文_国网江西省电力有限公司 连 勇

能源是保障经济社会发展，满足人民生活需要的重要物资。各国、地区为保障能源供应，采取了各种应对措施。目前江西已成为能源净输入省，并且有进一步扩大趋势。因此，为满足江西经济社会发展需要，既需要发展本地电源，又要积极吸纳西南水电等外部清洁能源，积极构建江西综合能源系统，服务江西经济社会发展。对于如何构建江西综合能源系统，特别是电力供应能源系统，笔者提出以下思考，供各位读者参考。

●江西能源供需基本情况

根据2015年、2016年江西统计年鉴，2014年、2015年全省煤炭消费7717万吨、8150万吨，其中省外调入量分别为4904万吨、5500万吨，本省自产2813万吨、2650万吨，外省供应量超过50%。2014、2015年分别比上一年增加外购596万吨、600万吨，进口量逐年增加。

以江西火电发电用煤量为例，2015年、2106年、2017年消耗量分别为3100万吨、3292万吨、3589万吨，电煤消耗量逐年增加。

2017年，江西统调售电量破千亿大关，达1044.82亿千瓦时，同比增长9.92%，增速高出国家电网系统平均2.45个百分点，增速排名第六。

2017年江西全省统调电厂总装机2277.6万千瓦，电网统调最大用电负荷2003万千瓦。统计数据表明，江西电力消费近20年来持续快速增长，2018年考虑电力系统运行备用、电站出力受阻等情况，2017年全省电力装机已出现“硬缺口”现象。

根据相关资料预计，2020年、2025年江西省全社会用电量及最大负荷分别为1500亿千瓦时、3000万千瓦，2000亿千瓦时、4250万千瓦。预测2020年、2025年省内发电用煤5200万吨、7300万吨。今后10年能源需求将提高1倍，而江西本省煤炭供应量基本勉强维持现状，部分矿井已开始枯竭，省外煤炭购入量逐年增加。同时，受江西周边地区能源需求同比增长影响，存在能源供应紧张局面。

●建设本省基本电源

火电。江西境内已核准在建火电厂有神华九江电厂、华能瑞金电厂、大唐新余电厂、国电投分宜电厂，规模分别为200、200、132、132万千瓦，合计664万千瓦。

水电。江西大中型水电基本集中在赣江上，预计“十三五”末基本开发完成。在建及正在开展前期工作的有井冈山航电枢纽、新干航电枢纽、丰城龙头山水电站枢纽，规模分别为13.3、12、24万千瓦。合计49.3万千瓦。

风电、太阳能。2017年底全省风电、太阳能等新能源已投产总规模413.5万千瓦。考虑正在开展前期工作的新能源项目，其中风电509万千瓦，预计到2020年总装机规模超过1000万千瓦。

核电。目前江西正在开展前期工作的有彭泽帽子山核电厂。但受国家基本政策刚性约束影响，特别是日本福岛核电厂事故影响，社会稳定风险评估工作困难，特别是对长江下游特大城市群社会稳定风险难于评估，进展缓慢。

综上所述，江西“十三五”电源建设投产规模超过1300万千瓦，其中火电664万千瓦、水电49.3万千瓦。但考虑各种电源出力时效性、系统事故备用、早期机组退役、电网用电负荷季节性变化特性等因素，全省电力供应依然不足，短期缺额在500-700万千瓦。

●建设西南水电送江西直流等特高压工程

根据有关部门前期工作研究，江西建设特高压电网有以下几方面的作用。

有利于提升全省能源安全稳定水平。降低江西电网中长期发、供电电价上涨风险，特别是因省外煤产地价、运输距离延长引起的江西火电厂发电价上升风险。江西同长江中下游其他地区一样，基本上为一次能源缺乏省份，基本为煤炭净输入省份，买入北方等省外煤比例逐年增加，江苏、浙江、上海、安徽、湖南、湖北等省市能源缺口进一步加剧，因此加快了特高压建设。江西若应对不及时，有可能2020年后会向更远地区买煤，因为建在特高压送端的坑口电厂已将大部分煤炭资源转化为电能输送至接收省电网，北方产煤区省份受利益等因素影响，在对卖煤与卖电决策比较时会更趋向于通过特高压卖电。

四川电网与江西电网互补性强。以四川电网为例，截至2016年底，四川全省电力装机8958万千瓦，其中水电7096万千瓦，占82.5%。2017年四川电网最大用电负荷2953万千瓦。水电富裕外送电力超过4000万千瓦。目前四川外送已有三回特高压直流通道送华东地区，外送通道能力低于3000万千瓦，因此急需建设四川至江西特高压直流通道（四川外送第四通道）。该项目已取得国家能源局同意开展前期工作研究意见。项目初步设计近期完成了国家审查。

作为接受西南水电的接入端江西电网，截至2017年底，江西全省统调装机2277.6万千瓦，其中水电装机297万千瓦，占统调装机1.3%。从以上数据可以看出，四川电网与江西电网水火电装机比例正好相反，具有互补性。因此两省电网在运行上可以实现发电时空上的相互补充，提高两省水火机组经济效益。

水电具有运行周期长、清洁、价格合适等优势，可以平抑江西电网价格。火电经济运行年限一般为25年，而水电除因外在因素影响外，基本上可以长期运行。水电为清洁能源，还可以减少本省二氧化碳排放量，降低酸雨溶度，减轻环保压力。

西南水电资源丰富，国内各大发电集团正在持续积极开发。经过近20年开发，雅砻江、金沙江等流域已投运水电站部分已进入投资盈利期，水电企业资本金充足，部分进入良性循环阶段。目前四川水电上网电价约0.3元/千瓦时，每年6月、10月丰水期因电力外送通道受阻，产生大量弃水，电力电量低价销售。而目前江西本地火电上网电价0.41元/千瓦时左右，明显高于四川水电上网电价。省内继续新建火电厂，除了人工是本省资源外，其他主要电力设备、煤炭增加部分基本为外省采购，本省基本无优势,受全国电力用煤同比增长影响，将来上网电价估计也不会明显下降。

经测算，西南水电经特高压输送到江西后，电价仍然具有价格优势，目前江西500千伏网架也已基本具备接纳条件。

扩展新能源发展空间。目前江西风电、太阳能发展较快，但受其自身发电时间不可控影响，需要水电等调峰电源配合系统调峰，加大了电力系统调峰压力，而通过交直流特高压大通道跨省调节，可以减少弃风弃光，保障本省新能源进一步发展。目前省内调峰电源资源有限，继续建设纯调峰电源点，投资大、经济效益差，还会增加电网企业财务负担，影响后续城乡电网建设资金投入。而建设华中特高压交流环网、雅中至江西特高压直流等工程，相当于“共享单车”，西南、华中、西北电网水、火、风电等资源可以共享，省内电厂也可以参与“共享”。

减轻铁路煤炭运输压力。江西既是能源供应末端，也是铁路运输末端。将来可能存在上游运输瓶颈情况，而通过特高压通道电力输送，可以减轻新增电厂煤炭运输压力，还可为其他物资运输腾出空间。“十三五”新增的神华九江、华能瑞金二期、大唐新余、国电投分宜等电厂按年设计运行5000小时计，需新增发电用煤1800万吨。预计2020、2025年全省发电用煤5200、7300万吨，基本靠铁路运输。按蒙华铁路（江西段）设计运力10000万吨计算，电煤运输需求占铁路运力52、73%。因此可能影响其他大宗物资的运输。

提高江西工业产品竞争力。长期以来受部分生产要素（包括电价）影响，政府招商时对电价等生产要素较高颇有微辞。通过发电市场交易空间范围的扩大，可以降低固定成本，实现发供电双方的共赢。

总之，积极构建江西综合能源系统，建设江西特高压交直流电网，可以充分利用省内外能源资源。一方面既可以加快本省电源点建设，又可充分利用国家建设特高压有利时机，保障江西中长期电力供应；另一方面可以部分规避中长期能源价格上涨风险，保障江西经济长远发展、提高防范电力短缺的风险能力，从而在能源方面形成优势。因此笔者认为，江西采取既积极发展本地电源又积极建设特高压交直流电网的做法，是比较现实可行的方式。