发展特高压输电是一个中期合理选择
稿件来源:本报讯
编者按:近日,经济学家、原国家发改委经济体制与管理研究所研究员高梁,针对我国建设特高压输电网过程中的有关争论发表了自己的看法。现将其主要观点刊登如下 (题目系编者所加),以供读者参考。
发展特高压输电 (交流1000kV及以上,直流输电±800kV及以上)等先进输电技术,已纳入 《国家“十二五”规划》。国家电网公司计划,到2020年形成覆盖华北、华中、华东地区的特高压输电网,直流连接东北、西北 (三纵三横一环);南网也将建设 “一交一直”特高压线路。 争论未休 目前,有关发展特高压输电的争论,集中在是否强化垄断;经济合理性;技术瓶颈与安全等问题。 关于建设特高压电网是否必要,要看我国经济发展与能源建设的总体形势。电力建设必须统筹规划、先行一步,避免 “电荒”。从2004年起,为适应经济高速增长,我国发电容量每年净增近1亿kW,现总量已近9亿kW。电力部门预计,2020年全国用电需求为7.7万亿度,装机容量17亿kW。地方企业积极建电站,电网建设必须跟上。 我国发电结构以煤电为主 (我国煤电占总发电容量的77%,世界平均为40%),这一局面在较长时期内不会改变。但我国76%的煤炭资源、绝大部分陆地风能光能资源在北部和西北,80%的水能资源在西南,而70%以上的能源需求集中在东部与中部,相隔2000~3000公里。 制约 “西电东送”的主要瓶颈是输电技术。目前我国输电网电压最高500kV,由于线路损耗的关系,其输电最大距离是1000公里,再远就必须运煤 (这是实行区域电网制的技术基础)。多年来 “西煤东送、北煤南送”,铁路公路不堪重负,且东部环境污染已近极限。 颇具优势 发展特高压输电,是着眼于未来电力发展的需要。特高压输电具有远距离、大容量、低线损的优势,有利于优化生产力布局。 1000kV交流输电的合理距离约2000公里,在此范围内建坑口电站、跨区输电,比在用电地区发电更经济。在煤田地区建能源综合中心,还有利于煤化电综合开发,充分利用低热值煤炭资源。 特高压输电容量大。理论上,一回路1000kV特高压输电线路的输电容量是500kV交流输电线路的4倍多,±800kV直流特高压的输电容量 (700万kW),是±500kV超高压直流线路输电能力的2.4倍。 线路损耗低。在输送功率相同的情况下,1000kV线损可比500kV线路降低75%。更何况要大力发展新能源,西部遥远无人区的风能和光能不可能靠铁路运输,只有纳入大电网才能发挥作用。西南的水电外送也是同样的道理。 至于特高压输电的经济性,据测算目前北方电煤价格 (按标准煤计算)为200元/吨,运到华东地区为1000多元/吨,每度电燃料成本约0.3元。晋陕蒙地区坑口电站每度电燃料成本约0.09元,走特高压到中东部的到网电价,仍比当地煤电上网价低0.06~0.13元/度 (《特高压破解电网瓶颈的钥匙》人民日报2011-03-03)。 再看投资费用,据我国有关方面研究,单位输送容量所需综合投资,1000kV交流输电方案是500kV交流输电方案的73%;±800kV直流输电方案是±500kV直流输电方案的72%(含减少输电线路节约土地),与美俄的研究结果相近。 此外,跨区联网还可获得因东西时差、南北季节差,以及水电、火电差异带来跨区错峰调峰、水火互济,节约备用发电容量和网络维护成本等效果。 是否垄断 批评的意见,首先是特高压输电加强了电网垄断、阻碍电力改革。这里必须明确两点:输电网具有自然垄断性质,电力价格是基础价格。电力网是一个具有严格运行标准、具有区域内惟一性的物理网 (即使把国网分成N块,在小区域内仍是惟一的),这是自然垄断的依据。 电力系统的 “发输配售”四环节是连续的平衡过程,任何时点须保持电压和频率的平稳,所以电网必须进行统一分层调度。由于输电环节的阻隔,电力供给和电力用户一般不可能直接谈判 (少数用电大户除外)。电力改革希望电网业务单一化、仅收 “过路费”,让电厂和用户直接竞价 (输配分开即为此目的),但实际上电网业务远比高速公路复杂。 “纵向分拆”引致的额外交易成本可能远大于所获收益。且售电价和水价一样关系千家万户,不可能完全取消 “计划煤”、搞 “随行就市”的煤电价联动。 但必须注意,改革 (很多人把改革仅理解为 “市场化”)本身不是最高目的,改革要为经济建设服务。评价某个项目、政策或体制安排,应把 “是否有利于生产力进步”作为最高标准。当技术进步到有利于在更大范围内统筹优化生产力布局,企业制度的安排也要适应这一进步。当然,对自然垄断行业的监管水平也要更提高一步。 审慎推进 但是,技术专家的批评意见不可不重视。 一是我国能源发展与布局的长远战略问题。西部地区尽管煤、油、气、风、光资源丰富,但极度缺水,即使发展风冷发电机组,大规模发电的耗水问题能否解决仍需考虑。另外,风能、光能在新能源中的地位无法和核能相比,核电可以靠近用电负荷区布点。但是,日本核电事故很可能导致世界核电业的新一轮停滞。我国能源战略与核能政策如何调整,尚不明朗。从这个角度看, “十二五”发展特高压输电网,是一个中期合理的选择。 二是技术成熟度与电网安全问题。我国已在特高压输电技术获得长足进步。2005年在西北高海拔地区建成750kV交流输变电示范工程,实现满负荷无障碍运行;三峡-常州±500kV直流输电工程建成运行;长治-荆门1000kV交流试验工程已运行两年 (设计功率280万kW,据报道实际功率为200万kW,相当于两个500kV回路容量),是世界上首次正式运营的百万伏输变电工程。这一切说明,我国已进入世界特高压输电技术先进行列。 俄、美、加、日等国均研究试验过特高压输电,但仅为运营测试。俄将已有特高压线路降压运行,显然遇到技术难关。特高压设备设计制造精准度与安全性要求苛刻,且尚无公认的标准。我国输电设备制造业与国外ABB、西门子等公司相比,在系统设计、系统集成、工程成套、为电力公司提供整体解决方案等方面的竞争能力还比较弱。其核心技术不易或不可能从外国取得,必须立足自主创新。 有技术专家认为,不应选择特高压交流输电、而应重视特高压直流输电,因为前者的线路投资是后者的1.5~2倍,交流输送距离也不如直流。但我国在特高压直流输电及变压设备方面的技术能力,显然逊于特高压交流输电。据报道,国网公司已对各方面关键技术进行了全面系统的研究并取得突破,这是可喜的事情。 技术瓶颈关系电网安全问题。全国百万伏交流联网的运行风险较大 (外国有多次大停电事故教训在前)。电网智能化改造,是否可化解特高压输电联网的技术风险,有待深化研究。我国的特高压设备若干关键部件还依靠进口,其中任何一个出问题,也可能危及电网运行安全。基于我国在特高压技术上已成为国际的探路者,技术路线既要勇于创新,更要审慎,一切要经过试验。似可先建设几条区域间特高压联络线,待总结经验、完善技术后再成网。(高梁)
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