3、优质调峰机组无用武之地且发展后劲严重不足
未来一段时期,我国电力系统的调峰任务将愈来愈重且渐趋复杂。一是用电结构的变化使尖峰负荷问题日益突出,需求侧峰谷差将逐步拉大。二是风电和光伏发电还将快速发展,其间歇性特点决定了无法提供大规模稳定电力,在储能技术成熟前,系统必须承担更加繁重的调峰责任。
在我国现有电源结构中,具有优良调峰性能的抽水蓄能、燃气电站以及龙头水电站等机组所占比重很小,仅为5%左右。同时,由于没有相应的调峰补偿或峰谷电价机制,这些数量很少的调峰机组也未发挥应有作用。电网出于利益考虑,没有优化调度这些调峰机组的积极性,使它们大都处于“半停工”或“晒太阳”状态(个别抽蓄电站一年仅发500多小时,大多数燃气电站每年发电都低于3000小时)。电力系统主要的调峰任务,实际上大多由煤电机组承担,这也是造成煤电利用小时低的主要原因之一。同时,过度参与调峰还造成了煤电机组负荷率低下,百万千瓦超超临界机组很多时候被迫压到一半以下的功率出力,实际上处于亚临界运行状态,使整个电力系统效率低下,环境成本大幅上升。
更大的隐患是,如果沿袭这种运行模式和电价机制,电力系统最需要的优质调峰机组将继续“稀缺”下去且缺口会越来越大,因为建设此类机组成本补偿和投资回报均没有保障,没有企业愿意投资。随着风电、光伏等不稳定电力的逐渐增加,电网只能将越来越重的调峰责任继续强加给煤电企业,使其新老机组均陷入低效运行的怪圈,形成电力系统低能效、高排放、高成本的恶性循环,最终给广大消费者和社会带来沉重负担。
4、电网形成“长途输送”的路径依赖,安全与经济性面临考验,也与智能化、分布式发展的方向背道而驰
“胡焕庸线”所揭示的我国资源和人文地理逆向分布的特征,决定了远距离大规模输电成为一定历史时期内我国能源布局的客观选择,但这一模式只在一定阶段和范围内有其合理性,一旦适用条件改变,就应重新审视其发展方向和趋势,而“十三五”可能正处于这一转变的关键节点上。
当前,我国电力消费已进入中低速增长阶段,经济发达的东部地区尤为明显,如上海去年用电负增长,今年上半年东部11个省份中有2个负增长,5个省份用电量增速低于1.5%。与此相对应,东部地区需要的“西电东送”等外来电增速也大幅降低,跨区输电的需求增长量及其紧迫性、必要性都在进入一个新的转折窗口。在这一背景下,国家为防治大气污染已规划的12条输电通道以及水电、风火打捆等专项输送通道已基本能满足“十三五”东中部省份电力增长需求。若在此基础上,进一步布局建设更多的特高压输电通道,会形成以下潜在风险:
1可能造成输电能力大幅闲置,运行维护成本高,安全隐患突出,巨额投资形不成应有的经济和社会效益。
2市场竞争力堪忧。一条特高压输电线路投资大都在几百亿元,输电成本很高,电送到东中部省份后,电价很可能高于当地火电标杆电价。目前已有不少东中部省份提出要按照市场原则(电价可承受,电力供应曲线可调节)合理接纳外来电。初步匡算,已规划的12条通道的输电量,“十三五”也不一定能完全被受电省份接受和消纳。