我国电源开发布局研究

／中国电力企业联合会电源开发布局研究课题组／

“十三五”应推动电源结构的改革，推进绿色、低碳、高效、安全之路，以彻底解决长期以来不合理的电源结构问题。

一、调峰首先是合理解决电源布局/结构改革的关键

30多年来，我国电源行业快速发展，现已居世界第一位。但在电源资源上，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（20.7%）发展基本正常外，其它皆存在严重问题；过多煤电（63.8%）严重污染居世界首位、发展核电过慢过少（1.2%）、发展抽水蓄能（1.7%）和燃气循环发电（3.5%）严重不足、发展风电（6.1%）和太阳能（1.2%）缺乏必要调峰设施配合而严重弃电。所以只有合理电源布局，合理调峰，才能既解决缺电，又真正实现节能减排、安全经济的目标。

20世纪80年代以来，主要靠小煤电、油电每日开停作为主力调峰能力达25%，加上大煤电20%调峰和水电调峰, 使大煤电年利用小时达6000～6500小时。随后接近一亿千瓦的小煤电、油电逐步关停，长时以来没有重视和补偿因此而损失的调峰能力。多年来一直迫使20～30万千瓦煤电机组深度（有时强迫每天开／停）调峰，更迫使超临界和超超临界60～100万千瓦煤电机组非常规调峰，低谷时出力甚至压到40%亚临界运行，强迫使低碳机组高碳运行，极不合理地被迫超额调峰，使煤电年利用小时从2012的5080小时跌落到2013的5012小时，2014年为4706小时，是1978年以来的最低水平。为了调峰估算要多装机1.2亿千瓦，至少相当多花1.2亿千瓦×3700元/千瓦 = 4440亿元投资, 除要多浪费装机投资外，还造成发电多耗煤、多排污、缩短煤电机组寿命，导致发电集团公司可能亏损。发展热电也没有执行“以热定电”原则，无论热负荷多少，规定煤电机组多为30～35万千瓦级的，供热时只调峰10%，更增大了调峰矛盾。

发展风电也未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因素——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于世界水平。

南方电网公司比较重视调峰，广东电网2013年底，可调峰的燃气联合循环机组1098.9万千瓦和2个240万千瓦抽水蓄能电站，调峰能力共1578.9万千瓦，占广东负荷约14%。2014年和2015年分别增装442万千瓦和128万千瓦，调峰能力共2148.9万千瓦，占广东负荷约16.2%；该做法值得借鉴。

将目前抽水蓄能比例由1.76%提高到8%～10%,燃气机组比例由3.5%提高到10%，两者调峰能力达总装机的22%～25%（新增投资4194亿～4720亿元），煤电、核电皆应20%调峰，加上原有水电5%调峰再尽量加大。这样全部调峰能力可达到总装机容量36.7%～40%；才能使全部煤电、核电、风电、光电等安全又经济（不弃电）地运行。

二、应大力减少煤电装机比重并提高煤电发电效率

目前我国煤电比重64.4%，远大于美国36%、欧洲27%和日本31%，大力降低煤电比重应是电源结构改革的关键，特别是应重视合理解决当前调峰问题，不要再依靠煤电违反科学过度降出力调峰，可使煤电比重由64.4%降低到55%。

对现有煤电应实行减排改革，如浙能集团嘉兴电厂三期7、8号机2台百万千瓦机组按超低排放设施改革已于2014年6月投运；同时在建的六横电厂（2台100万瓦）和台州第二电厂（2台100万瓦）也正在按超低排放建设；其效果是排污降到燃气发电排放水平，但需电厂投资增加255元／千瓦，发电成本增加0.015元／千瓦，即煤电每度成本为0.473元，仍低于燃气发电水平。

大型循环流化床发电的超临界60万千瓦机组已在四川白马成功应用，因为它采用低质又低价的煤矸石、煤泥和洗中煤（1200～3500大卡／千克），免除浪费废煤，而它的热效率可低于湿冷机组303和空冷机组320克／千瓦时，它的单位投资皆接近燃煤大机组。现有煤电若有条件应多发挥供热，提高热效率。

三、加速发展核电

为了减少煤电比重，加速发展核电才最有成效。风、太阳、生物等发电利用小时低，不足以替代化石能源。2014年我国核电容量占1.4%，法国占近80%，韩国占30%，全球核电目前占15%左右， 2030年将占25%左右。过去全球核电事故都是因为采用早期技术，如日本福岛已服役40年，可靠性低，加上罕见9级地震，所以老式核电技术不安全。我国已投运核电机组是后二代技术，目前采用第三代AP1000机组成为我国核电发展的主流，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，不会出现类似日本福岛的事故。

近年我国科学研究称为第四代的（高温气冷堆、也称快堆），首座20万千瓦核电示范工程预计2017年11月在江西瑞金建成发电，60万千瓦高温气冷堆核电站总体方案也已通过评审。它的发展优势, 一是资源高效利用, 因为第三代热中子核反应堆主要利用天然铀中占0.7%的铀235, 而第四代快堆则利用天然铀中占99.3%的铀238, 使天然铀利用率提高60倍以上, 所以快堆可实现燃料的增值, 叫增值堆, 使核能大规模用数百年。二是放射性废物最小化, 因压水堆的乏燃料存在一些长寿命的次量锕系元素（MA），而快堆可以将其烧掉, 使放射性废物对环境影响缩减100倍, 一座快堆可以支持5～10座同功率压水堆MA的嬗变。三是快堆安全性更高，包括丧失所有冷却情况下，不采取任何人为和机器的干预，反应堆都能保持安全状态。

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、美国内陆核电分别达到69%和61.5%，如瑞士、乌克兰、比利时等国家的核电全部建在内陆。若核电项目仅规定在沿海装设，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），逐步做到各地区电源／负荷基本平衡；同时核电也应以本身20%容量参与调峰。

四、加大加快水电（包括抽水蓄能）清洁能源建设，既降煤电比重，又更多承担调峰

我国已成为世界水电强国，2014年底水电装机达3亿千瓦，利用小时数达3653。水电是技术成熟、出力稳定又可调峰的可再生能源，应加大加快水电（包括抽水蓄能）清洁能源建设，既降煤电比重，又更多承担调峰。我国很多具有调峰能力的老水电站，可按实际条件研究，扩大调峰能力，如刘家峡／龙羊峡水电是否可扩大一倍或增装抽水蓄能。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。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，就越能使抽水蓄能作到低价进（抽水）、高价出(发电)。

五、随着燃气资源增加，各地多装设燃气轮机

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, 目前燃气轮机比重占5.5%，稍显薄弱。美、日、欧分别占27%、27.4%、23.5%，广东电网现有1408万千瓦, 可扩建6524万千瓦, 2020年增加到19.9%；希望我国第一步将燃气轮机比重由5.5%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阶段，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%。而且尽量兼顾供热，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，减低排污。

六、可再生能源的发展必须有调峰电源配合

2014年我国风电并网容量达8805万千瓦，2015年3月达10107万千瓦，居世界首位，占全国装机的7.6%，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，2014年全国风电利用小时数仅为1893，弃风严重；关键是在电源结构上缺少调峰电源配合。欧洲西班牙、德国、丹麦等国风电并网装机占全国装机较高，而且其应用率也较高，因有相应调峰电源配合。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，结果迫使大容量火电机组深度调峰，完全违背了节能减排原则, 既不科学又不可行。

2014年底光伏装机2805万千瓦，2015年一季度达到3312万千瓦。太阳能发电有两种技术：太阳能热发电是将太阳能转换成热能进而转为机械能最终转换成电能；另一种是太阳能光伏发电是使用半导体光电器件将光能转换为电能。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、甘肃、新疆、内蒙古、西藏、宁夏、陕西、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, 在建设地点排序上，要优先靠近负荷中心，也应配合相适应的调峰设施。

七、结束语

电源结构改革是电源开发布局亟待决策的关键问题，首先应大力提高调峰电源比重，近年煤电机组为了深度调峰，估算要多装机1.2亿千瓦，至少相当于多花1.2亿千瓦× 3700元/千瓦 = 4440亿元投资, 除多浪费装机投资外，还造成发电多耗煤、多排污、缩短煤电机组寿命等问题；采用合理投资，装设充足得当的调峰设施才是既安全又经济的合理办法。二是加快加大水电和核电建设，同样可以降低煤电的比重，建设水电应选择具备调峰能力。三是适度控制风电、太阳能发电的建设，必须具备相适应的调峰设施，才能解决严重的“弃风”和“弃光”问题。