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聚焦 | 5177万千瓦新增水电,需要的不仅仅是一条特高压

日期:2018-03-15    来源:国际能源网  作者:姜戎

能源资讯中心

2018
03/15
09:14

关键词: 发电企业 电网企业 可再生能源 特高压

在最近的两会上,西南地区“弃水”问题的关注度依旧很高,国家电网董事长舒印彪、南方电网总经理曹志安等大佬纷纷就此问题发表了看法,舒印彪在某采访中表示:“可以说,一条特高压线路就解决四川的弃水问题,很简单。”

那么,事实果真如此吗?从数据上看,一条特高压是否真的能够解决四川省的弃水问题?特高压的建设是不是一个必选项?今天,国际能源网小编就用实实在在的数据进行探讨。

西南弃水的“死结”

中电联最新数据显示,2017年,我国水电电源工程完成投资额度达到618亿元,同比增长0.1%,成为2017年投资额度唯一上涨的电源种类。在火电、风电、核电投资大幅度下滑的环境下、水电已经成为2017年我国电源投资最重要的驱动力。

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“十二五”与“十三五” 水电发展规划比较

在此形势之下,西南地区的弃水问题却并没有得到有效缓解,根据国家能源局的统计,2017年全年弃水电量515亿千瓦时,其中四川省在来水量增长20.2%、水电装机增加510万千瓦、发电量增加193.62亿千瓦时的复杂形势,四川省调峰弃水电量为139.96亿千瓦时,较去年同期减少1.47亿千瓦时,同比下降1%。

但四川省的调峰弃水电量数据是有待商榷的。实际上,装机弃水包含调峰弃水,调峰弃水只是装机弃水中的一部分。举个例子:100万千瓦的发电机组,在流量和水位完全满足满发的情况下,因电力过剩等所有原因导致1天的平均负荷只有50万千瓦,而最高负荷为60万千瓦,则装机弃水损失电量1200万度,而调峰弃水仅为240万度。

Ez=(100-50)×24=1200万度

Et=(60-50)×24=240万度

若当天电站不参与调峰,平均负荷和最高负荷均为50万千瓦,电站的装机弃水仍是1200万千瓦,而调峰弃水损失电量为0万度。

由此可见,装机弃水损失电量更能反映弃水的实际情况。

按照以上统计方法,2017年四川电网公布四川统调电站调峰弃水损失电量为140亿度,同比下降1%,但背后的事实是,四川电网统调电站(地方电网和国网调度电站除外)的装机弃水损失电量就达到400亿度,同比增加14.3%,直接经济损失高达100亿元。若考虑地调电站,估计四川弃水电量在500亿度以上。

国网董事长舒印彪在两会上的采访中也侧面印证了这一说法,他表示:“今年有新的特高压项目正在审批中,一条是青海-河南特高压直流工程,准备今年开工,全送清洁能源;另一条是四川-江西特高压直流工程,送电能力为1000万千瓦,每年可送500亿度电,四川每年弃水达300多亿度,所以该项目要尽快审批下来。”

而另一弃水大省——云南的形势也同样不乐观,南方电网公司总经理曹志安在两会上表示,尽管2017年云电外送能力达到2620万千瓦,超出协议送电470万千瓦,但云南水电消纳仍十分困难,主要因为云南省内电力需求2015年、2016年连续两年负增长,2017年省内用电规模仍低于2014年水平,导致电力发电侧产能严重过剩,汛期存在1500万千瓦的电力盈余。

另一方面,根据《水电发展“十三五”规划》发展目标,2020年水电总装机容量达到3.8亿千瓦,其中常规水电3.4亿千瓦,抽水蓄能4000万千瓦,截止2020年,我国水电新增装机将达到0.8亿千瓦。而这0.8亿千瓦的新增水电装机中有5177万千瓦在四川、云南两省:

金沙江水电基地总规划装机容量为7209万千瓦,其中已建成装机3072万千瓦,在建装机为3417万千瓦;

雅砻江水电基地已建成装机总量为1470万千瓦,在建装机为1006万千瓦;

大渡河水电基地已建成水电装机为1725.7万千瓦,在建装机为398万千瓦;

澜沧江干流水电基地已建成投产水电装机容量达到了1905.5万千瓦,在建装机为356万千瓦。

因此,可以说整个十三五期间,西南地区都要面临着严峻的弃水形势。

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鉴于此,2017年10月底,国家发改委、国家能源局联合发布了《关于促进西南地区水电消纳的通知》,为有效解决西南地区弃水问题,《通知》提出要推进云贵、川陕的输电通道建设,国家电网、南方电网要尽快建成“十三五”规划的滇西北至广东±800千伏直流输电工程,开工四川水电外送江西特高压直流输电工程、乌东德电站送电广东广西输电工程,结合在建梯级建设投产时序,积极协调推进白鹤滩水电站和金沙江上游水电外送通道建设工作,争取“十三五”期间新增四川送电能力2000万千瓦以上、新增云南送电能力1300万千瓦以上,确保水电送出通道需求。

但即便如此,新增的3300万千瓦水电送出通道,依然无法满足2020年新增的5177万千瓦的新增装机。

特高压完美解决弃水难题?

“一条特高压线路就解决四川的弃水问题,很简单。”舒印彪在两会期间的采访中表示。但事实果真如此吗?

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就四川江西的特高压而言,江西省能源局统计显示,2017年江西省发用电快速增长,电力供需总体平衡局部时段形势较严峻。全年全社会用电量达到1293.98亿千瓦时,同比增长9.43%,全省全口径发电量1185.61亿千瓦时,同比增长9.24%,供需缺口108亿千瓦时。

江西省用电量增速位居全国第八,在去年底南方低气温时曾有拉闸限电情况,但总体而言缺口并不大。估计难以消化特高压跨区域送来的电,何况还要看价格是不是比当地电更有优势。

当然,西部地区水电上网电价普遍较低,如果价格合适,受电地区可以承受。不然,可能解决了送电地区的弃水,电网要承担成本甚至亏损,估计电网也没有积极性建设特高压输电。

而且西部水电丰富地区一向有利用当地较低水电价格,发展当地产业的想法。并不都想以低价水电,滋养受电地区的工业发展。水电不一定愿意外送,受电地区只想要更低价电,跨区送电的需求将日益减少。

即使能够修建外送通道将电力送出,消费地是否愿意接收又是另外一个问题。一个明显的趋势是,中东部地区接纳西南水电意愿有所减弱。近年来,随着经济环境和供需形势的变化,中东部地区出于增税收、促就业的压力,更倾向利用当地的火电而非接纳外来水电。国网四川省电力公司发展策划部副主任刘洋曾表示,四川的第四条特高压直流外送通道在2013年就已经提出,并被纳入“十三五”规划,拟从雅砻江中游送电至某中部省份,但这条线路遭到落点省份反对,导致项目迟迟无法推进。目前,雅砻江中游已有两个水电站开建,但外送通道和消纳市场尚未明确,存在严重脱节。

电网企业来看,盈利能力继续降低也势必影响其建设特高压的热情。2015年电改以来,降电价是实际的政策目标之一。按照目前政策趋势,未来电价依然会继续降低。政府工作报告提出2018年工商业电价降低10%,也将压缩送出地上网电价与受电地区销售电价间的价差。

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2017年,通过取消城市公用事业附加费、电网公司向铁路运输企业收取的电气化铁路还贷电价、工业企业结构调整专项资金、降低重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金等,推动电价下降。

2016年开始的电力竞价交易也在各省推广,跨区输配电价也在核定中,通过降低输配费用为降低电价挤出更多空间。

国家发改委曾总结,通过取消收费,电价结构更合理,用电成本降低,全年预计节约用电成本1000亿元。但按照之前各省电力交易的模式,电价降低更多由发电企业承担,惠及有交易资质的大用户,至今没有涉及到商业用户。

之前取消各项收费、重新核定输配电成本,并没有直接摊入电价同比例降低,去年在挤出的空间里提高了燃煤电价,提高了可再生能源电价附加。这些因素将进一步反映在销售电价中,进而影响电价差,价差越来越小,谁还愿意建特高压?

就算愿意建,发电企业和电网企业,谁有能力?发电企业已经大面积亏损,电网企业的营收增速也在放缓,估计说说容易,真要真金白银投入就难了。

因此,不久前西南电力设计院原副总工吴安平的一篇文章受到了广泛关注,谈及未来电网发展趋势也注意到这一问题,提出未来电网将走向分布式、扁平化。在此情况下,建议暂缓开发输送条件差的水电。

综上,我们可以得出一个结论,目前国家规划的特高压工程,就算全部按计划开工建设,也很难满足告诉增长的川、滇水电增长需求,更何况受电地区意愿、需求下降,特高压盈利水平降低等情况也都让西南水电送出更加难上加难。

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