【深度好文】“十三五”电力规划与以往有何不同？

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。

3与未来电网发展方向和潮流不符。从国际上看，电网发展方向应是与新能源和分布式能源大规模发展相适应的微电网、智能电网、能源互联网等形态，以小微、智能、就地平衡消纳为主要特征。大规模的特高压输电很难与此发展模式接轨和协同，未来可能面临沉重的转型压力。

综合分析，如果超越实际需求大规模发展特高压跨区输电，将会加重电网对“长途输送”以及电力在全国甚至更大范围内平衡消纳的路径依赖。且不论特高压交流同步电网的安全性问题，单是其可能带来的供需脱节以及容量冗余、成本搁浅等问题，就应在“十三五”规划中审慎论证决策。从发展趋势看，未来全国新建的工业园区、新城镇、公共建筑、居民小区等大都会逐渐采用新能源、分布式能源(天然气热电冷三联供和太阳能、地热能等耦合集成)加微电网供能方式，拥有自己的智能“自供区”。在不远的将来，电力系统乃至整个能源系统的形态都将发生翻天覆地的变化，对跨区输电的依赖度会越来越低。因此，特高压输电需要在“十三五”这个关键节点上，作出前瞻性、战略性的理性抉择，合理确定发展定位、输送流向和规模，防止未来过犹不及。

更值得警惕的是，当前发展特高压输电，一个很重要的理由是为了输送西北部的风电和光伏发电，以满足东部清洁用电需求。而为了消纳这些综合成本很高的可再生能源电量，如果用风光火打捆方式不计代价远距离输送，实际上是舍本逐末，最终会被市场证明难以持续。大规模远距离输送风电和光伏发电，当超过合理的范围和成本时，其发展模式就有些像“往岩石山上运石头”，劳而无功。但当我们在实际工作中强调加快发展可再生能源时，却很容易忽视这个常识，这是做能源系统规划工作千万要引以为戒的。