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未来3年电力供需将呈结构性趋紧态势

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近日,电力规划设计总院发布《中国电力发展报告2018》,报告预测2019年至2021年,全国电力供需形势将全面趋紧。仅考虑目前已明确可投产的电源,在跨省区电力流安排能够落实的前提下,河北、江苏、浙江、安徽、湖北、江西、广东、广西、河南、海南未来3年电力供需持续偏紧或紧张。辽宁、山东、上海、福建、四川、甘肃、云南、贵州未来3年电力供需由宽松或基本平衡转为偏紧或紧张。

电力规划设计总院副院长杜忠明表示,鉴于京津冀鲁、苏浙沪、华中东四省(湖北、河南、湖南、江西)3个主要地区出现较为明显的电力供需紧张问题,当前应尽快发挥已建成的跨省区输电通道作用。为保障电力供应,2019年全国需要投产煤电4000万千瓦左右,同时还需要一定规模的应急调峰储备电源。

由于我国能源和电力负荷分配不均,一直以来,“西电东送”成为维持电力供需平衡的重要手段。目前,我国“西电东送”规模已达到2.4亿千瓦,形成了北、中、南3个通道的电力流向格局,其中北通道7389万千瓦,中通道1.2亿千瓦,南通道4772万千瓦。考虑目前已核准的跨省区输电通道后,预计2021年西电东送规模将达到2.7亿千瓦。

经过20多年的发展,“西电东送”输电通道较好发挥了资源配置平台作用,为经济社会协调发展提供了强劲支撑。但从近年来的利用来看,部分新投产跨省跨区输电通道送电规模未达预期,利用率有待提高。

部分电力外送基地还存在持续性不足的问题。报告指出,西南优质水电资源已基本开发殆尽,后续水电开发难度不断加大。预计四川、云南在2025年左右电力外送能力达到峰值,2030年后电力外送能力将出现下降。西南地区水电外送的可持续性问题较为突出。此外,贵州、安徽等传统电力外送基地自身煤炭资源开发程度较高,近年来电煤供应逐步趋紧,没有进一步扩大外送的潜力。受多方面因素影响,自身电源发展潜力有限,未来将逐渐出现季节性缺口,外送能力不足,外送可持续性问题值得关注,需超前谋划电力接续问题。

与此同时,部分输电通道的市场化体制机制尚不完善。报告称,目前,一部分早期投产的如三峡外送、溪洛渡外送、向家坝外送等跨省跨区输电通道采取了国家计划送受电模式,一部分如云电送粤、黔电送粤等输电通道采取了签订中长期协议的模式,另有一部分输电通道参与了年度临时交易,部分电量进入了市场化交易。总体来看,当前的跨省跨区输电通道交易模式较为混杂,不利于统一管理。一方面,国家能源结构调整战略意图无法保证;另一方面,输电通道运行经济性无法得到保障,也不利于送受两端安排电源规划布局,跨省跨区输电通道市场化体制机制亟待完善。

为更好保障电力供需,杜忠明认为,一方面,北方的内蒙古、陕北、陇东、新疆等综合能源基地,在满足本地用电的基础上,仍具备增加外送的能力;另一方面,随着我国电能占终端能源消费比重的大幅提升,东部地区电力需求仍将保持增长。但受能源消费总量及环保制约,东部地区电源发展空间有限。在此背景下,东部地区中长期的电力供应保障将更加依赖区外来电,“西电东送”发展的内生动力依然强劲,跨省跨区电力资源配置规模仍需进一步扩大。

当前,华中东四省水电资源开发殆尽,同时电力需求快速增长,已由电力送出地区转变为接受电力地区。贵州、安徽、四川、云南等传统外送基地,随着自身用电负荷的增长及能源资源开发完毕,将依靠北方以及西南的区外来电接续。未来东部的山东、江苏、浙江、广东等省份仍将是受入外来电的主要地区。杜忠明表示,随着西南水电资源开发殆尽,其传统的辐射供能区域需寻找新的供能方向。未来跨省跨区输电通道布局除了要稳定“西电东送”外,还需增加“北电南送”,以适应我国电力新格局。(经济日报记者 王轶辰)

责任编辑:王炬鹏)

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