主题：工程计划2018年6月建成。

渝鄂直流背靠背联网工程获得国家发改委核准
2017/1/8
2016年12月26日，国家发展和改革委员会正式印发《国家发展改革委关于渝鄂直流背靠背联网工程项目核准的批复》（发改能源〔2016〕2754号），核准建设渝鄂直流背靠背联网工程。
渝鄂直流背靠背联网工程在渝鄂断面现有九盘—龙泉、张家坝—恩施500千伏输电通道上，新建2座柔性直流背靠背换流站，每座换流站建设2×125万千瓦直流单元；动态投资65亿元。工程建成后，将成为世界上电压等级最高、规模最大的柔性直流背靠背工程。
建设渝鄂直流背靠背联网工程，实现西南电网和华中电网异步互联，可以优化网架结构，有效化解电网安全稳定风险，提高电网运行的灵活性，为后续四川水电外送创造条件。工程投运后，渝鄂断面正、反向送电能力均提高至500万千瓦，西南电网与华中电网间互济能力得到加强，丰水期可扩大四川水电的外送规模，有效缓解四川弃水压力；枯水期通过直流背靠背反送，可保证重庆接受三峡电力。
该工程采用柔性直流输电技术，在减少占地、降低工程量等方面具有显著优势，有助于带动我国柔性直流输电领域的科技进步，推动电工装备产业升级，对于转变电网发展方式及全球能源互联网发展具有重要的创新和示范意义。

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直流背靠背联网工程
发布日期：2015-11-11
所属行业： 电力工业 进展阶段： 可行性研究 所属地区： 湖北

项目名称：渝鄂直流背靠背联网工程
项目概况：鄂直流背靠背联网工程建设内容包括：
（1）北通道换流站（龙泉站站址）新建工程
北通道换流站（龙泉站站址）位于湖北省宜昌市夷陵区龙泉镇香烟寺村龙泉换流站西南侧。本期建设2个1250MW柔性直流背靠背换流单元，本期背靠背总规模为2500MW。
（2）南通道换流站（杉树园站址）新建工程
南通道换流站（杉树园站址）位于恩施州咸丰县高乐山镇杉树园村。本期建设2个1250MW柔性直流背靠背换流单元，本期背靠背总规模为2500MW。
（3）配套交流500kV线路工程
①将500kV将九盘～龙泉Ⅰ、Ⅱ回线路π进拟建的北通道换流站（龙泉站站址），新建单回线路4.2km。
②将500kV将张家坝～恩施Ⅰ、Ⅱ回线路π进拟建的南通道换流站（杉树园站址），新建同塔双回线路10.2km。
建设单位：国家电网公司

电力发展“十三五”规划(2016-2020 年)发布（全文）
国家发改委周宇4402016-12-23分享

文章摘要：近日国家发改委在其官方网站完整发布了《电力发展“十三五”规划(2016-2020 年)》发布稿内容，本网特整理该内容如下：



　　（九）优化电网结构，提高系统安全水平

　　坚持分层分区、结构清晰、安全可控、经济高效原则， 按照《电力系统安全稳定导则》的要求，充分论证全国同步电网格局，进一步调整完善区域电网主网架，提升各电压等级电网的协调性，探索大电网之间的柔性互联，加强区域内 省间电网互济能力，提高电网运行效率，确保电力系统安全稳定运行和电力可靠供应。

　　东北地区：“十三五”期间，西电东送、北电南送的格局随着外送通道建设改变。重点加快扎鲁特至山东青州特高压直流输电工程建设，2018年形成1000万千瓦电力外送能 力；适时启动赤峰（元宝山）至冀北输电通道建设；加强东北主网至高岭背靠背500千伏电网，确保300万千瓦的输电能力；加强蒙东与辽宁、吉林省间断面建设。2020 年东北地 区初步形成1700万千瓦外送能力，力争实现电力供需基本 平衡。

　　依托扎鲁特外送通道及其配套工程，进一步优化三省一 区内部电网结构，主要是蒙东电网围绕扎鲁特换流站建设， 逐步形成覆盖呼伦贝尔、兴安、通辽和赤峰500千伏网架； 黑龙江电网重点加强省内东西部网络联系，建设向扎鲁特电力汇集输电工程；吉林电网重点完善中部网架，配套建设水 电站、抽水蓄能电站送出工程；辽宁电网结合负荷增长需要 加强内部网架。

　　华北地区：“十三五”期间，西电东送格局基本不变， 京津冀鲁接受外来电力超过8000万千瓦。依托在建大气污染防治行动计划交流特高压输电工程，规划建设蒙西至晋中，胜利至锡盟，潍坊经临沂、枣庄至石家庄交流特高压输电工 程，初步形成两横两纵的1000千伏交流特高压网架。建设张北至北京柔性直流工程，增加张北地区风光电外送能力。研究实施蒙西电网与华北主网异步联网及北京西至石家庄交流特高压联络线工程。

　　　结合交流特高压输变电及其配套工程，进一步优化华北地区各省（区、市）电网结构。主要是按照京津冀协同发展战略部署，京津冀地区加强500千伏电网建设和配电网升级改造，实现首都接受外来电能力2200万千瓦以上，满足“电 能替代”工程用电需求，确保首都供电安全；山东电网结合特高压交流和直流落点，优化500千伏网架，提高受电能力；山西电网重点满足规划内电源接入和送出，优化与京津冀电 网互联结构；蒙西电网结合外送和本地负荷发展，加强锡盟与蒙西之间的联络，形成完整、坚强的蒙西电网。

　　西北地区：“十三五”期间，重点加大电力外送和可再 生能源消纳能力。加快准东、宁东、酒泉和陕北特高压直流 外送通道建设；根据市场需求，积极推进新疆第三回、陇彬、青海外送通道研究论证。

　　继续完善750千伏主网架，增加电力互济能力。主要是 陕西电网建设陕北至关中第二通道，形成陕北“目”字形网架，提高陕北向关中送电能力，为陕北特高压直流外送创造条件；甘肃电网启动河西地区主网加强方案，提高向兰白地区输电能力；青海电网结合新能源建设，适当补强原有网架； 宁夏电网形成750千伏双环网，优化调整330/220千伏电网， 满足上海庙直流接入；新疆电网进一步向南疆延伸，形成750千伏多环网结构，适时启动南疆与格尔木联网工程。

　　华东地区：“十三五”期间，长三角地区新增外来电力3800万千瓦。建成淮南经南京至上海 1000千伏特高压交流 输电工程，初步形成受端交流特高压网架；建设苏州特高压站至新余、江苏东洲至崇明 500千伏输变电工程，实现上海与苏州电网互联；研究实施适用技术，保证多回大容量直流安全稳定受入；开工建设闽粤联网工程。

　　结合交直流特高压输变电及其配套工程，进一步优化华东地区各省（市）电网结构。主要是上海电网结合外来电及城市发展，利用已有走廊及站址，做好电网改扩建，同时有 效控制短路电流；江苏电网、浙江电网、安徽电网着重完善500 千伏网架，提高负荷密集地区电网安全稳定运行水平并合理控制短路电流；福建电网加强山区500千伏网架，同时 论证推进福建北部向南部新增输电通道。

　　[B]华中地区：“十三五”期间，实现电力外送到电力受入 转变，湖南、湖北、江西新增接受外电达到 1600万千瓦。 实施渝鄂直流背靠背工程，实现与川渝藏电网异步联网，提 高四川水电外送能力及系统安全稳定水平；推进省间电网加强工程，满足外来电增加需要；针对华北、华中联网安全运行薄弱环节，研究采取必要的安全措施；[U]积极研究论证三峡电力留存及外送方案优化调整[/U]。[/B]

　[B]　湖北电网围绕陕北（神府、延安）直流、渝鄂背靠背工程，做好相关配套工程论证及建设，进一步优化500千伏网 架，控制关键节点短路电流水平；河南电网做好500千伏网 架优化，适时加强豫南电网；湖南电网研究论证酒湖直流电 力消纳，做好配套工程建设，论证黔东电厂改接贵州可行性；江西电网重点优化并加强赣东、赣南电网。[/B]

　　[B]“十三五”期间，川渝藏形成相对独立的同步电网，建 成川渝第三条500千伏输电通道，提高川渝间电网互济能力。四川电网结合第四回特高压直流外送工程加强水电汇集通道建设，同时完善西部水电基地至负荷中心500千伏输电通道。结合金沙江上游开发，积极推进金上水电外送工程论证 和前期工作。研究论证川西电网目标网架，确保涉藏水电开发和消纳。重庆电网进一步加强受端电网建设，满足外来电 力增加需要。西藏电网结合电气化铁路规划建设，重点建设藏中电网与昌都联网、拉萨至灵芝铁路供电工程，同时在立足优先保障自身电力供应的前提下，综合技术、经济、国防 等多方面因素，推进建设阿里电网与藏区主网互联工程，实现主网覆盖西藏各地区。[/B]

　　南方地区：“十三五”期间，稳步推进“西电东送”，形 成“八交十一直”输电通道，送电规模达到4850万千瓦；进一步加强和优化主网结构，实现云南电网与主网异步联网，建成海南联网II回工程，适时启动广东电网直流背靠背工程，形成以送、受端电网为主体，规模适中、结构清晰、定位明确的2~3个同步电网，提高电网安全稳定水平；提高向 香港、澳门地区供电能力。

　[B]　广东电网重点解决多直流连锁故障及短路电流超标问题，推动电网实现东西分区运行；广西电网重点结合云电送 桂逐步实现由通道型电网向受端电网转变；云南电网重点加强滇西北、滇西南、滇东北送电通道建设，同时结合乌东德 电站接入进一步优化滇中电网结构，增强云南电网运行的灵活性；贵州电网重点加强黔西南、黔西送电通道建设，优化 贵阳负荷中心电网结构并进一步增强黔东电网与主网的联 络；[/B]海南电网重点结合昌江核电及联网II回的建设，进一步优化现有220千伏电网结构，提高电网抗灾能力。


该贴内容于 [2017-01-27 22:55:15] 最后编辑

水电外送要出现大变局了。

华中电网有限公司是国家电网公司所属五大区域电网公司之一，公司以投资、建设、运营电网为核心业务，以服务华中五省一市国民经济建设和人民生活为根本宗旨。公司经营管理的华中电网位于中国中西部地区，供电范围包括湖北、河南、湖南、江西、四川省和重庆市，土地面积129.8万平方公里，人口3.89亿,华中电网是中国目前供电人口最多的区域电网。

独家|关于做好华中电力“十三五”规划的几点思考
能源研究俱乐部2016-08-24 17:51:08
声明：本文由入驻搜狐公众平台的作者撰写
华中能源监管局 余保东

　　华中电网地理位置非常特殊，作用十分重要。它是三峡电站的送出通道和全国联网的枢纽，直接关系到全国电网的安全稳定运行。所以，做好华中电力的“十三五”规划非常有意义。这既是保障华中区域经济社会发展用电的需要，也是电力行业实现清洁发展、绿色发展和节能减排的需要，更是电网安全发展的内在要求。本文结合监管工作实际谈几点浅薄的认识，仅供参考。
　　做好华中电力“十三五”规划要注重几个导向
　　1.政策导向
　　2014年11月，国务院公布了《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》，明确提出，从现在到2020年是我国全面建成小康社会的关键时期，是能源发展转型的重要战略机遇期，为贯彻落实党的十八大精神，推动能源生产和消费革命，打造中国能源升级版，必须加强全局谋划，明确今后一段时间我国能源发展的总体方略和行动计划，推动能源创新发展、安全发展、科学发展。
　　行动计划提出要坚持“节约、清洁、安全”的战略方针，加快构建清洁、高效、安全、可持续的现代能源体系。重点实施四大战略：节约优先战略、立足国内战略、绿色低碳战略和创新驱动战略。行动计划是指导我们制定“十三五”电力发展规划的纲领性文件，我们必须以此为导向，在规划中予以全面贯彻落实。
　　2.需求导向
　　自2012年以来，华中电网用电需求增速开始放缓。2001～2011年10年间，华中区域用电量年均增速为12%，而近三年年均用电增速只有4.4%。随着经济步入新常态，用电需求增速可能将长期保持在相对较低的水平。另外由于经济发展转方式和调结构，产业结构进一步优化，工业特别是高耗能等重工业用电量将不断减少，全社会用电量增速也因此明显下滑。按照现在的产业结构、经济结构，根据历史经验和专家推断，电力弹性系数约为0.8左右，按照这个标准和现在GDP增速水平计算，华中区域全社会用电量增速可能处在6%以下。从2014年华中电网全社会实际用电量增速来说，却只有2.5%，大大低于前几年的用电增速。负荷预测是电力规划的基础，关系到规划结果的科学性、合理性和规划最终能否落实，“十三五”电力规划必须立足于经济新常态和社会用电量增速减缓的实际情况，合理确定未来五年电力电量增长速度的高、低方案，以这个为导向进行电力电量供需平衡，确定电源的建设容量，否则将会导致投资浪费和电力产能严重过剩。
　　3.问题导向
　　电力规划的目的之一就是要建设坚强的电网，既要着眼于未来负荷的需求搞好电网的建设发展，也要加快解决现有电网存在的老问题，对电网进行“补强”，消除安全隐患和系统风险。目前华中电网存在的问题不少，比如水电弃水、季节性时段性高峰电力紧张、火电利用小时数低、局部电网窝电、短路电流超标等，绝大部分都是由于规划不合理或规划没有落实而导致的问题，这些都应该是电力规划首先需要予以考虑和解决的。目前，华中区域开展了电网风险分析和脆弱性评估工作，分析和评估的结果以及年度运行方式中所指出的电网运行风险都为规划提供了很好的指导。华中电力“十三五”规划应该综合考虑、统筹治理电网目前运行中遇到的问题，在此基础上进一步发展，建设一个满足电力供应、资源配置、安全可靠的坚强灵活电网。
　　站在区域资源优化配置的高度做好华中电力规划
　　1.在区域层面实施电力电量平衡
　　目前，电力市场还在探索和建立之中，省为实体还没有完全打破，电力电量还是以省市为单元进行平衡。在中央转变职能、简政放权后，地方政府鼓励电力投资建设的热情更大、更方便。为了保障能源供应的安全，地方政府会在本地大量建设煤电，做到“手里有粮”。如果完全以省市为单元进行电力电量平衡，整个区域将会有很多不必要的备用容量，这是一种资源浪费，另外也会因为备用容量的增加，煤电将会因此减少发电利用小时数，对投资者来说也不经济。如果适当打破省为实体，在区域层面进行电力电量平衡，在联络线输送容量允许的情况下，把各省市电网的用电看作是区域电网供应的一部分，通过合理调度区域互联大电网的运行，让各省市电网共享备用，从而减少不必要的装机容量，特别是煤电，有利于区域节能减排。
　　2.利用区域大市场，全额消纳新能源，实现水火互补
　　华中区域一些省市比如四川省水力资源丰富，水电装机容量也很大，完全依靠一个省市是不可能完全消纳的，必须要依靠其他省市电网的帮助，大家都来消纳水电才能减少弃水。国家大力提倡发展风电、太阳能等新能源，随着它们装机容量比例的提高，新能源的间隙性和随机性对电网安全运行压力也会增加，主要表现在对电网的调峰能力提出了更高的要求。同样水电在丰水期也要求一条直线满发，电网调峰压力越来越大。只有解决好市场消纳问题和调峰问题，才能减少弃水、弃风、弃光。一是要发挥区域大市场的吞吐消纳能力，大家都优先来消纳可再生能源和清洁能源；二是充分发挥了大电网的互联作用，让调峰任务由送电省和购电省电网共同承担。
　　对于水电送出省，一方面在枯水季节可能由于煤电装机容量的不足导致电量短缺；另一方面为了保障购电省煤电机组的利用小时数，需要在枯水季节从区域其他省市购电，这样可以开展年度水火互补交易，在规划中交易参与电力电量平衡计算，既可以保证少弃水、不弃水，又可以保障枯水季节的用电。
　　3.加强省间联络线输电通道建设
　　自从2009年以来，华中电网省间联络线输电通道基本上没有再加强建设，省间联络线仅仅定位在余缺调剂上，一是尽可能满足水火互补的需求；二是部分季节、部分时段省市电网高峰电力不足时候的临时购电需要。目前华中电网省间联络线通道的输电能力所能配置的电力资源是非常有限的，在丰水期间高峰时段还经常满载运行，已经难以满足日益增长的跨省跨区电力交易和今后电力市场建设的需要。要实现资源优化配置，开展电能交易，就应该加大省间联络线输电能力建设，按照各省市电网是区域电网的一部分供电区域的要求来建设，为有力打破省为实体提供物质基础，联络线也将不再只是发挥联网备用和余缺调剂的作用，而是在参与年度电力电量平衡中发挥重要的输供电任务。目前，华中电网每根省间联络线平均输电功率极限为90万千瓦，2014年省间联络线断面平均利用小时数为3062小时。华中电网如果要在区域内消纳更多的水电还必须要再加强省间联络线建设，保障丰水期通道的输电能力。如果要提高省间联络线的运营效率，还需要在枯水季节，开展煤电长期合同交易。这样对于购电省来说，联络线的作用就不止于高峰的余缺调剂，而是参与了年度丰期和枯期的电力电量平衡，相当于在购电省建设了煤电机组，省间联络线的作用甚至与煤电的替代率可以达到100%。
　　做好华中电力规划保障电网安全需要协调好几个关系
　　1.就地平衡与区外来电的关系
　　对于电力需求，如果本地能够供需平衡当然很好，一是减少了远距离输送的损耗，二是减少了远距离输送的安全风险。但是电力资源与电力需求往往是逆分布的，负荷中心地区往往因为资源环境和地理交通等原因不适合建设电源。理想的完全本地平衡也不存在。即使在省内电网中，也会选择铁路运输线和港口等便利地方建厂，再通过500千伏超高压线路输送到全省各地区电网。但是，过多依靠区外来电，除了担心电力资源能否保障组织到位外，远距离输送的运行安全也是应该考虑的问题，就地平衡容量与区外来电容量之间需要有一个合适的比例。这个比例与区外来电的输电方式和输送容量大小、输电通道走廊的地理环境以及受端电网的坚强程度都有关系，一般来说不要超过25%，但对于具体问题还要具体分析。所以对于华中电网来说，首先应该还是要考虑依托将要建设的蒙华重载铁路，在沿线的湖南、湖北和江西建设坑口电厂。
　　区外来电可以是通过省间联络线网对网接力输送，也可以是通过点对网方式直接输送。省间联络线本身距离相对较短，一般在300千米以下，在规划中考虑N-1，在设计中做到差异化，那么故障后短缺容量比例相对较小，输送电可靠性较高。但是目前华中电网省间联络线建设缓慢，输送电容量有限，鄂赣、鄂湘间输电能力都不超过300万千瓦，三峡电力还占用了一部分输电通道，按照充分消纳四川水电的要求来说，目前省间联络线的输电能力还不够，特别是川渝、鄂渝通道还相差很远。而点对网的直流输送容量可以达到600万千瓦，通道能力满足要求，但是线路长度一般在600千米及以上才比较经济，输电走廊地理环境比较复杂，故障概率比较高，故障后容量缺额相对也比较大。“十三五”期间区外来电还是尽可能发挥省间联络线的作用。“十四五”为了消纳金沙江二期大量的水电，在加强华中东部各省受端电网建设的基础上，在充分利用了省间联络线通道的前提下，可以考虑点对网的直流方式输送到华中东部消纳，参与东部省的电力电量平衡。
　　2.厂网协调建设发展
　　江西赣州电网今年已经开展了有序用电。赣州电网是末端，但是一直没有足够容量的电源支撑，完全依靠建设电网去满足供电。随着负荷的快速增长，断面送电能力难以满足要求，需要新增加一个500千伏变电站和多个配套的220千伏变电站，而增加的输变电能力又受制于前端主网架的输送能力，同时线路走廊也很紧张。可见，单纯依靠电网建设去解决供电问题的效果不甚明显，有时是事倍功半。在负荷中心和电网末端必须要建设电源支撑，实现分层分区平衡。在电力规划中，该建电源的地方一定要建设电源，该加强电网的地方一定要加强电网，不能有所偏颇，顾此失彼，防止出现窝电和缺电的现象。同样，在送电端，一定要建设好输送通道，保证电源出力能可靠送出。厂网需要协调发展，既有电厂引导电网建设，也有电网引导电厂建设，两者要根据实际需要进行匹配，才能事半功倍，否则既不安全，又不经济。在华中电力“十三五”规划中，在总量确定的情况下，要明确电源如何布点，以此引导电网建设；要明确电网主网架发展方向，以此引导电源建设。只有电源、电网协调发展，并与负荷相匹配，才能保证规划科学合理。
　　3.不同电压等级电网的协调发展
　　在规划主网建设发展的同时，也要积极关注低电压电网的建设发展，特别是配网的建设发展。主网输变电能力提高了，但是配网的配电能力不够，电力就不能落下去，用户就用不上电，输送过来再多的电力也没有用。目前，华中区域各省市配网还比较薄弱，特别是农村电网的供电能力还不能满足要求，配电容量不足、线径偏小、供电距离长、不能实现手拉手、串葫芦现象严重等，供电可靠性和电压质量还有很大的提升空间，不能满足国家家电下乡政策对电网的要求和人民群众对改善生产生活条件的期盼。尤其在夏季高峰和春节等重大节日下，更是让老百姓不满意，电力公司也因此经常被投诉。所以在规划发展主网架的同时，也要下大力气加快发展配网和农村电网，实现不同电压等级电网的协调发展。
　　4.送端电网、受端电网和中间输电通道的协调发展
　　华中电网是以湖北电网为中心呈辐射状，湖北电网作为中间的输电通道，具有举足轻重的作用，是电能交换和输送的主要场所，在一些季节可能有多个方向的潮流汇聚在一起，加上三峡电站的满出力，线路负荷、断面潮流重载、满载，安全运行的压力很大。所以必须继续加强中间输电通道的规划建设，彻底解决现存的一些通过调整非正常运行方式才能满足安全的问题，保证中间输电通道坚强可靠和有一定的灵活性、适应性，比如输送能力不能受制于一些机组的开机方式。送端电网的电源不要过分集中，分散接入电网的不同位置，同一个电站也尽可能采用单元接线，保证相互之间不影响，减少送端线路潮流和短路电流，减少电网“卡脖子”现象，避免发生多台机组、多个电源同时失去的极端事件发生，提高了送电可靠性。建设坚强的受端电网一直是电力规划的基本要求，特别是接受了通过高电压、大容量、远距离输送来的区外来电后，必须保证在极端的情况下，区外来电突然失去，受端电网依然能够安全稳定运行，不发生潮流大转移引发的连锁反应，有足够的动态无功支撑，电压保持在稳定水平，发电机组不跳闸、直流不闭锁等。所以华中各省市电网应在规划上加强以省会负荷为中心的双环网建设，争取全省电网形成“日”字形及以上环网，加强事故备用电源建设和动态无功补偿电源建设，确保受端电网坚强。
　　做好华中电力规划要关注投资的经济性和实现节能减排
　　1.燃煤机组的利用小时数要能吸引投资
　　厂网分开改革后，发电企业成为投资主体，自主经营、自负盈亏，作为一个追求可持续发展的理性投资者，建设燃煤电厂就必须要有收益。华中区域是一次化石能源流的末端，运输难度大、成本高，2012年以前发电企业连续多年因为煤价高、利用小时数低等原因导致亏损，一些发电公司在华中区域建设燃煤机组的积极性并不高，比如国电集团在江西甚至还放弃了已经取得“路条”的黄金埠100万千瓦机组的投资机会。“十三五”期间，保证规划顺利落实到位，除了要加强监管外，还必须要保证发电企业主体有足够的积极性建设电源，那就是要在规划中保证燃煤机组有一定的发电利用小时数，在可预期的电煤价格下，发电企业有一定的投资回报率。如果利用小时数太低，发电企业不来投资，规划就要落空，由于电源建设有几年的周期，这样将导致原本可以平衡的电力供需形势将发生逆转。一般来说发电机组利用小时数在4500～5500小时之间是可以接受的，既可以满足发电企业经营的需求，又可以安全保障电力供应。
　　2.建设调峰电源，开展需求侧管理，提高机组负荷率
　　随着经济新常态的到来，用电量增长速度将减少，而随着经济结构的调整，高耗能工业用电负荷占比减少，第三产业和居民生活用电比例相对增加，用电负荷曲线变得更加陡峭，并且呈现出夏季和冬季双高峰现象，用电负荷率将呈现减少趋势。这些客观因素将对发电机组负荷率产生影响，进而影响到节能减排成效。
　　可再生能源、新能源比重增加，20万千瓦以下小的火电机组（除热电联产和循环流化床机组外）基本都关停了，从清洁、节能角度来看电源结构确实是优化了不少，但是从运行的角度来看，却不是什么优化，不能参与变负荷调峰的机组容量明显增多，启停调峰的机组容量也在减少，而用电负荷率客观上又往下降，系统的调峰任务基本上都依靠大的煤电机组进行深度调峰，大大降低了机组的负荷率。从华中电网2014年运行情况来看，60万千瓦级的煤电机组的平均负荷率不到70%。根据有关研究报告，对于60万千瓦级的水冷机组来说，负荷率每降低1个百分点，供电煤耗平均增加约0.61克，负荷率降低明显增加了煤耗。如果适当建设一些调峰电源，比如抽水蓄能，特别是燃气调峰机组，承担尖峰段负荷，并且作为受端电网的事故备用容量，在运行方式安排上可以减少当天煤电机组的开机容量，煤电机组带腰荷运行，保证了一定的负荷率，就可以大大挖掘节能减排空间，实现企业经济效益与社会效益双丰收。建议给予调峰电源分时电价政策，保证其正常经营和吸引投资者。
　　规划是电源、电网和负荷三方的协调。由于高峰负荷增长速度比用电量增长速度一般要快，华中电网的峰谷差率接近50%，高峰时段电力供应压力很大。而高峰负荷在全年往往只有几十个小时，如果单纯为了满足高峰负荷的需求，则将要建设大量的发电机组，而在其他时段却不需要这些机组的出力，整个燃煤机组的平均利用小时数和发电负荷率都会下降，进而影响了节能减排。地方政府必须要提高认识水平，大力开展需求侧管理，把需求侧管理作为节能减排的一个重要手段，在华中电力“十三五”规划中，也要把需求侧管理作为一种电力平衡的措施。（原载2015第7期《电力决策与舆情参考》）

华东区域“十三五”电力规划 光伏装机或达3100万千瓦
2016/9/23 10:38:47 http://www.glass.com.cn 来源:OFweek太阳能光伏网

国家“十三五”电力规划即将发布，万众期待、各有瞩目。今天业内人士提前来帮大家梳理一下本轮华东规划的重点、亮点、落脚点，待到发布之时，咱们再提纲挈领、细细解读。
　　
　　上回说到电力规划全国瞩目，近来网传国家能源局透露，8月份形成十三五电力发展规划送审稿，争取9月份对外发布。今天来自华东的业内人士再来帮大家梳理一下本轮规划与华东有关的看点。
　　
　　华东电网的供电范围包括上海、江苏、浙江、安徽和福建四省一市，是我国最大的跨省市区域电网。
　　
　　近年来华东电网形成了以长三角都市群为中心的网格状受端电网格局，其中上海、苏南、浙北和皖南构成华东500kV主环网。区外受电方面，华中电网通过宾金、锦苏、复奉、林枫、宜华、龙政、葛南共7回直流向华东电网送电，均为水电。随着1000kV淮沪特高压交流工程的配套电源陆续投产和三大特高压直流满送馈入负荷中心，华东电网潮流走向转变为由特高压交、直流落点向周边辐射送电。
　　
　　截至2015年底，华东电网全社会装机容量已超过3亿千瓦。
　　
　　电力规划
　　
　　做规划，基础在需求预测。“十二五”后期国民经济发展步入新常态后，全国各地电力需求增速出现分化，华东电网电量增长在2012年明显降档一半至6％以下，创了2008年金融风暴之后的新低，2014年又开始了急刹车至2％左右。“十三五”电力规划在华东电网面临的局势是，既要安全可靠满足负荷电量需求，又要满足环保条件约束，还要服从全国大局积极消纳区外非化石能源电力。
　　
　　首先来看电力需求总量，我们认为2020年全国总电量需求在7～7.5万亿千瓦时之间，华东电网约占全国四分之一并趋于降低，按照24％测算约为1.68～1.8万亿千瓦时，年均增速应略低于全国5.4％的水平;另外预计华东区域GDP增速仍将高于全国平均7％的水平，若在8％左右，则1.8万亿电量方案对应的弹性系数为0.65。
　　
　　其次来看区外来电规模，目前已核准跨区直流输电项目有宁东-绍兴、晋北-南京、锡盟-泰州、准东-宣城，合计新增3800万千瓦输电容量，均将足额配套火电电源，另外必然要搭送西北、华北的风电，其具体规模将体现为输电通道较高的利用小时数和较弱的调峰性能，相信落点集中的江浙皖三省将给予足够的关注。考虑这四项工程后，到2020年区外来电总量7310万千瓦，占华东总负荷比重接近23％，占江浙沪皖总负荷比重26％左右。
　　
　　区内非化石能源装机方面，水电、核电、抽蓄三类电源的建设周期较长，“十三五”可用装机均已开工，因此2020年装机规模中预计水电维持现状1900万千瓦，核电2600万千瓦，抽蓄1200万千瓦左右的规模是相对确定的。而新能源方面目前从各方信息来看，华东区域风电1700～2500万千瓦、光伏2100～3100万千瓦都有可能，国家电力规划站在全局角度将对华东地区的发展方向给出指导意见。
　　
　　区内化石能源装机方面，电源项目核准权力已经下放到省，国家能源局整体把控规模。据统计，如核准、路条、纳规项目全部按期投产，华东电网到2020年燃气轮机将近4000万千瓦、煤电装机将近2.5亿千瓦。面对装机冗余日甚、利用小时速降的局面，国家电力规划将如何权衡取舍值得关注。
　　
　　另外关于环保约束，虽然江浙沪均为“大气污染防治行动计划”的重点控制地区，但据业内人士了解，清洁燃煤技术现在已经可以满足最严格的环保约束，包括新建燃煤发电机组和经过清洁化改造的旧有燃煤机组，而且江浙沪的机组改造工作已经如火如荼，到明年就基本全部改造完成了。只要脱硫、脱硝、除尘设备正常运行，燃煤电厂排放是符合环保需要的。真正对华东2020～2030年煤电规模构成约束的政策条件是“等煤量减煤量”战略，对此的争论事关全国煤电布局，不妨静待规划说法。
　　
　　基于上述电力需求、区外来电、电源布局，华东电网主网架规划亦将明确“十三五”发展方向和路径。除前述4项特高压直流工程外，1000kV淮南～南京～上海交流输变电工程已开工建设，将建成淮南～南京～泰州～苏州～沪西1000kV双回线路，及1000kV南京站、泰州站和苏州站，工程大部分均已陆续投运，还剩下苏州站将于年底投运、泰州～苏州段线路的穿越长江GIL管廊工程将于2019年底投运。届时华东电网将形成“网球拍形”交流特高压骨干网架，并和500kV交流电网共同组成主网架，以保障华东电网受送电安全。
　　
　　在上述大规模区外非化石能源通过特高压直流多点馈入、交流特高压与超高压共同构成主网架电磁环网运行背景下，为保障华东电网安全稳定运行，一方面要加强全网协调、优化结构、合理分片，以新思路应对新形势;另一方面要重视新技术、新方法的应用，目前华东核心环网上的串联电抗器、静止无功补偿器(STATCOM)、统一潮流控制器(UPFC)、大容量调相机等工程都在开展前期工作，相信将成为规划亮点。
　　
　　华东四省一市是全国的明星，华东电网也是我国电力行业的先驱，然而近年来却在电力市场领域步履蹒跚、踟蹰不前，在电力体制改革重启的大背景下，“十三五”国家电力规划及时出台，承载着华东电力人求实创新、与时俱进、科学发展的期许，让我们拭目以待。

“十三五”应加强四川水电在华中区域消纳
2015年05月14日 17:19:26
来源：中国能源报　　作者：罗毅芳 董小寒


　　“十一五”以来，华中区域一直面临两个困局：一是四川水电大量弃水，消纳困难；另一个是湖北、湖南、江西及重庆等省市电力供应一直呈现“整体供电能力偏紧、局部供电形势紧张”的态势，电力保障困难。特殊的地理位置、丰富的水电资源、独特的资源分布特点，决定了华中区域既是西电东送的重要送端，也是西电东送的重要受端。“十三五”期间，加强四川水电在华中区域的消纳，既符合能源流向，也是十分必要和紧迫的。
　　1 华中区域消纳四川水电的必要性
　　1.区内能源资源匮乏，同时用能需求旺盛
　　华中地区一次能源分布特点是“北煤、南水、西水气”。水能资源十分丰富，但煤炭、石油和风能、太阳能等能源资源均十分匮乏，能源资源对外依存度高。近3年，华中区域能源对外依存度从35%左右迅速攀升至50%，成为我国主要的能源输入区域，加之区域地理位置特点，华中区域已经成为我国能源供应最困难的区域。
　　从用电负荷发展趋势来看，华中区域正处于加速发展的时期，未来用电负荷将有较大增长空间。目前华中区域的整体发展水平落后于全国平均水平，区域内各省人均用电量都在全国平均水平的50%-80%之间。要赶上全国平均水平，华中区域的电力消费仍有较大提升空间。随着“中部崛起”、“长江经济带”、“一带一路”等国家战略的深入实施，华中区域经济发展的“后发优势”将逐步显现，用能需求将持续较快增长。
　　2.电煤运输困难，电力供需矛盾突出
　　华中区域能源资源匮乏，又处于全国能源流的末端，能源供应难度大、价格高。煤源、运力、煤价等多种因素均可能影响区内火电机组用煤保障，导致缺煤停机，影响电力供应。
　　华中区域煤炭资源占全国总量8.6%，主要分布在河南、四川、重庆三省（市），湖南、湖北、江西三省煤炭资源极为匮乏。而作为华中煤炭产量最多的省份，河南省从“十二五”开始也已转为煤炭净调入省份。
　　从交通运输的条件来看，湖南、湖北、江西三省地处内陆，既无西部和北部地区的能源资源优势，又无东部和南部地区的海上运输通道优势，在全国各大区域中煤炭供应最为困难。受铁路运力饱和，公路、水路运输能力有限的制约，运力存在较大缺口。
　　从煤价来看，湖南、湖北、江西三省处于我国北煤南运的最南端，运距远，电煤成本高，相应的火电上网电价和终端销售电价也较高。湖南、湖北、江西三省火电上网电价分别居全国第二、第五、第七位，与其经济水平严重不符，很大程度上制约了地区社会经济的发展。
　　未来，随着国内煤炭集运侧进一步西移、北移，华中煤炭调运难度、价格将进一步提升。
　　3.水电资源丰富，但大型、优质水电资源均被送往区外
　　华中水电资源丰富，全区水电技术可开发量1.9亿千瓦，占全国总量35%。华中区域内部70%的水能资源集中在四川省，20%集中在湖北西部和湖南西部。水电待开发容量集中在四川，技术可开发容量达1.2亿千瓦，目前已开发容量占比44%；其余各省水电资源均已进入深度开发阶段，后续开发难度较大，潜力有限。
　　作为全国水电比重最大的地区，华中电力供应受来水情况影响大。一方面水电在年度之间不均衡，遇来水偏枯年份，水电出力急剧缩减，严重影响电力供应；另一方面水电多为径流及季调节的电站，年调节及以上的电站较少，使得水电总体调节性能较差，丰枯期出力相差悬殊。
　　在国家“西电东送”总体战略下，华中区域的大型、优质水电资源均被优先送到华东和南方。目前华中区域已形成8回直流外送水电，外送规模达3476万千瓦。根据国家的分电方案，三峡电站(2240万千瓦)电力约有60%送往华东及广东地区，剩余部分在华中消纳。四川大渡河、雅砻江、金沙江三大流域集中了四川省78.8%的水能。由于距离成都负荷中心较近，大渡河流域以满足四川自用为主。雅砻江流域的锦屏、官地电源组群（1080万千瓦），金沙江下游一期溪洛渡（1386万千瓦）、向家坝电站（640万千瓦）均已送电华东和南方。目前，对于四川“三江”流域的大型电站，华中东四省均没有消纳份额。
　　大型优质水电的外送一定程度上加剧了华中区域能源供应的紧张局面。近几年，湖北、重庆等省一直在呼吁调整三峡分电比例，反映出随着中西部地区的发展，用电需求不断增加以后，西电东送送电端的诉求。而西南水电开发及送电方向经过多年论证，溪洛渡、向家坝40%的电力电量送华中，但在实际操作中，在没有经过重新论证与按程序评审的情况下，进行了改变。
　　4.川电大量弃水,季节性电能消纳困难
　　“十一五”至“十四五”期间是四川水电大发展时期，四川的大、中、小型梯级水电站呈现持续、流域、规模化的开发态势。四川的水电分为两类：一类是大型的水电站，已开发的大型水电项目均有专门的配套外送线路，目前已全部送往华东和南方。另一类是中小型水电，这类水电属于季节性电能，存在弃水问题。2014年四川水电调峰弃水损失电量超过100亿千瓦时。
　　季节性水电丰水期存在弃水问题。究其原因：一方面丰水期由于负荷峰谷差大、电源调峰能力不足而出现调峰弃水；另一方面由于水电开发过度集中、外送通道建设滞后、电源送出卡口导致窝电弃水。
　　5.省间联络线容量不足，限制了川电在区域内的消纳
　　四川电网已形成“四直四交”的外送格局，四回直流均送区域外，送电能力2460万千瓦；四回交流送区域内，送电能力仅400万千瓦。受四川与重庆两地电源和负荷分布不均衡影响，川渝断面南北通道潮流不均衡问题严重，洪板线热稳制约川渝断面送电能力，使川渝联络线实际输电能力下降。尽管2014年实施了洪板双回线增容改造工作，但是目前川渝联络线实际输电能力仍受多种因素制约。
　　川渝通道是重庆及华中东四省吸纳四川水电的唯一通道。川渝断面输送能力受限，又使得渝鄂断面闲置，输送能力无法充分发挥。受输电通道的瓶颈制约，重庆及华中东四省吸纳四川水电极其有限。2014年，四川全年外送水电电量1116亿千瓦时，创历史新高。但是重庆及华中东四省全年吸纳的川电只有157亿千瓦时，仅占14%。
　　2 华中区域消纳四川水电的可行性
　　1.四川省的外送能力
　　随着大型电站建成后留川电量的增加，四川由过去的“丰余枯缺”转变为“丰余枯不缺”。经电力电量平衡计算，四川水火电源在满足自身丰枯期负荷需求的前提下，丰水期可新增部分外送容量。其中：“十三五”期间可新增季节性水电，丰期外送电力600～1000万千瓦；“十四五”期间季节性水电外送能力可进一步增加约600万千瓦。此外，“十四五”期间大型电站金沙江下游二期白鹤滩电站和乌东德电站丰水期可全部外送。
　　2.“十三五”华中具备消纳部分季节性水电的能力
　　根据各省市提出的“十三五”及中长期负荷需求预测，考虑已列入规划的电源项目及已明确的区外来电后，2020年，重庆及华中东四省分别有280万千瓦和3700万千瓦的市场空间。
　　扣除三峡外送容量后，重庆及华中东四省水电装机只占28%，水电比重远远低于四川（四川水电占本省装机的80%），重庆及华中东四省具有消纳四川富余季节性水电的能力。同时，华中东四省水电来水时间较早，从3月份的桃花汛到9月份，而四川的水电来水一般是5月-11月，存在一定的汛期时差。
　　当然，由于四川季节性水电丰水期（5月-11月）基本无调节能力，枯水期无送电能力，年发电利用小时数约3300小时。季节性水电消纳达到一定规模后，对火电装机的替代率减弱，并增加受端调峰压力。同时，输变电工程输送单位电量成本也会上升，经济性减弱。因此，需要科学论证后确定四川季节性水电外送的合理规模。
　　3.“十四五”华中具备消纳全部白鹤滩电力的能力
　　白鹤滩电站属于金沙江下游四个大型电站之一，装机1600万千瓦，调节性能优异，全年电力电量均匀，年利用小时约4000小时。2015年该电站即将核准开工建设，预计“十四五”将投产发电。由于白鹤滩电站出力特性优质，与华中受端省份电力市场空间及用电需求曲线契合，对华中受端省份火电装机可实现百分之百替代，送入电力电量可得到充分利用。因此，我们建议全部留存华中区域，由缺能比较严重的湖北、江西和湖南三省消纳。
　　根据电力电量平衡计算，2025年湖北、湖南、江西三省至少有3390万千瓦的市场空间，因此具备消纳全部白鹤滩电力的能力，且白鹤滩电力也符合华中夏、冬双高峰的电力负荷特性。
　　3 规划建议
　　华中区域地处我国腹地，但长期以来在我国政治经济版图中有被决策层面忽视之嫌。尽管华中缺能严重，也是西电东送的受电地区，却总是被认为与华东、南方相比，地位要弱，重要性和保障性不够。但是，华中区域处于全国能源流的末端，缺少沿海区位优势，能源进口难度大，核电发展形势不明朗，发展新能源的条件较差，能源“保供”问题最为突出。
　　水电是华中区域能源资源的最大优势，从一次能源平衡、输电距离及资源使用效率等因素综合分析，充分吸纳区域内的四川水电将是未来华中区域电力供应保障的首选。建议“十三五”至“十四五”期间四川水电在满足自身负荷需求的前提下，优先就近送重庆，然后应重点考虑华中东部四省的市场需求。统筹考虑外送规模、送电特性、输电形式和送电经济性各种因素后，建议“十三五”期间，通过加强川渝500千伏交流第三通道，并建设一回直流到湖北，将季节性水电主要送电重庆与湖北消纳。同时充分利用现有通道输电能力，枯水期安排河南送电重庆，水火调剂运行。“十四五”期间，建议金沙江下游二期白鹤滩电站电力全部留存华中地区消纳，规划建设两回直流，一回到湖北，一回到江西。配套直流的建设，相应加强省间500千伏联络线保障供电安全。
　　（罗毅芳系国家能源局华中监管局局长、党组书记）