/负荷基本平衡,远方来电靠直流，为将来各省按《电力系统安全稳定导则》“分区”创造条件，更加强各地区的安全稳定水平。这是电源结构改革的第三步。

5. 充份发挥或改造现有水电的调峰能力，创造优惠条件鼓励更多企业投资建设抽水蓄能

美国大古力水电原装机200万千瓦，改扩为888万千瓦抽水蓄能；我国东北丰满水电站由64万千瓦扩改为100万千瓦、东北白山下库建2×15万千瓦水泵抽水到白山水库蓄能等，都提供快速增大调峰能力的经验。我国很多具有调峰能力的老水电站，可按实际条件研究，特别是加装或部分改装为抽水蓄能。

过去不理解抽水蓄能移峰填谷的重要性，祗规定电网公司负责投资建设管理，但急需抽水蓄能配合才能提高火电热效/排污/安全的火电公司投资受限制。对熟悉抽水蓄能技术的水电公司本可结合水电资源、地理条件、科学优选、像美国大古力水电原装机200万千瓦，改扩为888万千瓦抽水蓄能，作到更经济有效的充份发挥水资源的多发电又多调峰的作用也受限制。抽水蓄能不仅能移峰、填谷，而且它可以在系统运行时调频、调压；在系统事故时，快速输出有功和无功电力。

因此，建议今后创造优惠条件、特别是研究确定加大高峰和低谷电价的差别，如目前广东高峰(7～12点；19～22点)、平段(12～19点；22～23点) 、低谷(23点～次日7点) 的电价比例分别为150%、100%、50%。高峰和低谷电价的差别愈大，使抽水蓄能作到低价进(抽水)、高价出(发电)，将鼓励更多部们、包括商务企业也投资建设抽水蓄能,尽快加速解决当前的调峰问题，这是电源结构改革的第四步。

6. 随着燃气资源增加，各地尽量多装设燃气轮机

作为配合核电、风电、太阳能发电的调峰机组，又配合避免煤电被迫低出力调峰造成低效、多排污问题,目前国网公司燃气轮机比重占3.3%是太不足了。美、日、欧分别占23.8%、27.4、23.5%，广东电网现占12.9%,2020年增加到19.9%；希望国网公司第一步立即将燃气轮机比重由3.3%增到10%，第二步按燃气资源发展增到20%。我国燃气轮机产业正进入自立国产化，燃气资源又有所增加，特别是将来页岩气的开发潜力巨大，都为我国多装燃气轮机创造条件。而且它是分散式电源，靠近各负荷中心装设，就近供电，热效率达55～60%。而且可以供热，大大提高热效率达80%。它不仅解决调峰，且可降低煤电装机比重,这是电源结构改革的第五步。

7. 可再生能源的发展也必须有调峰电源配合

2012年底我国风电并网容量达6083万千瓦，居世界首位，占全国装机的5.3%，主要集中在东北、华北和西北，约共占88%。但其年利用小时居世界末位，说明风电发展问题严重，2012年全国风电利用小时仅为1890，尚比2011年的1920降低了30小时。2012年全国弃风电量超过200亿度，比2011年增一倍；关键是在电源结构上缺调峰电源配合。欧洲西班牙、德国、丹麦风电并网装机占全国装机比重较高，而且其利用率也较高，因有相应调峰电源配合。

对于沿海风电稍为集中地区，可适度集中开发，向沿岸受端电网输电，装设有相应的调峰设施也应作为批准的必要条件。国网公司提出风火打捆，要求配装1.6～2倍于风电的大容量火电机组，以提高输电通道效益，解决风电随机性给电网的冲击，但迫使大容量火电机组深度调峰,完全违背了节能减排原则,是不科学又不可行的。

太阳能发电有两种技术：［太阳能热发电］是将太阳能→热能→机械能→电能；另一是「太阳能光伏发电」，使用半导体光电器件将光能→电能。对光伏发电有两种布局：一是集中式的光伏电站，政府计划在青海、甘粛、新疆、内蒙古、西藏、宁夏、陜西、云南以及华北、东北的部分适宜地区，并和水电、风电结合互补，计划到2015/2020年建设一批1000/2000万千瓦集中式并网光伏电站,对此应考虑同时装设有相应的调峰设施作为批准的必要条件,否则就不可行。二是分布式光伏发电应优先开发分散/分布型，在城镇住宅、工业、经济、公共设施等建筑屋顶建设分布式光伏发电自用，也可供热自用,计划到2015/2020年建设共1000/2700万千瓦分布式光伏发电, 也应配合相适应的调峰设施。

可再生能源应分散而不应集中使用,欧洲风电和太阳能发电采用了分散开发、就地供电模式。许多风电机组大都直接接到10千伏或20千伏以及电压等级更低的220/380伏电网。德国光伏发电容量2011年底将达2300万千瓦，超过我国三峡水电站装机规模，基本都分散地建在用电户屋顶，分布式接入系统。用电户可以投资风电、光电，自建自发自用，调度机构优先调度、系统整体平衡调节，富余电量可向电力市场出售，供电不足则由系统补给。如此开发模式，优点显而易见：一是电力就地消纳，基本不弃风、不弃光，电量得到充分利用；二是不用远距离送电，故不用配套新建大量输变电设施，节省大量投资并减少大量输电损耗；三是电源分散，故接入系统电压等级很低，安全经济。他们的成功经验值得我们借鉴。

对於远离负荷中心的地区，即使风能、光能资源非常丰富，是否一律采用“大规模—高集中—远距离—高电压输送”的发输模式值得研究，我国在发展实践中已经收获教训，关键问题是从不考虑必要的调峰设施，所以电网难以消纳。因此，北方风电集中开发地区大都遭遇较严重的弃风限电问题，东北一些地区冬季弃风限电比例已近50％，西北主要风场因数次脱网事故，目前限电竟高达70～80％；风能资源最好的一些地区，设备年利用小时数还不到1400。对於可再生能源发展, 首先应有相应的调峰设施作为规划的必要条件，同时应以分散和就近消纳为主,这是电源结构改革的第六步。

8. 结  语

第一步：各级领导应了解和重视调峰是合理解决电源布局/结构问题的关键, 祗有合理提高抽水蓄能和燃气机组的调峰能力达总装机的22～25%(新增投资5224～6082亿元)；才能将大、中煤电目前非常规调峰(100～40%运行)改为合理的100～80%安全经济运行，结果使煤电装机可由目前75800万千瓦降低到61600万千瓦，可见原煤电不合理多装机14200万千瓦, 多投资6532亿元。煤电可20%调峰为12320万千瓦,占总装机11.8%；加上原有水电调峰占总装机5%；全部调峰能力达到总装机容量38.8～41.8%；才能使全部煤电、核电、风电、光电等安全又经济(不弃电)运行。綜合合理的专用调峰投资比不合理的强迫多装煤电投资节约450～1308亿元。希望各级领导了解和重视，并立即按上述办法解决当前急需的调峰问题，而不应光等待、依靠目前宣传尚未达实用的调峰储能技术，将来一旦研究有实用价值，当然可以应用。

第二步：由於没有合理解决调峰问题，结果迫使煤电机组由原一年发电利用6000～6500小时降到4000～5000小时，不仅大降发电效率，多耗煤、多排污染环境；而且迫使各发电集团公司很不必要的共多装设1.42亿千瓦机组，提前浪费1.42x4600元/千瓦 = 6532亿元，而且严重浪费能源，成为世界空气污染首位国家。在电厂改革首先要解决调峰问题，才可充分发挥现有煤电机组的潜力，提高其利用小时, 不但提高效率、节能减排, 而且多发电、相当于停止煤电装机和开始减少煤电装机的比重, 有利于长远电源布局。

第三步：加速发展核电，不应仅在沿海装设，有条件的离负荷中心有一定安全距离，皆可装设更多中、小型核电。这是大幅度減低煤电比例，节能减排的关键, 因为其他发电方式都不可能像核电有大幅度增长的能力。

第四步：大力发展抽水蓄能,包括很多具有调峰能力的老水电站,可按实际条件研究、加装或部分改装为抽水蓄能,同时充份发挥或改造增加现有水电的调峰能力。

因此，建议今后创造优惠条件、特别是研究确定加大高峰和低谷电价的差别，高峰和低谷电价的差别愈大，将鼓励更多企业投资建设抽水蓄能,这是电源结构改革的第四步。

第五步：随着燃气资源增加，各地应尽量多装设燃气轮机，作为配合核电、风电、太阳能发电的调峰机组，又有效避免煤电被迫低出力调峰造成低效、多排污问题。

第六步：可再生能源发展应以分散和就近消纳为主；特别包括集中的可再生能源发展必须有调峰电源配合作为建设和运行的必要条件。

建议政府部门理解、重视解决二十多年来积累至今在电力工业存在的严重“调峰”问题，作为重启电力改革从长远解决的重要决策之一，不是单纯的技术问题，而是在电厂方面改革水/煤/核/气/风/光电的合理布局、贯彻节能减排决策；在电网方面应创造条件，大力发展应有的调峰能力，保证尽快恢复电力工业合理的安全可靠/经济/合格排污运行。

注：网友参与技术交流的方式参见《博客平台改版告白—落实开博宗旨的无奈举措》的博文。