曾经严重弃水限电的西南地区，近年电力出现供应缺口。夏季高温叠加来水减少，今年西南地区还会缺电吗？
（来源：能源新媒 作者：范珊珊）
6月30日，国务院国资委召开中央企业能源电力保供工作推进会，要求各中央企业全力以赴做好能源电力保供工作。这是月内国资委第二次电力迎峰度夏的部署会，月初在广东召开的能源电力保供专题会上，国资委要求发电企业应发尽发，多发满发。
进入炎热的7月，西南电网再次呈现尖峰时刻电力供需偏紧的态势，进入迎峰度夏关键时期，但能否平稳度过这个夏天，还要看今年上游的来水情况。
据气象部门预计，今年夏季（6-8月）西南地区东部及华中中部降水偏少、气温偏高，湖北大部、湖南北部、重庆东部、四川东北部等地降水偏少2-5成，可能出现区域性气象干旱。
显然，今年夏季西南省份保供的压力依然很大。截至2022年年底，四川省电力总装机12390万千瓦、同比增长7.8%，其中水电装机9748.5万千瓦，保持全国第一。云南全省发电装机容量为11145万千瓦，其中水电装机容量为8112万千瓦、火电1535万千瓦、风电912万千瓦、光伏585万千瓦。
对于云南、四川这两个省份来说，因以水电、新能源为主的电源结构和出力特性受气候变化、季节更替影响较大，电力供需形势依然严峻。“今年电力供需紧张态势应该比去年情况有所好转，去年夏季来水是特枯，今年比平均年份偏枯20%。但是，保供压力依然较大，呈现出‘丰紧枯缺、总体偏紧、有一定缺口’的特征。”四川当地一家电力公司的负责人对《能源》杂志称。
去年夏季的缺电情形人们还记忆犹新。在7-8月两个月内，四川省经历了历史同期极端高温、最少降雨量、最高电力负荷、缺电时间历史最长的“四最”叠加局面，电力供需严重失衡，历史同期首次出现电力电量“双缺”，四川省政府暂停工业用电长达半个月，不少地方的民生用电也陆续受到了影响，不得不启动能源保供一级应急响应。
依仗水电的川滇两省，电力生产“靠天吃饭”，在气候变化影响下，以往需要防汛的时节，去年旱情不断，长江流域从上到下都遭遇了罕见的“主汛期反枯”现象。国家气候中心称，在我国，极端天气气候事件仍呈多发强发态势，今年我国南方地区重点防范夏季持续性高温天气，确保迎峰度夏能源供应。显然，气候变化危机已成为现实威胁，极端天气发生的频度和强度都显著增加。
对于水电装机比例近八成的川滇这两个省份而言，高温以及干旱的气候将会直接导致发电主力——水电出力减少。中电联统计与数据中心主任王益烜接受媒体采访时称。
今年前4个月，全国规模以上水电发电量同比下降13.7%，其中4月份同比下降25.9%；5月份水电生产延续下降趋势，预计当月水电发电量同比降幅比4月进一步扩大。受水电生产能力下降等因素影响，当前云南电力供应仍呈偏紧态势。
和水电一样，风电、光伏等可再生能源电源都是典型的资源气象依赖型电源，其发电出力随天气变化而波动，极端气候条件下出力更是“大起大落”。可再生能源大发展，使得整个能源系统受到气象因素的驱动作用日趋显著。当“水电大省”遭遇缺水限电的危机，究竟如何破局？以水电、光伏和风电为主力的川滇电力系统，该如何应对极端气候带来的挑战？
从“弃水”到“缺电”
事实上，四川、云南原本是发电大省，多年以来一直深受“弃水”问题困扰。在正常的年份，夏季是一年中降水最为丰沛的季节，奔腾的河流随着地势的降低，将倾泻而下的动能，经由沿途的涡轮机转化为数量可观的电能，川滇两省每年的发电除了能够自给自足之外，还可以支援多个省份。四川的电力外送至江浙等东部沿海省份，云电送粤、云电送桂已经成为了近些年来解决云南弃水问题的关键路径。
在2020年之前，云南、四川两省的弃水问题严重。数据显示，2016年云南弃水电量攀升至315亿千瓦时，达历史最高点，同期四川的弃水电量也达到了164亿千瓦时。
变化从2016年开始，为了消纳更多地水电，地方政府从2016年后出台更多的政策引进工业企业，提升当地的电力消费。特别是当时全国推动铝冶炼行业的结构性改革，淘汰落后产能，以优惠的电价向一些耗电量高的企业抛出橄榄枝。
以云南省为例，利用水电优势，推出优惠电价吸引存量电解铝产能向云南聚集。据昆明电力交易中心统计，云南省内水电发电占比长期超过80%，汛期拥有大量电力富余，但由于2016年以前云南工业欠发达，大量的电力无法耗用，弃水电量超过百亿度电，西电东送是前期唯一出路。
自2016年开始，云南省下发多份文件，表示要将水电优势转化为经济优势。2017年，先后印发《关于推动水电铝材一体化发展的实施意见》等专项政策，通过优惠电价引入水电铝材、水电硅材等产业，推动水电铝材一体化发展专项用电方案。2018年，云南省提出要抓住供给侧改革下“北铝南移”时机发展水电铝，通过实施电解铝产能置换入滇，承诺给电解铝企业的优惠电价为0.25元/千瓦时。
从2018年开始，神火、其亚和魏桥等企业将其电解铝产能陆续转移至云南。2018-2020年之间，云南从山东、河南等省份承接了超500万吨的电解铝产能。水电铝材、水电硅材产业一体化发展大幅提升了当地用电量。2019年，弃水电量仅17亿千瓦时，同比减少158亿千瓦时，结束了“十二五”中期以来大规模弃水的历史。
据统计，2019年云南电解铝耗电量255万千瓦时，占工业用电20%。2022年，云南省用电增速达到11.8%，其中第二产业用电量同比增长15%，电解铝耗电量增加至575万千瓦时，占工业用电达到33%，复合增长率达到31%。
令这些企业没想的是，产能转移过来之后竟然遇到了限电的尴尬。去年，因为干旱气候的出现，导致了对高耗能企业的限电管理。2022年8月，云南省内电解铝运行规模达到历史高位521万吨，9月天气干旱，水电发电力下降，省内工业用电紧张，电解铝企业在9-10月响应用能管控，减产总规模达122万吨。
进入2023年初，云南省内降水较少，来水偏枯，水力发电承压，云南省外送电量已处于低位，难以进一步降低。2月，云南电解铝企业再次减产，减产规模达78万吨，两次合计减产达200万吨的规模。据上海有色网的调研，截至6月中旬这部分减产产能仍未重启，目前云南省内电解铝运行规模约为326万吨，较去年同期下降150万吨左右。和云南情况类似，四川已成为我国最大的光伏产业基地，亦是西部最大的电子产业生产基地。
高耗能产业向西南地区的转移，大幅提升了当地的用电量。令当地主管部门没有想到的是，特殊气候的出现，在保证外送的前提下，本地电力保供提出了巨大的挑战。
难以支撑的煤电
作为四川、云南省内的第二大电源，火电肩负着调节水电出力不够不均的重要责任。不过在2020年之前，火电在发电小时数方面被水电大大挤压了，特别是水电出力充足的情况下，当地煤电空间受到了严重积压。
据统计，云南省火电设备利用小时数从2007年5014小时下降至2019年的2113小时。2019年12月，国电宣威电厂申请破产清算，就是云南火电生存状况堪忧的集中体现。根据相关文件，宣威电厂资产12.59亿，负债52.88亿，负债率超过了400%。
长期以来，云南省内煤电发展缓慢，煤电机组利用小时数长期偏低，2022年全年发电量仅为357亿千瓦时，利用小时数仅为2858小时，远低于全国平均水平。特别是近两年煤价飞涨，火电厂经营面临巨大压力，在省内火电电煤产能不足的情况下，火电厂没有动力采购外省电煤。
根据《云南省能源发展规划(2016-2020年)》及《云南省能源保障网五年行动计划(2016-2020年)》，“十二五”期间，云南火电利用小时数极低，从2010年的4855小时下降至2015年的1550小时，火电企业亏损严重，“十二五”累计亏损额超过100亿元，且有扩大态势。
长期以来，云南省内火电企业上网标杆电价一直处于南方五省区最低水平，市场交易电价几乎处于全国最低水平，导致煤电价格长期严重倒挂。一面是云南水电开发规模不断扩大，另一面是云南的火电规模踟蹰不前。最终结构失衡，火电难以为整个电力系统兜底支撑。
去年出现的缺电局面，推动了燃煤市场的改革。2023年1月1日起，《云南省燃煤发电市场化改革实施方案》（下称《方案》）正式实行。根据《方案》云南将建立煤电电能量市场，允许煤电上网电价在基准价上下浮动20%；同时，云南在全国率先提出建立煤电调节容量市场，按照各类电源、用户的不同需求分摊调节容量成本。
在去年经验的基础上，面对今年可能再次出现的用电紧张局面，云南省紧盯2023年火电发电量486亿千瓦时目标。当地媒体报道称，云南省政府建立督导帮扶及约谈通报工作机制，督促重点产煤州市成立以主要领导为组长的保供专班，持续推动电煤增产增供。火电开机容量持续提升，开机率达100%，日发电量突破2亿千瓦时，均为近8年最高。
除了推动煤电市场化改革、建立容量市场，云南在规划上也提出要建设火电。在火电建设方面，云南纳入国家规划的5个共480万千瓦煤电项目中，省能投红河电厂扩建70万千瓦煤电项目已开工；华润昭通70万千瓦煤电项目在省政府专题协调后进展提速，预计12月底前开工；剩余3个共340万千瓦煤电项目正在加快推进前期工作。
在四川，水电主要分布在川西地区，成都等负荷中心缺乏本地电源，电压支撑弱，电网安全稳定水平低，应对极端情况的能力不足。“四川省内电源与负荷的分布，因而存在从‘川西向川东’、‘西部向东部’两个‘西电东送’的情况。其中‘川西向川东’主要是省调电力，‘西部向东部’主要是国调电力，但是 “西电东送”都存在电网通道容量的瓶颈或制约。“当地发电企业的负责人对《能源》杂志称。除了在负荷中心附近推进新的煤电项目，此外我国西北地区煤电、新能源丰富，能够与四川水电为主的能源结构实现互济，加强外电入川通道建设。
毫无疑问，煤电等以化石能源为燃料的电源是基本不受极端天气影响的稳定电源。在高比例可再生能源接入的电力系统中，化石能源发电将在极端天气引起的供电短缺中发挥基础性的作用。虽然两省都规划了火电新增装机，归根结底还是要解决火电亏损问题，否则规划也只是一纸空文。但是一般而言，项目建设周期为2年，“远火”难解“近渴”。
滞后的新能源
除了火电发展受限，云南、四川两省新能源进展也相对缓慢。2015年，因为弃水等原因云南省全面叫停新能源开发，近几年来电力供给紧张局面的出现，同时在“双碳”目标的推动下，新能源发展暂停5年后，2020年开始，在特定地区启动新能源项目开发。
云南的新能源崛起源于2020年的“8+3”计划，彼时云南在大规模上马高耗能产业之后出现了低电价缺口，才重新启动了新能源招标。彼时，云南省能源局提出了“8+3”解决方案，即在适宜区域开发建设800万千瓦风电和300万千瓦光伏，该方案的初衷是因为2017年云南省提出的水电硅和水电铝产业枯水期缺电的困局。
按照云南规划的水电铝和水电硅产能设计，达产后云南省的年度新增电力数量达到1300亿kWh，而在枯水期的电源问题无法解决，因为云南85%以上的电力来源于水电，云南每年3500亿kWh的电力产出，1300亿kWh输送到广东、广西，而枯水期就无法保证水电硅和水电铝的电力需求，由于风电和水电的枯水期及汛期刚好互补，枯水期恰恰是大风季节，刚好补充枯水期电力缺口250亿kWh。
然而，现实情况是当地新能源项目开发难度很大。虽然当地风光资源非常丰富，但是南方风光开发建设比北方复杂得多，云南省内90%以上是山地，山川河流纵横，地形复杂多变，土地敏感因素分布较多，受资源、土地利用和生态保护等多重影响。
以云南风电开发为例，当地风能资源总储量约为1.23亿千瓦，可开发的风电装机规模总量约2000万千瓦，可开发资源主要聚集在云南省哀牢山以东地区，风电场多位于海᠁较高的山地或山脊，难以形成大规模的风电基地，叠加风机大型化，设备进场困难。目前云南建成风电项目平均约10万千瓦，呈现“规模小、位置分散”等特点。对于“8+3”项目，尽管其装机容量较大，但从单位装机的场址范围看，其单位装机的场址面积仍然较大，其风机布置仍较为分散。
在云南，光伏电站多位于坝子及坡度和起伏较小的山地上，难以形成大规模的光伏电站基地，目前建成项目平均装机约4万千瓦。
由于光伏和风机项目布置分散，也导致集电线路和道路工程量大，项目投资成本较高。
但是，一方面用电紧张的局面，一方面为了打好绿色能源牌，云南省的新能源建设速度也在提速。上个月，云南省发展和改革委员会、云南省能源局印发《云南省2023年第一批新能源建设方案》（以下简称《方案》）。《方案》提出，确保实现2023年新开工新能源1500万千瓦、投产并网新能源项目装机1500万千瓦的目标。四川省也提出，大力推动新能源装机的增长到2025年，全省风电、光伏发电装机容量分别达到1000万千瓦、2200万千瓦以上。
然而，根据昆明电力交易中心预测，云南规划投产的2831万千瓦新能源，政策激励明显不足，投产进度缓慢，很难实现按期投运。若2023年风电和光伏不能按期投产，电力供应紧张局面则加剧。
光伏和风电等项目由于送出通道受限，其㐀果是电源结构单一，目前来看，主力电源供应依然受来水影响很大。对于高比例水电的云南和四川来说，随着新能源装机的提升，如何将新能源和现有的水电项目有机的结合，实现互相补充、调节是今后的一项长期任务。
未来出路
川滇两省电源装机㐀构多年来以水电为主，煤电占比偏少，可再生能源增长相对缓慢，一旦来水紧张，调节能力就会不足。
2022年，云南新增装机1279万千瓦，其中白鹤滩水电站投产后，云南区域内水电新增装机500万千万，水电仍是云南省发电装机增长的主要驱动力。但是，目前我国的水电开发已经接近尾声，在乌东德水电站和白鹤滩水电站投产后，云南省在建的仅有装机容量140万千瓦的托巴水电站，未来云南省的水电装机增量有限。
而作为清洁能源大省，云南新能源远景可开发容量达1.5亿千瓦以上。据南方电网云南电网公司消息，截至5月份，云南全省统调装机1.0543亿千瓦，其中风电装机达1125万千瓦，超过火电统调装机，成为云南省仅次于水电的第二大电源。
“十四五”期间，风电、光伏等新能源将成为增量电源的主力，对缓解供需矛盾、优化电源结构、保障电力供应发挥重要作用。在未来的电力装机构成中，毫无疑问，新能源在川滇两省将成为水电之外最重要的组成部分。
今年3月，国家能源局开展全国主要流域可再生能源一体化规划研究工作，启动全国流域可再生能源综合开发基地。国家能源局指出，水电响应能力较强，可进一步平滑新能源出力曲线，通过调峰调频从而改善风光消纳问题。此外，风、光与水电年内的发力峰谷存在错位，存在较好的互补性，风光“枯期”水电发力，水电“枯期”风光可提供一定支撑。
因而，新型电力系统背景下水风光互补一体化项目成为了未来的选择。四川省发布的《四川省能源领域碳达峰实施方案》中称，大力推进风电、光伏发电开发，其中重点提到药加快打造金沙江上游、金沙江下游、雅砻江、大渡河中上游4个水风光一体化可再生能源综合开发基地，同步推进其他流域水风光多能互补开发。
6月，四川省能源局、发改委发布了一则《加快推进多能互补电源建设激励措施的实施细则》，文件中对之前发布的《加快推进多能互补的激励措施》中的申报条件、申报流程以及监督管理做出进一步明确。文件中指出：有调节能力水库电站原则上配置附近60公里范围内的新能源资源，就近接入水电站升压站实行水风光一体化开发，配置规模原则上不超过水电站核准批复的总装机容量规模。
水风光一体化项目的开发，可以解决外送通道受限的问题，利用水电输电通道打捆送出。在满足电网要求的前提下，怎样调节水电，防止弃光；预测光伏出力较大时，怎样提前腾库，避免弃水；预测光伏出力较小，怎样抬高水头，降低发电耗水率等都是流域梯级调度人员面临的实际问题。
据研究，这两个省份潜力巨大。仅金沙江中上游云南段水风光多能互补基地可开发10座装机2556万千瓦水电站、规划约50个装机约600万千瓦的风光伏电站，合计3150万千瓦；怒江云南段水风光多能互补基地共规划“两库十三级”总装机2227万千瓦的水电站，规划装机约600万千瓦的风光电、抽蓄电站，合计2800万千瓦。仅云南省内的金沙江中上游、怒江中下游风光水多能互补基地就可提供6000万千瓦的清洁低碳可再生能源。
“水电充当调节电源时，运维成本肯定会增加，但水电站附近的风光资源给已有的水电企业开发，可以弥补水电充当调节电源的损失。”上述四川电力企业人士对《能源》杂志称。
在未来，依托水电远程集控统一调度+智慧电网技术，理想的模式是将大中型水电站打造为风光电进行日周调节+蓄能的抽蓄功能电站，发挥水电站的调峰蓄能去平抑风电光电不稳定对电网的冲击。利用现有输电通道将风光水互补送出的同时提高了能源供给、送出通道利用率，是“基地开发、就近接入、打捆外送”创新协同开发模式的有益探索。尖峰化的用电负荷将是未来电力供应的常态，如何在面临尖峰负荷时实现风光水互补互调、低碳保供，将成为检验新型电力系统的试金石。
