姜绍俊：弃水、弃风、弃光都不足为奇，连煤电也“弃煤”了

电力18讯：    
　　因为煤电参加深度调峰造成的煤耗增加，一年要多烧938.25万吨标准煤，我们不妨称之为“弃煤”。随着水电、风电、光伏发电份额的增加，这种“弃煤”还会增加。

　　当下，电力工业总体处在需求增速下滑、供给增长较快、供需平衡有余、产能过剩显现的状态。水电弃水、风电弃风、光伏弃光就不奇怪，其实岂止是这三弃，连煤电也“弃煤”了，何出此言？解释如下。

　　在我国的电源结构中，近年来风电、光伏、水电发展较快，除了调节性能较好的大水电外，风电、光伏等电源的供给特性都不好，具有随机性、间歇性、利用小时数低、反调峰、无功供给性能低、短时提供短路电流能力弱等问题，都需要稳定的电源为其提供辅助服务，而这一角色非煤电莫属。

　　近几年，煤电承担深度调峰导致了负荷率的下降。2013年，煤电平均负荷率为79%，2014年煤电装机增加3555万千瓦，发电量却减少486亿千瓦时，平均负荷率降至77%。

　　众所周知，煤电煤耗是在额定工况下测定的，机组负荷率是影响煤耗的因素之一。据笔者查阅有关单位的实验数据，综合100万千瓦、60万千瓦超超临界、30万千瓦亚临界机组特性，每一个百分点的负荷率影响煤耗1.125克/千瓦时。因为煤电参加深度调峰造成的煤耗增加，一年要多烧938.25万吨标准煤，我们不妨称之为“弃煤”。随着水电、风电、光伏发电份额的增加，这种“弃煤”还会增加。

　　此外，为了输送西部清洁能源而配置火电的做法也值得商榷。

　　去年年初，哈密南-郑州±800千伏特高压直流工程投运，当时的想法是在哈密配置一部分火电，但配置的过程却涉及到水资源的落实，而之前不够充分的准备工作使这条线路建成之后达不到预设的输送容量。还有近期核准的酒泉到株洲、新疆到安徽、宁夏到浙江等特高压线路，这些项目能否达到可研目标的关键就在于火电项目的落实。例如，宁夏的煤矿难以保证本地使用，必须使用内蒙古的煤，来保证向山东的送电。

　　因此，输电线路和电源项目的核准涉及到不同的利益主体，统筹工作非常重要，寄希望于发电集团和电网企业自动协调是不现实的，而政府三定方案中也没有被赋予这样的职责。目前看来，发电集团主动做协调工作也许会好一些。

　　调峰压力推给电力系统并不明智

　　再回到弃水问题上来。弃水指水库已蓄满，来水量仍大于电站机组最大引用流量，这部分放弃的来水则为弃水。还有说法将原本应经过水轮机发电的水流，从泄水孔放走了成为弃水。

　　相比之下，中国工程院陈祖煜院士的见解比较客观，他认为弃水分为两种，一种是自然弃水，即在自然情况下，来水量太大，为了水电站的安全起见让水流走；另一种是非自然弃水，即让本可以用于发电的水流走。目前我国的弃水中，不少是属于自然弃水。四川、云南的弃水就有许多是因为雨量太大、过于集中，而水电站发电机组通常按照河流一般流量计算（即多年平均流量）。假如为了不弃水，发电机组的额定容量按河流最大流量来计算的话，水电站就要配置更多的机组，而当河流没有那么多的流量时，就会导致部分机组长时间空闲，造成投资浪费，所以，弃水是一个技术经济综合问题。

　　从1993-2013年的21年间，全国6000千瓦及以上水电机组年利用小时数在3019-3877小时间波动，平均值为3434小时，2005年以来机组利用小时数波动幅度较大，波动周期缩短，与来水情况有关，调峰压力陡增。我国受太平洋季风气候的影响，一年内雨量也不均衡，7、8、9三个月的汛期雨量占全年雨量的80%以上，水电站枯水季节的保证出力很低。

　　根据2003年的全国水力资源普查报告，据长江流域随机抽取的51座水电站的参数计算（其中选取长江上游水电站16座），总装机容量为12996万千瓦，各电站保证出力之和为3055万千瓦，电站最大容量与保证出力之比为4.25，等值利用小时数为4433小时，装机容量与保证出力之比明显偏大，汛期和枯期电力平衡难以协调。如果将三峡电站和葛洲坝电站排除在外，则最大装机容量与保证出力之比更大，年计算出的利用小时数更低，为保证枯期电力平衡，汛期弃水风险徒增。因此，我国水电开发极力增大装机规模，与保证出力背离甚远，把调峰压力推给电力系统，是不明智的。

　　值得注意的是，上述笔者计算出的长江51座电站在1993-2013年这21年间，我国水电实际发电利用小时数为3434小时，这与普查资料计算出的等值利用小时数4433小时相比，相差约1000小时，这也是弃水风险增加的因素之一。

　　一切“弃能源”都是系统问题

　　谈到弃水时，需要将调峰弃水单独一说。所谓调峰弃水，是指后半夜电力负荷进入低谷时段，电力需求较低（最小负荷率一般在0.5―0.6%之间），在各机组压低负荷后仍超出的供给能力，承担调峰任务的水电停发部分机组，将水弃用的部分属于合理弃水。

　　根据《中国能源报》的《今年汛期，再议弃水》一文，文中将水电行业提出的弃水建议大致归纳为以下九种思路：

　　一是扩大水电市场销售；

　　二是加快外送通道建设；

　　三是多发的水电对火电补偿；

　　四是规划要根据实际情况作出合理调整；

　　五是扩大东盟五国联网，以增加消纳范围；

　　六是长远规划要综合考虑各种能源定位，协调发展；

　　七是让调节性能差的机组退出；

　　八是建设龙头电站；

　　九是水电替代火电。

　　这九条思路都不能说不对，但是依笔者在部机关工作三十年的感受来看，这些思路实施起来不是太过原则，就是遇到利益格局的阻碍太多，大多行不通。

　　解决水电弃水，首先要界定弃水，对于自然弃水、不可抗力弃水、或因为水电站自身原因造成的弃水等置之不顾，并通过一些手段固化这些对弃水共识。

　　其次，应对弃水进行分类，针对每一种弃水，研究制定相应措施，用市场的办法、规则来解决弃水。例如调峰弃水，可以定向挂牌销售，价格面议或者降价销售，使供售双方各得其所，电网公司应支持此项交易促其实现。政府在这方面要放权，准许此类交易，政府职责是监管。

　　广而言之，一切弃掉能源的行为都是系统问题，水电弃水也不单纯是水电开发的问题，更不仅是外送电的问题。所以，只依靠水电专家是找不出药方的，期待电力系统专家和水电行业的专家共同来研究解决办法。