西南電力困局：從棄水到缺電

　　曾經(jīng)嚴重棄水限電的西南地區(qū)，近年電力出現(xiàn)供應缺口。夏季高溫疊加來水減少，今年西南地區(qū)還會缺電嗎?

　　6月30日，國務院國資委召開中央企業(yè)能源電力保供工作推進會，要求各中央企業(yè)全力以赴做好能源電力保供工作。這是月內(nèi)國資委第二次電力迎峰度夏的部署會，月初在廣東召開的能源電力保供專題會上，國資委要求發(fā)電企業(yè)應發(fā)盡發(fā)，多發(fā)滿發(fā)。

　　進入炎熱的7月，西南電網(wǎng)再次呈現(xiàn)尖峰時刻電力供需偏緊的態(tài)勢，進入迎峰度夏關鍵時期，但能否平穩(wěn)度過這個夏天，還要看今年上游的來水情況。

　　據(jù)氣象部門預計，今年夏季(6-8月)西南地區(qū)東部及華中中部降水偏少、氣溫偏高，湖北大部、湖南北部、重慶東部、四川東北部等地降水偏少2-5成，可能出現(xiàn)區(qū)域性氣象干旱。

　　顯然，今年夏季西南省份保供的壓力依然很大。截至2022年年底，四川省電力總裝機12390萬千瓦、同比增長7.8%，其中水電裝機9748.5萬千瓦，保持全國第一。云南全省發(fā)電裝機容量為11145萬千瓦，其中水電裝機容量為8112萬千瓦、火電1535萬千瓦、風電912萬千瓦、光伏585萬千瓦。

　　對于云南、四川這兩個省份來說，因以水電、新能源為主的電源結(jié)構(gòu)和出力特性受氣候變化、季節(jié)更替影響較大，電力供需形勢依然嚴峻。“今年電力供需緊張態(tài)勢應該比去年情況有所好轉(zhuǎn)，去年夏季來水是特枯，今年比平均年份偏枯20%。但是，保供壓力依然較大，呈現(xiàn)出‘豐緊枯缺、總體偏緊、有一定缺口’的特征。”四川當?shù)匾患译娏镜呢撠熑藢Α赌茉础冯s志稱。

　　去年夏季的缺電情形人們還記憶猶新。在7-8月兩個月內(nèi)，四川省經(jīng)歷了歷史同期極端高溫、最少降雨量、最高電力負荷、缺電時間歷史最長的“四最”疊加局面，電力供需嚴重失衡，歷史同期首次出現(xiàn)電力電量“雙缺”，四川省政府暫停工業(yè)用電長達半個月，不少地方的民生用電也陸續(xù)受到了影響，不得不啟動能源保供一級應急響應。

　　依仗水電的川滇兩省，電力生產(chǎn)“靠天吃飯”，在氣候變化影響下，以往需要防汛的時節(jié)，去年旱情不斷，長江流域從上到下都遭遇了罕見的“主汛期反枯”現(xiàn)象。國家氣候中心稱，在我國，極端天氣氣候事件仍呈多發(fā)強發(fā)態(tài)勢，今年我國南方地區(qū)重點防范夏季持續(xù)性高溫天氣，確保迎峰度夏能源供應。顯然，氣候變化危機已成為現(xiàn)實威脅，極端天氣發(fā)生的頻度和強度都顯著增加。

　　對于水電裝機比例近八成的川滇這兩個省份而言，高溫以及干旱的氣候?qū)苯訉е掳l(fā)電主力——水電出力減少。中電聯(lián)統(tǒng)計與數(shù)據(jù)中心主任王益烜接受媒體采訪時稱。

　　今年前4個月，全國規(guī)模以上水電發(fā)電量同比下降13.7%，其中4月份同比下降25.9%;5月份水電生產(chǎn)延續(xù)下降趨勢，預計當月水電發(fā)電量同比降幅比4月進一步擴大。受水電生產(chǎn)能力下降等因素影響，當前云南電力供應仍呈偏緊態(tài)勢。

　　和水電一樣，風電、光伏等可再生能源電源都是典型的資源氣象依賴型電源，其發(fā)電出力隨天氣變化而波動，極端氣候條件下出力更是“大起大落”?？稍偕茉创蟀l(fā)展，使得整個能源系統(tǒng)受到氣象因素的驅(qū)動作用日趨顯著。當“水電大省”遭遇缺水限電的危機，究竟如何破局?以水電、光伏和風電為主力的川滇電力系統(tǒng)，該如何應對極端氣候帶來的挑戰(zhàn)?

　　從“棄水”到“缺電”

　　事實上，四川、云南原本是發(fā)電大省，多年以來一直深受“棄水”問題困擾。在正常的年份，夏季是一年中降水最為豐沛的季節(jié)，奔騰的河流隨著地勢的降低，將傾瀉而下的動能，經(jīng)由沿途的渦輪機轉(zhuǎn)化為數(shù)量可觀的電能，川滇兩省每年的發(fā)電除了能夠自給自足之外，還可以支援多個省份。四川的電力外送至江浙等東部沿海省份，云電送粵、云電送桂已經(jīng)成為了近些年來解決云南棄水問題的關鍵路徑。

　　在2020年之前，云南、四川兩省的棄水問題嚴重。數(shù)據(jù)顯示，2016年云南棄水電量攀升至315億千瓦時，達歷史最高點，同期四川的棄水電量也達到了164億千瓦時。

　　變化從2016年開始，為了消納更多地水電，地方政府從2016年后出臺更多的政策引進工業(yè)企業(yè)，提升當?shù)氐碾娏οM。特別是當時全國推動鋁冶煉行業(yè)的結(jié)構(gòu)性改革，淘汰落后產(chǎn)能，以優(yōu)惠的電價向一些耗電量高的企業(yè)拋出橄欖枝。

　　以云南省為例，利用水電優(yōu)勢，推出優(yōu)惠電價吸引存量電解鋁產(chǎn)能向云南聚集。據(jù)昆明電力交易中心統(tǒng)計，云南省內(nèi)水電發(fā)電占比長期超過80%，汛期擁有大量電力富余，但由于2016年以前云南工業(yè)欠發(fā)達，大量的電力無法耗用，棄水電量超過百億度電，西電東送是前期唯一出路。

　　自2016年開始，云南省下發(fā)多份文件，表示要將水電優(yōu)勢轉(zhuǎn)化為經(jīng)濟優(yōu)勢。2017年，先后印發(fā)《關于推動水電鋁材一體化發(fā)展的實施意見》等專項政策，通過優(yōu)惠電價引入水電鋁材、水電硅材等產(chǎn)業(yè)，推動水電鋁材一體化發(fā)展專項用電方案。2018年，云南省提出要抓住供給側(cè)改革下“北鋁南移”時機發(fā)展水電鋁，通過實施電解鋁產(chǎn)能置換入滇，承諾給電解鋁企業(yè)的優(yōu)惠電價為0.25元/千瓦時。

　　從2018年開始，神火、其亞和魏橋等企業(yè)將其電解鋁產(chǎn)能陸續(xù)轉(zhuǎn)移至云南。2018-2020年之間，云南從山東、河南等省份承接了超500萬噸的電解鋁產(chǎn)能。水電鋁材、水電硅材產(chǎn)業(yè)一體化發(fā)展大幅提升了當?shù)赜秒娏俊?019年，棄水電量僅17億千瓦時，同比減少158億千瓦時，結(jié)束了“十二五”中期以來大規(guī)模棄水的歷史。

　　據(jù)統(tǒng)計，2019年云南電解鋁耗電量255萬千瓦時，占工業(yè)用電20%。2022年，云南省用電增速達到11.8%，其中第二產(chǎn)業(yè)用電量同比增長15%，電解鋁耗電量增加至575萬千瓦時，占工業(yè)用電達到33%，復合增長率達到31%。

　　令這些企業(yè)沒想的是，產(chǎn)能轉(zhuǎn)移過來之后竟然遇到了限電的尷尬。去年，因為干旱氣候的出現(xiàn)，導致了對高耗能企業(yè)的限電管理。2022年8月，云南省內(nèi)電解鋁運行規(guī)模達到歷史高位521萬噸，9月天氣干旱，水電發(fā)電力下降，省內(nèi)工業(yè)用電緊張，電解鋁企業(yè)在9-10月響應用能管控，減產(chǎn)總規(guī)模達122萬噸。

　　進入2023年初，云南省內(nèi)降水較少，來水偏枯，水力發(fā)電承壓，云南省外送電量已處于低位，難以進一步降低。2月，云南電解鋁企業(yè)再次減產(chǎn)，減產(chǎn)規(guī)模達78萬噸，兩次合計減產(chǎn)達200萬噸的規(guī)模。據(jù)上海有色網(wǎng)的調(diào)研，截至6月中旬這部分減產(chǎn)產(chǎn)能仍未重啟，目前云南省內(nèi)電解鋁運行規(guī)模約為326萬噸，較去年同期下降150萬噸左右。和云南情況類似，四川已成為我國最大的光伏產(chǎn)業(yè)基地，亦是西部最大的電子產(chǎn)業(yè)生產(chǎn)基地。

　　高耗能產(chǎn)業(yè)向西南地區(qū)的轉(zhuǎn)移，大幅提升了當?shù)氐挠秒娏?。令當?shù)刂鞴懿块T沒有想到的是，特殊氣候的出現(xiàn)，在保證外送的前提下，本地電力保供提出了巨大的挑戰(zhàn)。

　　難以支撐的煤電

　　作為四川、云南省內(nèi)的第二大電源，火電肩負著調(diào)節(jié)水電出力不夠不均的重要責任。不過在2020年之前，火電在發(fā)電小時數(shù)方面被水電大大擠壓了，特別是水電出力充足的情況下，當?shù)孛弘娍臻g受到了嚴重積壓。

　　據(jù)統(tǒng)計，云南省火電設備利用小時數(shù)從2007年5014小時下降至2019年的2113小時。2019年12月，國電宣威電廠申請破產(chǎn)清算，就是云南火電生存狀況堪憂的集中體現(xiàn)。根據(jù)相關文件，宣威電廠資產(chǎn)12.59億，負債52.88億，負債率超過了400%。

　　長期以來，云南省內(nèi)煤電發(fā)展緩慢，煤電機組利用小時數(shù)長期偏低，2022年全年發(fā)電量僅為357億千瓦時，利用小時數(shù)僅為2858小時，遠低于全國平均水平。特別是近兩年煤價飛漲，火電廠經(jīng)營面臨巨大壓力，在省內(nèi)火電電煤產(chǎn)能不足的情況下，火電廠沒有動力采購外省電煤。

　　根據(jù)《云南省能源發(fā)展規(guī)劃(2016-2020年)》及《云南省能源保障網(wǎng)五年行動計劃(2016-2020年)》，“十二五”期間，云南火電利用小時數(shù)極低，從2010年的4855小時下降至2015年的1550小時，火電企業(yè)虧損嚴重，“十二五”累計虧損額超過100億元，且有擴大態(tài)勢。

　　長期以來，云南省內(nèi)火電企業(yè)上網(wǎng)標桿電價一直處于南方五省區(qū)最低水平，市場交易電價幾乎處于全國最低水平，導致煤電價格長期嚴重倒掛。一面是云南水電開發(fā)規(guī)模不斷擴大，另一面是云南的火電規(guī)模踟躕不前。最終結(jié)構(gòu)失衡，火電難以為整個電力系統(tǒng)兜底支撐。

　　去年出現(xiàn)的缺電局面，推動了燃煤市場的改革。2023年1月1日起，《云南省燃煤發(fā)電市場化改革實施方案》(下稱《方案》)正式實行。根據(jù)《方案》云南將建立煤電電能量市場，允許煤電上網(wǎng)電價在基準價上下浮動20%;同時，云南在全國率先提出建立煤電調(diào)節(jié)容量市場，按照各類電源、用戶的不同需求分攤調(diào)節(jié)容量成本。

　　在去年經(jīng)驗的基礎上，面對今年可能再次出現(xiàn)的用電緊張局面，云南省緊盯2023年火電發(fā)電量486億千瓦時目標。當?shù)孛襟w報道稱，云南省政府建立督導幫扶及約談通報工作機制，督促重點產(chǎn)煤州市成立以主要領導為組長的保供專班，持續(xù)推動電煤增產(chǎn)增供?；痣婇_機容量持續(xù)提升，開機率達100%，日發(fā)電量突破2億千瓦時，均為近8年最高。

　　除了推動煤電市場化改革、建立容量市場，云南在規(guī)劃上也提出要建設火電。在火電建設方面，云南納入國家規(guī)劃的5個共480萬千瓦煤電項目中，省能投紅河電廠擴建70萬千瓦煤電項目已開工;華潤昭通70萬千瓦煤電項目在省政府專題協(xié)調(diào)后進展提速，預計12月底前開工;剩余3個共340萬千瓦煤電項目正在加快推進前期工作。

　　在四川，水電主要分布在川西地區(qū)，成都等負荷中心缺乏本地電源，電壓支撐弱，電網(wǎng)安全穩(wěn)定水平低，應對極端情況的能力不足。“四川省內(nèi)電源與負荷的分布，因而存在從‘川西向川東’、‘西部向東部’兩個‘西電東送’的情況。其中‘川西向川東’主要是省調(diào)電力，‘西部向東部’主要是國調(diào)電力，但是 “西電東送”都存在電網(wǎng)通道容量的瓶頸或制約。“當?shù)匕l(fā)電企業(yè)的負責人對《能源》雜志稱。除了在負荷中心附近推進新的煤電項目，此外我國西北地區(qū)煤電、新能源豐富，能夠與四川水電為主的能源結(jié)構(gòu)實現(xiàn)互濟，加強外電入川通道建設。

　　毫無疑問，煤電等以化石能源為燃料的電源是基本不受極端天氣影響的穩(wěn)定電源。在高比例可再生能源接入的電力系統(tǒng)中，化石能源發(fā)電將在極端天氣引起的供電短缺中發(fā)揮基礎性的作用。雖然兩省都規(guī)劃了火電新增裝機，歸根結(jié)底還是要解決火電虧損問題，否則規(guī)劃也只是一紙空文。但是一般而言，項目建設周期為2年，“遠火”難解“近渴”。

　　滯后的新能源

　　除了火電發(fā)展受限，云南、四川兩省新能源進展也相對緩慢。2015年，因為棄水等原因云南省全面叫停新能源開發(fā)，近幾年來電力供給緊張局面的出現(xiàn)，同時在“雙碳”目標的推動下，新能源發(fā)展暫停5年后，2020年開始，在特定地區(qū)啟動新能源項目開發(fā)。

　　云南的新能源崛起源于2020年的“8+3”計劃，彼時云南在大規(guī)模上馬高耗能產(chǎn)業(yè)之后出現(xiàn)了低電價缺口，才重新啟動了新能源招標。彼時，云南省能源局提出了“8+3”解決方案，即在適宜區(qū)域開發(fā)建設800萬千瓦風電和300萬千瓦光伏，該方案的初衷是因為2017年云南省提出的水電硅和水電鋁產(chǎn)業(yè)枯水期缺電的困局。

　　按照云南規(guī)劃的水電鋁和水電硅產(chǎn)能設計，達產(chǎn)后云南省的年度新增電力數(shù)量達到1300億kWh，而在枯水期的電源問題無法解決，因為云南85%以上的電力來源于水電，云南每年3500億kWh的電力產(chǎn)出，1300億kWh輸送到廣東、廣西，而枯水期就無法保證水電硅和水電鋁的電力需求，由于風電和水電的枯水期及汛期剛好互補，枯水期恰恰是大風季節(jié)，剛好補充枯水期電力缺口250億kWh。

　　然而，現(xiàn)實情況是當?shù)匦履茉错椖块_發(fā)難度很大。雖然當?shù)仫L光資源非常豐富，但是南方風光開發(fā)建設比北方復雜得多，云南省內(nèi)90%以上是山地，山川河流縱橫，地形復雜多變，土地敏感因素分布較多，受資源、土地利用和生態(tài)保護等多重影響。

　　以云南風電開發(fā)為例，當?shù)仫L能資源總儲量約為1.23億千瓦，可開發(fā)的風電裝機規(guī)?？偭考s2000萬千瓦，可開發(fā)資源主要聚集在云南省哀牢山以東地區(qū)，風電場多位于海?較高的山地或山脊，難以形成大規(guī)模的風電基地，疊加風機大型化，設備進場困難。目前云南建成風電項目平均約10萬千瓦，呈現(xiàn)“規(guī)模小、位置分散”等特點。對于“8+3”項目，盡管其裝機容量較大，但從單位裝機的場址范圍看，其單位裝機的場址面積仍然較大，其風機布置仍較為分散。

　　在云南，光伏電站多位于壩子及坡度和起伏較小的山地上，難以形成大規(guī)模的光伏電站基地，目前建成項目平均裝機約4萬千瓦。

　　由于光伏和風機項目布置分散，也導致集電線路和道路工程量大，項目投資成本較高。

　　但是，一方面用電緊張的局面，一方面為了打好綠色能源牌，云南省的新能源建設速度也在提速。上個月，云南省發(fā)展和改革委員會、云南省能源局印發(fā)《云南省2023年第一批新能源建設方案》(以下簡稱《方案》)。《方案》提出，確保實現(xiàn)2023年新開工新能源1500萬千瓦、投產(chǎn)并網(wǎng)新能源項目裝機1500萬千瓦的目標。四川省也提出，大力推動新能源裝機的增長到2025年，全省風電、光伏發(fā)電裝機容量分別達到1000萬千瓦、2200萬千瓦以上。

　　然而，根據(jù)昆明電力交易中心預測，云南規(guī)劃投產(chǎn)的2831萬千瓦新能源，政策激勵明顯不足，投產(chǎn)進度緩慢，很難實現(xiàn)按期投運。若2023年風電和光伏不能按期投產(chǎn)，電力供應緊張局面則加劇。

　　光伏和風電等項目由于送出通道受限，其結(jié)果是電源結(jié)構(gòu)單一，目前來看，主力電源供應依然受來水影響很大。對于高比例水電的云南和四川來說，隨著新能源裝機的提升，如何將新能源和現(xiàn)有的水電項目有機的結(jié)合，實現(xiàn)互相補充、調(diào)節(jié)是今后的一項長期任務。

　　未來出路

　　川滇兩省電源裝機結(jié)構(gòu)多年來以水電為主，煤電占比偏少，可再生能源增長相對緩慢，一旦來水緊張，調(diào)節(jié)能力就會不足。

　　2022年，云南新增裝機1279萬千瓦，其中白鶴灘水電站投產(chǎn)后，云南區(qū)域內(nèi)水電新增裝機500萬千萬，水電仍是云南省發(fā)電裝機增長的主要驅(qū)動力。但是，目前我國的水電開發(fā)已經(jīng)接近尾聲，在烏東德水電站和白鶴灘水電站投產(chǎn)后，云南省在建的僅有裝機容量140萬千瓦的托巴水電站，未來云南省的水電裝機增量有限。

　　而作為清潔能源大省，云南新能源遠景可開發(fā)容量達1.5億千瓦以上。據(jù)南方電網(wǎng)云南電網(wǎng)公司消息，截至5月份，云南全省統(tǒng)調(diào)裝機1.0543億千瓦，其中風電裝機達1125萬千瓦，超過火電統(tǒng)調(diào)裝機，成為云南省僅次于水電的第二大電源。

　　“十四五”期間，風電、光伏等新能源將成為增量電源的主力，對緩解供需矛盾、優(yōu)化電源結(jié)構(gòu)、保障電力供應發(fā)揮重要作用。在未來的電力裝機構(gòu)成中，毫無疑問，新能源在川滇兩省將成為水電之外最重要的組成部分。

　　今年3月，國家能源局開展全國主要流域可再生能源一體化規(guī)劃研究工作，啟動全國流域可再生能源綜合開發(fā)基地。國家能源局指出，水電響應能力較強，可進一步平滑新能源出力曲線，通過調(diào)峰調(diào)頻從而改善風光消納問題。此外，風、光與水電年內(nèi)的發(fā)力峰谷存在錯位，存在較好的互補性，風光“枯期”水電發(fā)力，水電“枯期”風光可提供一定支撐。

　　因而，新型電力系統(tǒng)背景下水風光互補一體化項目成為了未來的選擇。四川省發(fā)布的《四川省能源領域碳達峰實施方案》中稱，大力推進風電、光伏發(fā)電開發(fā)，其中重點提到藥加快打造金沙江上游、金沙江下游、雅礱江、大渡河中上游4個水風光一體化可再生能源綜合開發(fā)基地，同步推進其他流域水風光多能互補開發(fā)。

　　6月，四川省能源局、發(fā)改委發(fā)布了一則《加快推進多能互補電源建設激勵措施的實施細則》，文件中對之前發(fā)布的《加快推進多能互補的激勵措施》中的申報條件、申報流程以及監(jiān)督管理做出進一步明確。文件中指出：有調(diào)節(jié)能力水庫電站原則上配置附近60公里范圍內(nèi)的新能源資源，就近接入水電站升壓站實行水風光一體化開發(fā)，配置規(guī)模原則上不超過水電站核準批復的總裝機容量規(guī)模。

　　水風光一體化項目的開發(fā)，可以解決外送通道受限的問題，利用水電輸電通道打捆送出。在滿足電網(wǎng)要求的前提下，怎樣調(diào)節(jié)水電，防止棄光;預測光伏出力較大時，怎樣提前騰庫，避免棄水;預測光伏出力較小，怎樣抬高水頭，降低發(fā)電耗水率等都是流域梯級調(diào)度人員面臨的實際問題。

　　據(jù)研究，這兩個省份潛力巨大。僅金沙江中上游云南段水風光多能互補基地可開發(fā)10座裝機2556萬千瓦水電站、規(guī)劃約50個裝機約600萬千瓦的風光伏電站，合計3150萬千瓦;怒江云南段水風光多能互補基地共規(guī)劃“兩庫十三級”總裝機2227萬千瓦的水電站，規(guī)劃裝機約600萬千瓦的風光電、抽蓄電站，合計2800萬千瓦。僅云南省內(nèi)的金沙江中上游、怒江中下游風光水多能互補基地就可提供6000萬千瓦的清潔低碳可再生能源。

　　“水電充當調(diào)節(jié)電源時，運維成本肯定會增加，但水電站附近的風光資源給已有的水電企業(yè)開發(fā)，可以彌補水電充當調(diào)節(jié)電源的損失。”上述四川電力企業(yè)人士對《能源》雜志稱。

　　在未來，依托水電遠程集控統(tǒng)一調(diào)度+智慧電網(wǎng)技術，理想的模式是將大中型水電站打造為風光電進行日周調(diào)節(jié)+蓄能的抽蓄功能電站，發(fā)揮水電站的調(diào)峰蓄能去平抑風電光電不穩(wěn)定對電網(wǎng)的沖擊。利用現(xiàn)有輸電通道將風光水互補送出的同時提高了能源供給、送出通道利用率，是“基地開發(fā)、就近接入、打捆外送”創(chuàng)新協(xié)同開發(fā)模式的有益探索。尖峰化的用電負荷將是未來電力供應的常態(tài)，如何在面臨尖峰負荷時實現(xiàn)風光水互補互調(diào)、低碳保供，將成為檢驗新型電力系統(tǒng)的試金石。（能源新媒 范珊珊）