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西北电网谋划大互联输出煤不如输出电

发布时间:2019-10-09 23:26:33 编辑:笔名

  西北电谋划“大互联”输出煤不如输出电

  “今年迎峰度夏,陕西省电厂因缺煤和计划外检修停机,影响供电2亿KWH,电直接经济损失约3000万元。”7月26日,西北电公司董事长陈峰呼吁尽快构建全国电力市场,打破电力供需小区域内就地平衡,在全国范围内实现资源的优化配置。

  西北电覆盖陕甘宁青新五省区,占中国国土面积三分之一,但电力装机容量仅5151万KW,区内用电负荷不到2600万KW,居六大电(华北、华中、华东、东北、西北、南方)之末。

  西北电正致力于750千伏骨干架的建设,希望以此推动西北主与新疆、西藏联,实现西北火电、水电和清洁能源的大规模外送——目标是10年内全装机亿KW,外送电量达到5000万KW。“十一五”末西北电电力外送870多万千瓦,到2020年,西北电外送能力将达到1亿千瓦左右。

  国家电公司原顾问刘本粹说,这一轮电煤紧张给西北能源开发提供了机遇,但西北电量基数很低,必须由国家出面,统筹规划,给予一定的外送空间。

  外省煤价高涨导致本省缺煤

  西北电有限公司是国家电公司的子公司,主要负责西北电的发展规划、调度管理、安全运行以及省际、间的电力交易。

  这一轮电煤紧张,对西北电的最大影响,是陕西电荒以及由此而来的大规模限电。

  陕西省内电力装机1200万千瓦,而用电负荷一般不到1000万千瓦,迎峰度夏应该是没有问题的。但谁也没有料到,因为电煤紧张和煤价高涨,省内火电机组一度竟然关停了280万千瓦。

  7月9日,陕西电力公司发出今夏第一份蓝色预警限电令,每天限电60万千瓦。当天,陕西电负荷突破历史最高纪录,达937万千瓦,而内电厂因电煤供应持续紧张,出力不足,最高负荷时发电出力缺额高达150万千瓦左右。

  7月14日,陕西电再次提高限电等级,每天限电从60万千瓦扩大为100万千瓦,限电负荷超过全省电力负荷10%以上。陕西电负荷受气温影响显着。近期由于当地气温急剧升高,陕西电力公司估计月内还会迎来新一轮用电高峰,最大负荷将达到1050万千瓦,届时电力缺口还将进一步扩大。

  为减少陕西限电量,保证电安全运行,截至7月28日西北电公司组织甘青宁三省(区)电向陕西送电1.2亿千瓦时,并签订备用容量交易合同,向陕西提供紧急备用容量,确保电煤供应紧缺情况下电力正常供应。

  “与高峰时候相比,这两天电力供需情况略有缓解,但电仍处于警戒状态。”陕西电力一内部人士向透露,目前陕西电统一调配的主力电厂存煤总量只有60万吨,平均够用5天,而国家规定电厂的存煤警戒线是7天。

  此前陕西省政府要求7月底电厂存煤达100万吨,保证10天以上用煤。

  作为一个盛产煤炭的能源大省,陕西何以屡屡陷入电荒困境?调查表明,这些因素包括煤炭生产与电高峰不同步(陕西用电高峰集中在冬夏两季)、关停小煤矿、省内外电煤差价拉大、煤矿和电厂利益不协调等多种原因。

  目前陕西电煤均价在250元左右,而一河之隔的山西已经涨到500多元,省内外电煤差价从年初的每吨50元进一步扩大,继而影响到当地煤矿对电厂供煤合同的履行。

  “陕西关停小煤矿,强调计划用煤,影响煤炭产量近四分之一,也加剧了电煤紧张态势。”陕西电力上述人士说,他们作为厂调度系统,现在密切关注电煤行情,呼吁煤电双方加强协调。

  国家电北京经济技术研究院首席专家白建华认为,国家层面能源管理中存在的一些问题,也人为加剧了电煤紧张。比如电力布局不合理、铁路运力不足、环境容量受限,以及电力规划中的就地平衡原则等等。

  中间环节加价抬高煤价

  白建华是国北京经济技术研究院能源所所长,该所用两年时间,刚刚完成了一个大型课题“能源基地建设与中长期电力规划深化研究”。

  该所前不久给国家发改委提交了40多份研究报告,其中部分内容此前已经纳入正在编制中的国家能源战略。

  他说,职能部门在审批电力项目时,仍然遵循区域平衡的传统思路,很少考虑宏观层面优化布局的问题,目前东部电厂集中而西部资源集中, “那儿发电就往那拉煤,结果造成煤炭的大批量运输,导致运力不足,并引发煤价上涨。”

  白认为,目前煤炭产运销环节中的请车保证率较低、中间环节大幅加价、低效率的汽车运输仍大量存在等问题,都是运力不足的体现,而目前煤炭市场的中间环节加价,已经远远超过国家明文规定的运输价格。

  “这种发展方式是不能持续的。”白主张从改变电力布局入手,输煤输电两条腿走路,以减轻大规模运煤的压力。

  而国家电确定的“一特四大”发展战略,就是建设特高压联合电,为全国范围的资源配置准备平台。联合电的构想是华北、华东、华中三个同步电实现特高压交流连接,再与西北、东北、南方三个异步电进行直流连接,以实现全范围内的大规模跨区送电。这样就可以输电输煤并举,优势互补。

  “100万伏特高压电将大大提高电力传输效率,四五千公里的远距离传送,线路损耗小于7%,每度电运费不到8分钱。”电相关专家说,有了这个资源配置平台,就可实现能源集约化发展,在资源富集地区发展大火电、大水电、大核电和大清洁能源等电力外送基地。

  西北电正在全力建设的750千伏电,年内可建成骨干架“8站10线”。该架线路全长2083公里,可覆盖陕甘青宁新五省(区),变电容量870万千伏安。以此为标志,西北电750千伏骨干架初步成形,将从一个区域内自给自足的小电,逐步向“外向型、送出型、规模型”坚强送端电发展。

  西北750千伏电已经被国家电定位为送端电,并作为“三华”电的重要组成部分。国家电公司原顾问刘本粹说,打造一个坚强的750千伏送端电,把西北建成全国可靠的能源后方基地,这是西北电力规划的核心。

  在此基础上,西北电如果再通过800千伏直流电与三华电连接,新疆地区的廉价火电就可以大规模开发了。“华东地区按当前电煤价格折算,发电的单位成本高达0..50元。而新疆吨煤价格在120元-150元之间,每度电成本仅7分钱,送到华东总成本不过0.20元,”相关专家指,这是三赢的格局,电厂、电和落地点三方均有利可图。

  全范围内寻求最佳配置

  西北是中国的能源接续地,区内2.76万亿吨的煤炭储量,加上丰富的水能、风能和太阳能资源,决定了其能源输出大区的战略地位。

  目前,西北各省区都在推动电源的规模化发展,包括陕北、宁东、哈密的大火电,黄河上游的大水电,以及酒泉、哈密等地的千万千瓦级大风电。

  西北电由区域小电变身为面向全国的送端电,把西北电力能源基地作为“三华”电的供电方,保证西北水、火、风电参与全国资源优化配置。

  与此相对照的是,西北电目前电力外送只有区区的36万千瓦,而且仅有陕西渭南-河南灵宝一条出口通道。按照规划,10年内外送电力5000万千瓦,这相当于1亿吨电煤的运输量。

  上世纪80年代初,西北电率先提出“西电东送”的主张,计划建设“四个一千万(千瓦)”,设想在2000年西北电力外送四个1000万千瓦。但20多年过去了,西北电外送电力仅36万千瓦。

  “西电东送,北线只到内蒙、山西,没有再向西延伸”,一位曾在西北工作多年的电力专家说,当初考虑的北线方案是从黄河上游、新疆向华北、山东送电,但因各种错综复杂的原因而未能兑现。教训是,西北电力开发必须由国家统筹规划,从宏观层面进行资源优化配置。

  而陈认为,实质是要改变电力规划就地平衡的指导思想,建立全国电力市场,在全范围内寻求资源的最佳配置。

  陈希望各地摒弃小区域平衡、省域平衡的传统观念,推动按行政区域划分的割据市场,向统一的全国市场转变。比如西北电从电规划、建设到电力调度,都要开放省级市场,形成西北区域电力市场,直至全国大市场服务。而目前的重点则集中于打通河南灵宝、宝鸡-德阳、银川-山东、格尔木-拉萨四条外送通道。届时全国将形成统一的互联大电。