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| 西南電力困局：從棄水到缺電 |
| 來源：能源新媒 作者：范珊珊 時間：2023/7/20 |
曾經嚴重棄水限電的西南地區，近年電力出現供應缺口。夏季高溫疊加來水減少，今年西南地區還會缺電嗎?
6月30日，國務院國資委召開中央企業能源電力保供工作推進會，要求各中央企業全力以赴做好能源電力保供工作。這是月內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，國資委要求發電企業應發盡發，多發滿發。
進入炎熱的7月，西南電網再次呈現尖峰時刻電力供需偏緊的態勢，進入迎峰度夏關鍵時期，但能否平穩度過這個夏天，還要看今年上游的來水情況。
據氣象部門預計，今年夏季(6-8月)西南地區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，可能出現區域性氣象干旱。
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構和出力特性受氣候變化、季節更替影響較大，電力供需形勢依然嚴峻。“今年電力供需緊張態勢應該比去年情況有所好轉，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，呈現出‘豐緊枯缺、總體偏緊、有一定缺口’的特征。”四川當地一家電力公司的負責人對《能源》雜志稱。
去年夏季的缺電情形人們還記憶猶新。在7-8月兩個月內，四川省經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，歷史同期首次出現電力電量“雙缺”，四川省政府暫停工業用電長達半個月，不少地方的民生用電也陸續受到了影響，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“靠天吃飯”，在氣候變化影響下，以往需要防汛的時節，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”現象。國家氣候中心稱，在我國，極端天氣氣候事件仍呈多發強發態勢，今年我國南方地區重點防范夏季持續性高溫天氣，確保迎峰度夏能源供應。顯然，氣候變化危機已成為現實威脅，極端天氣發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將會直接導致發電主力——水電出力減少。中電聯統計與數據中心主任王益烜接受媒體采訪時稱。
今年前4個月，全國規模以上水電發電量同比下降13.7%，其中4月份同比下降25.9%;5月份水電生產延續下降趨勢，預計當月水電發電量同比降幅比4月進一步擴大。受水電生產能力下降等因素影響，當前云南電力供應仍呈偏緊態勢。
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”。可再生能源大發展，使得整個能源系統受到氣象因素的驅動作用日趨顯著。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，該如何應對極端氣候帶來的挑戰?
從“棄水”到“缺電”
事實上，四川、云南原本是發電大省，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，奔騰的河流隨著地勢的降低，將傾瀉而下的動能，經由沿途的渦輪機轉化為數量可觀的電能，川滇兩省每年的發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。數據顯示，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企業，提升當地的電力消費。特別是當時全國推動鋁冶煉行業的結構性改革，淘汰落后產能，以優惠的電價向一些耗電量高的企業拋出橄欖枝。
以云南省為例，利用水電優勢，推出優惠電價吸引存量電解鋁產能向云南聚集。據昆明電力交易中心統計，云南省內水電發電占比長期超過80%，汛期擁有大量電力富余，但由于2016年以前云南工業欠發達，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，云南省下發多份文件，表示要將水電優勢轉化為經濟優勢。2017年，先后印發《關于推動水電鋁材一體化發展的實施意見》等專項政策，通過優惠電價引入水電鋁材、水電硅材等產業，推動水電鋁材一體化發展專項用電方案。2018年，云南省提出要抓住供給側改革下“北鋁南移”時機發展水電鋁，通過實施電解鋁產能置換入滇，承諾給電解鋁企業的優惠電價為0.25元/千瓦時。
從2018年開始，神火、其亞和魏橋等企業將其電解鋁產能陸續轉移至云南。2018-2020年之間，云南從山東、河南等省份承接了超500萬噸的電解鋁產能。水電鋁材、水電硅材產業一體化發展大幅提升了當地用電量。2019年，棄水電量僅17億千瓦時，同比減少158億千瓦時，結束了“十二五”中期以來大規模棄水的歷史。
據統計，2019年云南電解鋁耗電量255萬千瓦時，占工業用電20%。2022年，云南省用電增速達到11.8%，其中第二產業用電量同比增長15%，電解鋁耗電量增加至575萬千瓦時，占工業用電達到33%，復合增長率達到31%。
令這些企業沒想的是，產能轉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，導致了對高耗能企業的限電管理。2022年8月，云南省內電解鋁運行規模達到歷史高位521萬噸，9月天氣干旱，水電發電力下降，省內工業用電緊張，電解鋁企業在9-10月響應用能管控，減產總規模達122萬噸。
進入2023年初，云南省內降水較少，來水偏枯，水力發電承壓，云南省外送電量已處于低位，難以進一步降低。2月，云南電解鋁企業再次減產，減產規模達78萬噸，兩次合計減產達200萬噸的規模。據上海有色網的調研，截至6月中旬這部分減產產能仍未重啟，目前云南省內電解鋁運行規模約為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業基地，亦是西部最大的電子產業生產基地。
高耗能產業向西南地區的轉移，大幅提升了當地的用電量。令當地主管部門沒有想到的是，特殊氣候的出現，在保證外送的前提下，本地電力保供提出了巨大的挑戰。
難以支撐的煤電
作為四川、云南省內的第二大電源，火電肩負著調節水電出力不夠不均的重要責任。不過在2020年之前，火電在發電小時數方面被水電大大擠壓了，特別是水電出力充足的情況下，當地煤電空間受到了嚴重積壓。
據統計，云南省火電設備利用小時數從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清算，就是云南火電生存狀況堪憂的集中體現。根據相關文件，宣威電廠資產12.59億，負債52.88億，負債率超過了400%。
長期以來，云南省內煤電發展緩慢，煤電機組利用小時數長期偏低，2022年全年發電量僅為357億千瓦時，利用小時數僅為2858小時，遠低于全國平均水平。特別是近兩年煤價飛漲，火電廠經營面臨巨大壓力，在省內火電電煤產能不足的情況下，火電廠沒有動力采購外省電煤。
根據《云南省能源發展規劃(2016-2020年)》及《云南省能源保障網五年行動計劃(2016-2020年)》，“十二五”期間，云南火電利用小時數極低，從2010年的4855小時下降至2015年的1550小時，火電企業虧損嚴重，“十二五”累計虧損額超過100億元，且有擴大態勢。
長期以來，云南省內火電企業上網標桿電價一直處于南方五省區最低水平，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規模不斷擴大，另一面是云南的火電規模踟躕不前。最終結構失衡，火電難以為整個電力系統兜底支撐。
去年出現的缺電局面，推動了燃煤市場的改革。2023年1月1日起，《云南省燃煤發電市場化改革實施方案》(下稱《方案》)正式實行。根據《方案》云南將建立煤電電能量市場，允許煤電上網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節容量市場，按照各類電源、用戶的不同需求分攤調節容量成本。
在去年經驗的基礎上，面對今年可能再次出現的用電緊張局面，云南省緊盯2023年火電發電量486億千瓦時目標。當地媒體報道稱，云南省政府建立督導幫扶及約談通報工作機制，督促重點產煤州市成立以主要領導為組長的保供專班，持續推動電煤增產增供。火電開機容量持續提升，開機率達100%，日發電量突破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，云南在規劃上也提出要建設火電。在火電建設方面，云南納入國家規劃的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調后進展提速，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，成都等負荷中心缺乏本地電源，電壓支撐弱，電網安全穩定水平低，應對極端情況的能力不足。“四川省內電源與負荷的分布，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’主要是省調電力，‘西部向東部’主要是國調電力，但是 “西電東送”都存在電網通道容量的瓶頸或制約。“當地發電企業的負責人對《能源》雜志稱。除了在負荷中心附近推進新的煤電項目，此外我國西北地區煤電、新能源豐富，能夠與四川水電為主的能源結構實現互濟，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定電源。在高比例可再生能源接入的電力系統中，化石能源發電將在極端天氣引起的供電短缺中發揮基礎性的作用。雖然兩省都規劃了火電新增裝機，歸根結底還是要解決火電虧損問題，否則規劃也只是一紙空文。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，近幾年來電力供給緊張局面的出現，同時在“雙碳”目標的推動下，新能源發展暫停5年后，2020年開始，在特定地區啟動新能源項目開發。
云南的新能源崛起源于2020年的“8+3”計劃，彼時云南在大規模上馬高耗能產業之后出現了低電價缺口，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，即在適宜區域開發建設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業枯水期缺電的困局。
按照云南規劃的水電鋁和水電硅產能設計，達產后云南省的年度新增電力數量達到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，剛好補充枯水期電力缺口250億kWh。
然而，現實情況是當地新能源項目開發難度很大。雖然當地風光資源非常豐富，但是南方風光開發建設比北方復雜得多，云南省內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、土地利用和生態保護等多重影響。
以云南風電開發為例，當地風能資源總儲量約為1.23億千瓦，可開發的風電裝機規模總量約2000萬千瓦，可開發資源主要聚集在云南省哀牢山以東地區，風電場多位于海?較高的山地或山脊，難以形成大規模的風電基地，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“規模小、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，云南省發展和改革委員會、云南省能源局印發《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2023年新開工新能源1500萬千瓦、投產并網新能源項目裝機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、光伏發電裝機容量分別達到1000萬千瓦、2200萬千瓦以上。
然而，根據昆明電力交易中心預測，云南規劃投產的2831萬千瓦新能源，政策激勵明顯不足，投產進度緩慢，很難實現按期投運。若2023年風電和光伏不能按期投產，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，其結果是電源結構單一，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，如何將新能源和現有的水電項目有機的結合，實現互相補充、調節是今后的一項長期任務。
未來出路
川滇兩省電源裝機結構多年來以水電為主，煤電占比偏少，可再生能源增長相對緩慢，一旦來水緊張，調節能力就會不足。
2022年，云南新增裝機1279萬千瓦，其中白鶴灘水電站投產后，云南區域內水電新增裝機500萬千萬，水電仍是云南省發電裝機增長的主要驅動力。但是，目前我國的水電開發已經接近尾聲，在烏東德水電站和白鶴灘水電站投產后，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容量達1.5億千瓦以上。據南方電網云南電網公司消息，截至5月份，云南全省統調裝機1.0543億千瓦，其中風電裝機達1125萬千瓦，超過火電統調裝機，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、優化電源結構、保障電力供應發揮重要作用。在未來的電力裝機構成中，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劃研究工作，啟動全國流域可再生能源綜合開發基地。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，通過調峰調頻從而改善風光消納問題。此外，風、光與水電年內的發力峰谷存在錯位，存在較好的互補性，風光“枯期”水電發力，水電“枯期”風光可提供一定支撐。
因而，新型電力系統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、光伏發電開發，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基地，同步推進其他流域水風光多能互補開發。
6月，四川省能源局、發改委發布了一則《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、申報流程以及監督管理做出進一步明確。文件中指出：有調節能力水庫電站原則上配置附近60公里范圍內的新能源資源，就近接入水電站升壓站實行水風光一體化開發，配置規模原則上不超過水電站核準批復的總裝機容量規模。
水風光一體化項目的開發，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。在滿足電網要求的前提下，怎樣調節水電，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，降低發電耗水率等都是流域梯級調度人員面臨的實際問題。
據研究，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10座裝機2556萬千瓦水電站、規劃約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劃“兩庫十三級”總裝機2227萬千瓦的水電站，規劃裝機約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。
“水電充當調節電源時，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開發，可以彌補水電充當調節電源的損失。”上述四川電力企業人士對《能源》雜志稱。
在未來，依托水電遠程集控統一調度+智慧電網技術，理想的模式是將大中型水電站打造為風光電進行日周調節+蓄能的抽蓄功能電站，發揮水電站的調峰蓄能去平抑風電光電不穩定對電網的沖擊。利用現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、就近接入、打捆外送”創新協同開發模式的有益探索。尖峰化的用電負荷將是未來電力供應的常態，如何在面臨尖峰負荷時實現風光水互補互調、低碳保供，將成為檢驗新型電力系統的試金石。
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