煤电+“风光”，特高压多地消纳清洁能源
发布日期：2020/3/17
近日，国家能源局印发《关于陕西陕北煤电基地陕北至湖北输电通道电源建设规划有关事项的复函》（国能电力〔2020〕14号）（以下简称《复函》），同意陕北-湖北±800千伏特高压直流工程正式开工，并安排配套陕煤黄陵、延长富县、陕投清水川三期、榆能杨伙盘、大唐西王寨等5个煤电项目。
《复函》指出，该项目拟规划配套的796万千瓦煤电项目充分发挥调峰能力，为风、光等新能源外送提供必要支持，保障新能源消纳能力。
在梳理中发现，目前多条“风光火”捆绑送电的特高压示范项目相继并网，均不同程度配套了大容量煤电项目作为调峰电源。近两年，为了提高特高压利用效率，特高压配套煤电电源点相继移出缓建名单，并不断加大煤电输送比例。那么，煤电“搭配”多少“风光”，特高压才能尽可能多地消纳清洁能源，同时兼顾经济性和安全性？特高压配套电源应如何科学规划？
煤电提高通道利用率
陕北-湖北±800千伏特高压直流工程原计划2017年3月开建，2019年建成投运，但之后并未如期推进。2018年下半年，国家电网重启该项目，重新论证可研方案，该项目作为“满足陕北能源基地送出及湖北负荷需要”被列入当年《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》，并于2019年1月获国家发改委核准，拟2021年建成投运。
对于该特高压工程配套的近800万千瓦煤电所扮演的角色，能源专家叶春表示，在新能源发电并网的情况下， 煤电功能已从过去单一的电量型向兼顾电力型的双功能转变。
近年来，因电力产能过剩，近一半特高压电源点未获批，特高压也因利用效率低而备受争议。
公开信息显示， 我国首条大规模输送新能源的特高压工程酒湖特高压于2017年6月23日投产，设计送电能力800万千瓦，设计年送电量400亿度。由于配套电源未同步等原因，截至2018年4月底，投运10个月累计仅向湖南输电96.2亿度。
“近两年， 关于特高压配套电源点的风向和思路发生了一些变化。煤电比例越高，出力越稳定，特高压线路的利用率也就越高。火电挑大梁，风光适量加入，某些线路接入的煤电容量几近线路全部容量。”上述知情人士介绍。
配套煤电无固定比例
根据陕西省发改委2019年5月发布的《陕北-湖北特高压直流输电工程配套电源建设规划环境影响报告书》，按照核准备案新能源装机分布情况，新能源配套6GW。对此，华北电力大学经济与管理学院教授袁家海指出：“按常规7:3比例，规划中近800万千瓦的煤电对应的风光装机容量不是小数目，可能会面临输电通道没有出路的问题。”
对新能源装机的安排，《复函》明确指出，总结其他特高压通道运行经验，逐渐提高外送电量中新能源占比，相应需新增的风电、光伏等新能源发电项目建设方案另行研究安排。
那么在保障安全和经济的前提下，特高压送电端最多可打捆多少比例的新能源？
国家能源局2019年6月发布的《2018年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》显示，截至2018年，20条特高压线路的可再生能源占比为0%—100%不等，其中复奉、锦苏、宾金、楚穗和普乔5条直流线路的可再生能源占比超95%，且均为水电专线，其余线路可再生能源占比最高为48.7%。
“从某种程度上说，清洁能源发电与火电打捆外送，主要考虑不同电源的技术经济特性，根据电力需求、调峰能力和清洁能源、煤电的出力进行安排。 在技术有保障的情况下，尽可能保障新能源发电消纳，没有绝对的固定比例。”叶春表示，“未来输送电量在技术可行情况下，将以新能源发电为主，煤电为支撑。新能源发电装机容量及出力有限， 在相当长时间内煤电仍是外送电力电量的主要部分。”
尽力打造清洁能源基地
“风光火”能源基地捆绑特高压的送电模式是大势所趋，配套电源点到底该如何规划？
袁家海指出，在三北地区再建新能源基地，尤其是平价新能源基地，要朝综合能源基地转型。“ 风电和光伏一起打捆，比单纯送风电或光伏出力更平滑、更可控，搭配煤电、配合储能，与特高压线路配套，才能在一定程度上提高经济性，朝多送可再生能源的方向发展，否则单纯‘风电三峡’模式还是会遇到很高的送出壁垒和弃风弃光问题。”
配套煤电方面，袁家海认为，要统筹全国电力平衡和电力流优化， 重新审视已批煤电基地的功能和定位。“现在煤电基地主要集中在山西、陕西和内蒙古，这些区域的煤电基地能否续建增容，是值得系统研究的问题，必须要考虑黄河流域生态保护和汾渭平原空气治理等因素。”
针对需求侧，袁家海提示，随着浩吉铁路正式开通运营，湖北地区紧邻西南水电大基地，加之目前陕北-湖北±800千伏特高压直流工程，湖北乃至整个华中地区下一步要统筹考虑能源流优化问题。“很多研究认为， 下一个五年或十年电力增长重点区域在华中地区。就华中地区而言，应尽可能消纳西南的水电和清洁电源，送华中的陕北能源基地也应尽可能打造为综合性的清洁能源基地。”
来源：中国能源报
