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山东积极推动陇电入鲁

作者:潘秋杏 来源:南方能源观察 发布时间:2020-10-09 浏览:
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一条把陇东能源基地电力送往山东的特高压最终能否落地仍是个未知数。

甘肃陇东地区煤炭、石油资源丰富,陇东能源基地主要是指六盘山以东,甘肃省平凉、庆阳两市的能源资源富集区,是国家五大综合能源基地之一——鄂尔多斯盆地能源基地的重要组成部分。

《能源发展“十三五”规划》提到,稳步推进甘肃陇东区域能源基地开发;结合电力市场需求,开展陇东电力外送通道项目前期论证。在能源“十四五”规划酝酿之际,陇东电力规模外送也被提上日程。按照国家电网3月发布的《国家电网2020年特高压及重点电网项目前期工作计划》,陇东—山东特高压直流工程待纳入国家电力规划后,开展可研设计一体化招标。

今年5月以来,甘肃省与山东省以及相关企业之间的交流颇为频繁。5月28日,甘肃省委常委、常务副省长宋亮带队赴山东省考察洽谈陇电入鲁前期推进工作。6月4日,国家电网有限公司董事长毛伟明在与山东省委书记刘家义、代省长李干杰(现为山东省省长)进行会谈时表示,进一步加大“外电入鲁”力度,推动陇东—山东特高压直流工程纳入规划。7月30日,甘肃省平凉市委常委、灵台县委书记刘凯赴山东能源集团有限公司就加快推进“陇电入鲁”项目有关事宜进行对接洽谈。9月10日,甘肃省平凉市市委书记郭承录赴国家电网公司就加快推进陇东电力外送通道建设进行汇报衔接。

2014年1月,《陇东能源基地开发规划》获得正式批复。按照当时的规划,陇东能源基地电力外送工程的落点在江苏徐州。六年过去了,来争取陇东电力的不是江苏,而是山东,同时,重庆也入局陇东电力争夺。产业西迁之下,远距离输送和就近消纳的电量如何分配?在特高压项目投资和审批比较严格的情况下,陇东电力远距离输送能否如愿以偿?这些都是摆在这条特高压面前的问题。

山东积极推动陇电入鲁

作为当前电力供需矛盾的代表地区之一,山东一直在积极推动“外电入鲁”。

早在2008年,山东已开始实施“外电入鲁”战略。那一年,受电煤短缺及煤炭质量下滑等因素影响,山东遭遇十年来最大电荒。2008年7月29日,山东最大电力缺口1022万千瓦,接近山东省电力需求的1/3。“十二五”期间,受电力行业产业政策调整影响,山东省电源建设步伐放缓,加上海阳核电一期工程投产延后、“外电入鲁”规划项目未能如期建设等,山东省电力供应出现缺口。2013年、2014年山东省最大缺口分别达到244万千瓦和360万千瓦。

在节能减排持续推进、能源需求持续增长下,山东省电源结构在短期内却难以改变,“外电入鲁”便成为该省用来解决经济发展受能源制约问题的重要方式。为加快“外电入鲁”,2013年,山东省委、省政府先后3次与国家电网公司协商会谈,并多次向国家层面呼吁加快特高压核准进度。2014年,特高压项目开始启动,山东成为这一轮全国特高压投建高潮中规划线路最多的省份。

数据显示,自2015年至2019,山东省迎峰度夏期间用电高峰时段均存在约500万千瓦左右的电力供应缺口。进入2020年,山东仍面临电力缺口。山东省能源局5月27日发布的《2020年全省电力迎峰度夏预案》称,2020年预计山东全省全社会用电量6280亿千瓦时,同比增长1%。预计迎峰度夏期间全省电网最高用电负荷9100万千瓦,最大供电能力约9000万千瓦,用电高峰时段存在100万千瓦左右供电缺口。

为弥补电力供应缺口,山东持续推进“外电入鲁”,争取“陇电入鲁”。2019年6月,甘肃省与山东省签署了甘鲁两省《联合推进“陇电入鲁”工程战略合作框架协议》。协议内容主要包括两省共同加快陇电入鲁工程建设、落地电价、配套电源建设、新能源输送比例等事项。

2019年底,山东省电力装机达1.47亿千瓦,位居全国首位。山东是全国唯一煤电装机过亿的省份,煤电装机比重高达75%,高于全国平均水平25个百分点。这意味着,山东减煤压力巨大。

该协议对于山东来说,能推动山东能源结构优化调整和强化电力供应保障,对于甘肃陇东地区而言,可以加快陇东能源基地的建设,助力革命老区脱贫致富。

据当时的报道,两省同意将“陇电入鲁”工程纳入各自国民经济和社会发展规划、能源发展规划等,并联合向国家发展改革委、国家能源局、国家电网公司做好汇报衔接,将该工程纳入国家能源、电力发展规划,力争“十四五”期间建成送电。

但摆在山东面前的是,特高压工程的建设速度受到敏感点多、手续繁琐等问题的制约。截至2019年底,山东有6条“外电入鲁”输电通道,受送端配套电源停缓建及华北电网调度安排等因素影响,实际送电能力远低于规划预期。

有山东省电力从业者感慨,山东省能源局在推进“陇东入鲁”事宜,“估计不容易”。

此前,陇东电力外送的落点计划是在江苏。据2015年有关报道,2014年1月,国家能源局正式批复《陇东能源基地开发规划》,按照规划,陇东能源基地电力外送工程将采用±800千伏特高压直流方式,规划落点在江苏徐州,输送容量1000万千瓦,线路全长1400千米,途经甘肃、陕西、河南、江苏4省。那个时候,国网甘肃省电力公司已经展开了陇东至江苏特高压直流输电工程的规划论证等前期工作。

2016年全国“两会”期间,时任甘肃省平凉市委书记陈伟在接受媒体采访时透露,2015年12月,甘肃省已与江苏省对接市场消纳和电网接纳有关情况,共同规划建设陇东到江苏的特高压直流工程。国家电网公司已将陇东特高压直流工程纳入国家电网公司“十三五”电网规划,工程已于2015年完成预可研,计划争取2016年获得核准、2018年建成投运。

当时,甘肃代表团递交了全团《关于将陇东特高压直流输电工程纳入国家“十三五”能源和电力发展规划的建议》。根据该建议,该省也已委托电规总院编制了《陇东大型煤电基地及电力外送规划报告》,规划报告认为陇东区位优势明显,具备建设大型煤电外送基地的条件,向江苏等华东地区送电在输送距离和落地电价方面有一定优势。

但此后,陇东至江苏特高压的进展鲜有报道。

重庆入局

重庆对陇东电力也颇有兴趣。

8月10日至11日,重庆市能源局总工程师杨世兴带领重庆能投商贸公司等能源企业负责人,围绕“陇煤入渝”“陇电入渝”及能源合作项目等对平凉市进行考察调研。

杨世兴调研时指出,平凉市是甘肃省最大的煤电产业基地,资源富集,煤炭、电力产量富余,而重庆市煤炭、电力消费需求缺口较大,希望两市能够建立长期稳定的合作关系,实施“陇煤入渝”“陇电入渝”工程,保障重庆市能源安全稳定供应。

重庆是当下对电力资源有迫切需求的地区之一。

重庆一次能源资源有限,“贫煤、少水、有气、无油”是其特点。重庆的电力以“自给为主,外来为辅”。截至2018年,重庆市电力装机2524万千瓦,其中水电753万千瓦、火电1689万千瓦、风电39万千瓦,外输入电力规模315万千瓦。2018年重庆市最大用电负荷2250万千瓦,用电量1114.5亿千瓦时,自发电量830亿千瓦时,市外调入电量344亿千瓦时(占全市用电量的四分之一)。

2019年10月,《重庆市发展和改革委员会关于市政协五届二次会议第0926号提案的复函》(渝发改函〔2019〕328号)指出,“十三五”以来,重庆用电需求保持了良性增长势头,2017、2018年用电量增速分别为7.3%、12.3%,超过“十三五”规划预期的6.5%,预计“十三五”后两年增速仍将超过6.5%。从长远看,2035年全市新增电力需求缺口预计约2500万千瓦。

该复函还指出,2020年以后,重庆市内基本没有可开发大中型电源,既有川渝输电通道已饱和,无法实现新增四川水电输入,当前重庆“自给为主,外来为辅”的电力保障格局将发生根本变化,要保障未来重庆电力供应安全,新增电力需求必须主要依靠外来输入。

陇东电力输送到山东,需要跨越三个省(陕西、山西、河南),重庆与甘肃只隔一个省(陕西或四川)。就距离上说,陇东电力输送到川渝地区有一定的优势。

对于陇东电力的外送问题,华北电力大学经济与管理学院教授袁家海指出,“西电东送不是不尊重就近送电的经济性,完全就近送电,剩下一点电往更远的地方送,经济性也没有办法得到保障,这两者(西电东送和就近送电)之间要有一个平衡关系。”

“需让些空间给可再生能源”

无论陇东电力送到哪里,对于陇东能源基地来说,需要考虑可再生能源的配比。

陇东能源基地建设范围包括华亭、平东、庆东、环县四大煤田,平凉、庆阳油气开发区,以及依托该地区能源资源建设的平凉煤电化冶产业聚集区、长庆桥煤电化产业聚集区、西峰石油化工产业聚集区、环县煤电新能源产业聚集区。陇东能源基地曾构想成为国家大型煤电基地。

8月27日,国家发改委和国家能源局发布了《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见(征求意见稿)》。“风光水火储一体化”侧重于电源基地开发,结合当地资源条件和能源特点,因地制宜采取风能、太阳能、水能、煤炭等多能源品种发电互相补充,并适度增加一定比例储能。对于增量基地输电通道,这份征求意见稿要求配套新能源年输送电量比例不低于40%。

对于陇东这个煤电基地来说,外送电量中需要根据新的比例要求配套建设新能源。据人民网2019年的报道,陇东—山东特高压直流工程将从庆阳起始,途经陕西、山西、河南,最终到达山东,输送距离长达1000余公里。工程将对陇东煤电、风电、光伏新能源打捆外送山东,规划输电容量达800万千瓦。

“新的特高压线路,我想以后都会按照‘两个一体化’(即‘风光水火储一体化’和‘源网荷储一体化’)的要求,在输送端按照‘风光水火储一体化’(的要求),而且要尽可能减少其中煤电的配比,多让出一些空间给可再生能源。”袁家海说。

前述征求意见稿指出,对于存量煤电发展为“一体化”项目,鼓励存量煤电机组通过灵活性改造提升调节能力,明确就近打捆新能源电力的“一体化”实施方案;对于增量基地化开发外送“一体化”项目,以大型煤炭(或煤电) 基地为基础,优先汇集近区新能源电力,优化配套储能规模,科学论证并严控煤电规模,明确风光火储一体化实施方案;对于增量就地开发消纳“一体化”项目,优先利用近区新能源电力,充分发挥配套煤电和储能设施调节能力,明确风光水火储一体化实施方案。

对于配套储能设施,有业内人士感慨,“电化学储能调节的成本目前还是太高了”。

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