输煤输电并举显著提升能源利用效率

电力18讯：    
　　我国上世纪60年代采取的“远输煤、近输电”能源运输方式，主要指通过铁路将煤炭运至北方港口，再经海运到南方，最节省能源。究其原因，当时煤炭价格和运输成本低，运煤不像现在这样紧张。相比之下，电网规模小，输电能力不足，不适于远距离输电。然而，近年来随着送受端煤价差不断增大，输煤成本提高了几十倍，输煤与输电经济性比较的结论已发生变化。同时，经过40多年的发展，尤其是特高压交直流输电的成功与发展，电网结构和输送能力大幅增强，输电的经济优势越来越突出，“远输煤、近输电”的观点已不符合实际。

　　落地电价比受端煤电标杆电价

　　低0.06―0.13元/千瓦时

　　输煤和输电总成本费用的构成差异很大。输电是一种“静止”的能源输送方式，投产后运行维护费用低，仅占输电总成本的约20%；输煤依靠大规模的物理搬运，是一种“运动”的能源输送方式，投产后运行维护费用高，占输煤总成本的约60%。因此，输煤和输电经济性的比较不能只比投资，还应该比最终的能源输送价格。

　　分析结果表明，在晋陕蒙宁地区通过特高压电网向我国中东部地区输电，到达受端电网的落地电价比受端煤电标杆电价低0.06―0.13元/千瓦时，而且，特高压输电的经济距离已覆盖从我国主要煤炭产区到中东部负荷中心的大部分地区。从工程实际情况看，据测算，锡盟―南京特高压交流输电到华东的落地电价低于华东煤电标杆电价约0.07元/千瓦时；哈密―河南±800千伏直流输电到河南的落地电价低于河南煤电标杆电价约0.05元/千瓦时。

　　中东部地区的电力供应

　　总成本可降低约560亿元

　　加快发展特高压输电，构建输煤输电并举的能源综合运输体系，可明显降低电力供应总成本。经测算，到2020年我国煤电跨区输送规模按2.5亿千瓦考虑，中东部地区的电力供应总成本可降低约560亿元。而且，特高压交直流输电相互依存、协调发展，联网效益明显，可有效减少弃水与弃风，综合经济优势明显。在新疆、内蒙古等能源基地进行煤、风、光等多种能源联合开发与特高压外送，输电到受端的落地电价也可低于受端煤电上网电价。

　　输煤方式链条长、环节多、费用名目繁多，中间环节费用比重大（约占东部地区煤炭到厂价的约50%），其中，除铁路运价由国家确定外，其它价格及费用均已市场化，价格波动频繁且幅度大。可以说，目前我国电煤企业亏损，在一定程度上就是由煤炭中间运输环节价格过高所造成的。

　　相比之下，输电价格相对稳定，发展特高压跨区输电能有效平抑中东部地区的电力供应价格波动，有利于地区经济社会的平稳运行。加大煤电一体化坑口煤电基地建设，可有效保障电厂电煤供应，减少运输环节对煤炭价格的影响，解决困扰发电企业的阶段性亏损严重问题。

　　输煤输电并举的能源利用效率

　　比单一输煤高0.2―0.3%

　　统计数据显示，铁路、海运等煤炭运输通道运煤发热量低，造成了巨大的运力浪费与运输能耗损失。从“三西”煤炭产区到中东部负荷中心地区，以4700大卡原煤为例，纯输煤方式经过送端集运站装卸和运输、输煤铁路干线运输或公路运输、中转港口装卸、海运、受端港口装卸、受端电厂煤炭运输等诸多环节至受端发电厂，据大秦线、秦皇岛港、海运、公路等实际调研数据测算，全环节输煤损耗共计5.45%。

　　同时，目前“三西”地区外送电煤的平均发热量约4700大卡/公斤，与输送6500大卡/公斤的洗精煤相比，“三西”地区年浪费煤炭运力约2亿吨，相当于外送煤炭中有1/4的“石头”和灰分，直接导致铁路电动机车多耗电25亿千瓦时、海运船舶多消耗燃油80万吨。

　　相比之下，如果铁路运输发热量较高的优质煤，原煤（包括褐煤）、洗中煤、煤矸石等低热值的劣质煤应就地发电外送，替代公路远途运煤，将有效降低能耗，输煤输电并举的能源输送损耗为4.22%。

　　此外，近年来，空冷机组的发电效率显著提高，煤耗较同规模的湿冷机组高约5%―8%，比前几年的空冷机组与湿冷机组煤耗差约15%显著降低。因此，对“三西”地区煤炭外运至中东部负荷中心，综合考虑发电和输送环节，输煤输电并举的能源利用效率较单一输煤的能源利用效率高0.2―0.3个百分点。