能源局特高壓交流研究課題4--電源開發布局研究

蒙定中 原電力部生產司教授級高工、國際大電網委員會CIGRE和美IEEE會員

2015年6月30日

電源結構改革是電源開發布局亟待決策的關鍵問題

“十三五”應起步電源結構的改革，推動綠色、低碳、高效、安全之路，以徹底解決長期以來不合理的電源結構問題。

一、請各級領導了解和重視調峰首先是合理解決電源布局/結構改革的關鍵

30多年來我國電源發展快速現已居世界第一位，但在電源資源上，沒有依負荷需求構建合理布局與科學的峰荷、腰荷、基荷電源比例，除常規水電（20.7%）發展基本正常外，其它皆存在嚴重問題：過多煤電（63.8%）嚴重污染居世界首位、發展核電過慢過少（1.2%）、發展抽水蓄能（1.7%）和燃氣循環發電（3.5%）嚴重不足、發展風電（6.1%）和太陽能（1.2%）缺乏必要調峰設施配合而嚴重棄電。所以只有合理電源布局，合理調峰，才能既解決缺電，又真正實現節能減排、安全經濟的目標。

上世紀八十年代以來，主要靠小煤電/油電每日開停作為主力調峰能力達25%，加上大煤電20%調峰（100～80%運行）和水電調峰，使大煤電年利用小時達6000～6500小時。但后來接近一億千瓦的小煤電/油電逐步關停，長時以來沒有重視和補償因此而損失的調峰能力。結果多年來一直迫使20/30萬千瓦煤電機組深度（有時強迫每天開/停）調峰，更迫使超臨界和超超臨界60～100萬千瓦煤電機組非常規調峰，低谷時出力甚至壓到40%亞臨界運行，強迫使低碳機組高碳運行，極不合理的被迫超額調峰，使煤電年利用小時在2012/2013年跌落到5080/5012，2014年為4706小時，是1978年以來的最低水平。為了調峰估算要多裝機1.2億千瓦，至少相當多花1.2億千瓦x3700元/千瓦=4440億元投資，除要多浪費裝機投資外，還造成發電多耗煤、多排污、縮短煤電機組壽命和導致發電集團公司可能虧損。發展熱電也沒有執行“以熱定電”原則，不管熱負荷多少，規定煤電機組多為30～35萬千瓦級的，供熱時只調峰10%，更增大調峰矛盾。

發展風電也從不考慮客觀存在的調峰問題，夜間用電低谷時段往往是風電大發時段，特別是遠離負荷中心的大型風電基地，太陽能發電基地，為什么在規劃/批準時都不考慮影響其可行性的關鍵-調峰問題？結果造成嚴重棄電、嚴重浪費。我國風電裝機居世界首位，太陽能發電增長速度也占世界首位，就因為缺乏調峰能力，結果“棄風”“棄光”嚴重程度也占世界首位，其發電年利用小時遠低於世界水平。

南方電網公司比較重視調峰，廣東電網2013年底有可調峰的燃氣聯合循環機組1098.9萬千瓦和抽水蓄能電站2個合240萬千瓦、調峰能力共1578.9萬千瓦，占廣東負荷約14%。2014到2015年分別增裝442和128萬千瓦，調峰能力共2148.9萬千瓦，占廣東負荷約16.2%；廣東的做法值得借鑒。

祗有合理將目前抽水蓄能比例由1.76%提高到8～10%，燃氣機組比例由3.5%提高到10%，兩者調峰能力達總裝機的22～25%（新增投資4194～4720億元），煤電、核電皆應20%調峰，加上原有水電5%調峰再盡量加大。這樣全部調峰能力可達到總裝機容量36.7～40%；才能使全部煤電、核電、風電、光電等安全又經濟（不棄電）運行。希望各級領導了解和重視，并按上述辦法解決當前急需的調峰問題，而不應光等待、依靠目前宣傳尚未達實用的調峰儲能技術，例如鋰離子電池儲能已應用于電動汽車，如研究有系統調峰能力實用價值時，當然可以應用。

二、為節能減排，應大力減少煤電裝機比重并提高煤電發電效率

目前我國煤電比重64.4%，遠大於美國36%、歐洲27%和日本31%，大力降低煤電比重應是電源結構改革的關鍵，特別是應重視合理解決當前調峰問題，不要再依靠煤電違反科學過度降出力調峰，即可使煤電比重由64.4%降低到55%。

對現有煤電應實行減排改革，如浙能集團嘉興電廠三期7、8號機兩臺百萬千瓦機組按超低排放設施改革已於2014年6月投運；同時在建的六橫電廠（2臺100萬瓦）和臺州第二電廠（2臺100萬瓦）也正在按超低排放建設；其效果是排污降到燃氣發電排放水平，但需電廠投資增加255元/千瓦，發電成本增加0.015元/千瓦，即煤電每度成本為0.473元，仍低於燃氣發電水平。

大型循環流化床發電的超臨界60萬千瓦機組已在四川白馬成功應用，因它可燃用低質又低價的煤矸石、煤泥和洗中煤（1200～3500大卡/千克），免除浪費廢煤，而它的熱效率可低于濕冷機組303和空冷機組320克/千瓦時，它的單位投資皆接近燃煤大機組。現有煤電如有條件多發揮供熱，也提高熱效率。

三、加速發展核電

為了減少煤電比重，加速發展核電才最有成效；風、太陽、生物等發電利用小時低，不足以替代化石能源。2014年我國核電容量占1.4%，法國占近80%，韓國占30%，全球核電目前占15%左右，2030年將發展占25%左右。過去全球核電事故都因為采用早期技術，如日本福島已服役40年，可靠性低，加上罕見9級地震，所以老核電不安全。我國已投運是后二代技術，目前采用第三代AP1000機組成為我國發展的主流，該技術具備“非能動安全系統”，可以不依賴外部電源，而是依靠重力、溫差等自然力進行驅動，因此，不會出現日本福島類似的事故。

近年我國科學研究稱為第四代的〈高溫氣冷堆、也稱快堆〉，首座20萬千瓦核電示范工程散預計2017年11月在江西瑞金建成發電，60萬千瓦高溫氣冷堆核電站總體方案也已通過評審。它的發展優勢，一是資源高效利用，因為第三代熱中子核反應堆主要利用天然鈾中占0.7%的鈾235，而第四代快堆則利用天然鈾中占99.3%的鈾238，使天然鈾利用率提高60倍以上，所以快堆可實現燃料的增值，叫增值堆，使核能大規模用數百年。二是放射性廢物最小化，因壓水堆的乏燃料存在一些長壽命的次量錒系元素（MA），而快堆可以將其燒掉，使放射性廢物對環境影響縮100倍，一座快堆可以支持5～10座同功率壓水堆MA的嬗變。三是快堆安全性更高，包括喪失所有冷卻情況下，不采取任何人為和機器的干預，反應堆都能保持安全狀態；在任何情況下，高溫堆都不會發生堆蕊融化和大量放射性釋放事故。

內陸核電和沿海核電一樣安全，核電不應僅在沿海裝設，全世界運行的核電大部分在內陸，法國、美國內陸核電分別達到69%和61.5%，有些國家如瑞士、烏克蘭、比利時等的核電全部建在內陸。若核電項目僅規定在沿海，核電發展勢必受到制約。離各負荷中心有一定的安全距離，皆可裝設更多中、小型核電，包括地下核電（反應堆置地下或山體內），逐步作到各地區電源/負荷基本平衡；同時核電也應以本身20%容量參予調峰。

四、加大加快水電（包括抽水蓄能）清潔能源建設，既降煤電比重，又更多承擔調峰，我國已成為世界水電強國，2014年底水電裝機達3億千瓦，利用小時達3653。

水電是技術成熟、出力穩定又可調峰的可再生能源，應加大加快水電（包括抽水蓄能）清潔能源建設，既降煤電比重，又更多承擔調峰。我國很多具有調峰能力的老水電站，可按實際條件研究，擴大調峰能力，如劉家峽/龍羊峽水電是否可擴大一倍或增裝抽水蓄能。美國大古力水電原裝機200萬千瓦，改擴為888萬千瓦抽水蓄能；我國東北豐滿水電站由64萬千瓦擴改為100萬千瓦、東北白山下庫建2×15萬千瓦水泵抽水到白山水庫蓄能等，都提供快速增大調峰能力的經驗。

過去不理解抽水蓄能移峰填谷的重要性，祗規定電網公司負責投資建設管理，但急需抽水蓄能配合才能提高火電熱效/排污/安全的火電公司投資受限制。對熟悉抽水蓄能技術的水電公司本可結合水電資源、地理條件、科學優選，作到更經濟有效的充份發揮水資源的多發電又多調峰的作用也受限制。

因此，建議今后創造優惠條件、特別是研究確定加大高峰和低谷電價的差別，如目前廣東高峰（7～12點；19～22點）、平段（12～19點；22～23點）、低谷（23點～次日7點）的電價比例分別為150%、100%、50%。高峰和低谷電價的差別愈大，使抽水蓄能作到低價進（抽水）、高價出（發電），將鼓勵更多部們、包括商務企業也投資建設抽水蓄能，盡快加速解決當前的調峰問題。

五、隨著燃氣資源增加，各地多裝設燃氣輪機

作為配合核電、風電、太陽能發電的調峰機組，又配合避免煤電被迫低出力調峰造成低效、多排污問題，目前燃氣輪機比重占5.5%是太不足了。美、日、歐分別占27%、27.4、23.5%，廣東電網現有1408萬千瓦，可擴建6524萬千瓦，2020年增加到19.9%；希望我國第一步立即將燃氣輪機比重由5.5%增到10%，第二步按燃氣資源發展增到20%。我國燃氣輪機產業正進入自立國產化，燃氣資源又有所增加，特別是將來頁巖氣的開發潛力巨大，都為我國多裝燃氣輪機創造條件。而且它是分散式電源，靠近各負荷中心裝設，就近供電，熱效率達55～60%。而且盡量兼顧供熱，大大提高熱效率達80%。它不僅解決調峰，且可降低煤電裝機比重，減低排污。

六、可再生能源的發展也必須有調峰電源配合

2014年我國風電并網容量達8805萬千瓦，2015年3月達10107萬千瓦，居世界首位，占全國裝機的7.6%，主要集中在東北、華北和西北，約共占88%。但其年利用小時居世界末位，說明風電發展問題嚴重，2014年全國風電利用小時僅為1893，棄風嚴重；關鍵是在電源結構上缺調峰電源配合。歐洲西班牙、德國、丹麥風電并網裝機占全國裝機較高，而且其應用率也較高，因有相應調峰電源配合。國網公司提出風火打捆，要求配裝1.6～2倍于風電的大容量火電機組，以提高輸電通道效益，解決風電隨機性給電網的沖擊，結果迫使大容量火電機組深度調峰，完全違背了節能減排原則，既不科學又不可行。

2014年底光伏裝機2805萬千瓦，2015年一季達3312萬千瓦。太陽能發電有兩種技術：［太陽能熱發電］是將太陽能→熱能→機械能→電能；另一是「太陽能光伏發電」，使用半導體光電器件將光能→電能。對光伏發電有兩種布局：一是集中式的光伏電站，政府計劃在青海、甘粛、新疆、內蒙古、西藏、寧夏、陜西、云南以及華北、東北的部分適宜地區，并和水電、風電結合互補，計劃到2015/2020年建設一批1000/2000萬千瓦集中式并網光伏電站，對此應考慮同時裝設有相應的調峰設施作為批準的必要條件，否則就不可行。二是分布式光伏發電應優先開發分散/分布型，在城鎮住宅、工業、經濟、公共設施等建筑屋頂建設分布式光伏發電自用，也可供熱自用，計劃到2015/2020年建設共1000/2700萬千瓦分布式光伏發電，在建設地點排序上，要優先近負荷中心，也應配合相適應的調峰設施。

七、結語

電源結構改革是電源開發布局亟待決策的關鍵問題，首先應大力提高調峰電源比重，近年煤電機組為了100～40%出力深度調峰，估算要多裝機1.2億千瓦，至少相當多花1.2億千瓦x3700元/千瓦=4440億元投資，除要多浪費裝機投資外，還造成發電多耗煤、多排污、縮短煤電機組壽命；采用這個投資足夠裝設相適應的調峰設施，才是既安全又經濟的合理辦法。二是加快加大水電和核電建設，同樣可以降低煤電的比重，建設水電應選擇具備調峰能力。三是適度控制風電、太陽能發電的建設，必須具備相適應的調峰設施，才能解決嚴重的“棄風”和“棄光”問題。