然而，眼下,节能减排却面临着严峻挑战：60万到100万千瓦级大容量、高参数的超临界、超超临界火电机组在用电低谷时，不得不压负荷到50%亚临界运行，低碳机组高碳运行，致使煤耗陡然升高；刚刚蓬勃兴起的风电、太阳能等新能源，由于缺少调节波动性的电源而不得不限制发电。种种节能减排措施的功效正在大打折扣，面对严峻挑战，一批电力界的老专家们坐不住了,发出了他们的声音。

 

　　缺少调峰电源，节能减排打折

 

　　原东北电网调度局副总工黄英矩、原东北电网副总工郭象容、原东北电网副总工蒋建民、原电力部生产司教授级高工蒙定中联合致信《中国能源报》称：“高碳机组低碳运行、风电限发等削弱节能减排效果的原因是，在我国的电源结构中，严重缺少调峰电源。这个矛盾甚至已经上升为我国电力领域的主要矛盾。”

 

　　何为调峰电源或者说峰荷电源？电源结构包括三个方面，即基荷、腰荷、峰荷。基荷电源一般连续运行，不应也不能每天开停机，如城镇热电、径流水电等；腰荷电源为20万千瓦及以上连续运行的火电机组，受技术限制日内不能开停调峰，出力可在机组安全经济范围内变化，调峰率为20%～25%，宜作辅助调峰；峰荷电源指根据用电量变化，随时开停的电源，如抽水蓄能、燃气发电甚至小火电等。

 

　　目前，我国用电峰谷差达到40%-50%，也就是说，应该至少有20%-30%的电源充当调峰电源，随时开停机，以快速响应用电量的变化。而我国调峰电源奇缺，以抽水蓄能为例，据统计，我国所占比例不足2%，发达国家非常重视抽水蓄能建设，其装机比重较高，其中奥地利16%，瑞士12%，意大利11%。日本经济高速发展时期，抽水蓄能建设规模始终按电源结构最优原则确定，1980年占总装机8.01%，1990年占9.03%，1999年占9.4%。且认为应始终保持10%-15%的最优比重，并由政策规定不必逐个将其上网电价待财务评价，而由九大电力公司统一还贷。

 

　　黄英矩说：“如果缺乏调峰电源，以节能减排著称的百万千瓦级的大火电机组在用电低谷时，发了电也用不了，而只能降到50%运行；风电等新能源发电的波动性大，目前用大火电机组调节，随风电出力变化而变化，势必降低运行效率，节能减排效果被抵消。”

 

　　蒙定中为《中国能源报》记者解释了我国目前这种窘状的原因：“一方面，政府主管部门和企业对于调峰电源的作用不够重视；另外，我国多年来执行‘上大压小’政策，关停了近亿千瓦的小火电，这些小火电原先很多是作为调峰电源存在的，现在没了，又没有相应补充建设，积累20年下来，致使目前严重缺乏调峰电源。”

 

　　抽水蓄能潜力巨大

 

　　据了解，适用于调峰的电源有抽水蓄能、小火电、燃气发电，我国由于实施‘上大压小’政策，小火电所剩无几，并且还将继续减少。燃气发电调节能力强、反应速度快，但我国燃气供不应求，价格较高。而抽水蓄能技术成熟、可用于建设的场址较多，且尚未充分开发，大有潜力。

 

　　原华中电网总工张育英表示：“上世纪80年代，我对华中几个水电站扩建抽水蓄能机组作过调查。其中，三峡大坝右岸高山上有个白龙潭，四面环山，对长江有个缺口，潭的直径有２-３公里，水头高达４５０公尺（三峡正常高水位海拔高175米，下库海拔60米）。另外，在武汉下游１００多公里白莲河水电站右岸的山上也找到一个抽水蓄能站址。我退休后，湖北已在那里建成了，以后由国网公司收管。一般水电站两侧都有高山，其中许多可扩建抽水蓄能电站。”他建议：建数百万千瓦抽水蓄能电站作武汉的调峰电源，或建一批抽水泵，数百万千瓦，抽下库水回流三峡大库，使水再循环发电，如三峡附近有风电，以风抽下库水回三峡大库，则更妙，遇枯水期，则作用更大。列入工程则需初可研开始。此方案对受端各大电网都适用。

 

　　不过，业内有人提出抽水蓄能是用4度电换3度电，不划算。对此，前国家能源局局长张国宝对本报记者表示：“4度换3度表面浪费了1度电，但调节峰谷差用的电和一般发电性质不同；况且，对风电来说，大多在用电低谷弃风时发的电，不发也是浪费。”

 

　　风、蓄配合是解决之道

 

　　目前，针对我国由于缺乏调峰电源影响节能减排效果的现状，几位专家提出了这样的解决方案：

 

　　首先，在我国东中部和沿海地区，优先大力发展风电，配套建设抽水蓄能，形成风抽水电为主的调峰电源，再选建一批燃气发电，可利用城市附近关停的10～20万千瓦机组的基础，投资少，见效快，加上常规水电调峰10%，使峰荷电源不少于总电源35%，达到大幅度降低煤电装机比重目的。

 

　　其次，风电开发以大中小结合为佳，一是各网省区分散开发，就近上网；二是规模百万、千万千瓦级开发，关键需解决风电并网和蓄能问题，将大风电尽量利用各水电线路送出，再在受端大城市附近建风抽蓄水电站（利用弃风），互相推动，互为补偿。