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綱要
送端地區(qū)電力供需緊張的原因
裝機結構單一 有效保供能力不足
產(chǎn)業(yè)布局西移，電力電量超預期增長
輸電通道受限，省內(nèi)省間互濟缺乏靈活性
引發(fā)的問題和矛盾
西電東送可持續(xù)性問題
送端受端爭電矛盾
跨省跨區(qū)輸電費問題
有關建議
堅持煤電托底、多能互補，提升有效保供能力
堅持統(tǒng)一開放、競爭有序，提升市場配置資源能力
堅持交直并重、協(xié)調(diào)規(guī)劃，提升互濟互保能力
正文
2023年7月11日，習近平總書記主持召開中央全面深化改革委員會第二次會議，強調(diào)要深化電力體制改革，加快構建清潔低碳、安全充裕、經(jīng)濟高效、供需協(xié)同、靈活智能的新型電力系統(tǒng)。自2021年中央提出構建新型電力系統(tǒng)以來，社會各界對新型電力系統(tǒng)的特征進行了大量研究，基本形成了以“安全”“低碳”“高效”“靈活”“智能”等為主的特征關鍵詞，與此次中央定調(diào)的特征基本一致。但“供需協(xié)同”是首次出現(xiàn)在新型電力系統(tǒng)特征的權威定義中，而且是在最高級別的會議中，足以凸顯出電力供需協(xié)同的重要性。
電力供需協(xié)同不僅包括時間上供需雙側的實時平衡，也包括供需鏈上市場主體的協(xié)調(diào)聯(lián)動，還包括空間上送受兩端的利益協(xié)調(diào)?！笆奈濉币詠恚覈娏┬栊蝿葳吘o，平衡矛盾呈現(xiàn)由受端地區(qū)向送端地區(qū)逐漸擴大的趨勢。2021年9月東北電網(wǎng)出現(xiàn)拉閘限電，2022年夏四川電網(wǎng)實施有序用電，云南電網(wǎng)季節(jié)性對電解鋁企限電限產(chǎn)，西北五省區(qū)已出現(xiàn)時段性電力供應緊張常態(tài)格局。送端外送和內(nèi)用矛盾突出，跨區(qū)調(diào)配、余缺互濟、錯峰避峰的可用資源顯著下降，在運行中只能調(diào)減外送計劃，對送受兩端電力電量平衡產(chǎn)生較大影響，也引發(fā)了送受端利益協(xié)調(diào)、公平轉型等一系列問題。
表 1 2021年以來關于新型電力系統(tǒng)特征的定義
送端地區(qū)電力供需緊張的原因
裝機結構單一，有效保供能力不足
可再生能源裝機占比高，受氣候影響大。我國西部地區(qū)憑借其豐富的水和風光資源，可再生能源發(fā)電裝機占比不斷攀升，青海、西藏、云南、四川、甘肅可再生能源已位居發(fā)電裝機主體地位，占比居全國前五（表2）。西南地區(qū)是世界上規(guī)模最大的水電基地，四川、云南的水電裝機占比分別達到78.7%、72.8%，但具有年調(diào)節(jié)及以上能力的水電站比重少，跨季調(diào)節(jié)能力差，電力供需豐枯、峰谷矛盾長期存在。四川全網(wǎng)三分之二為無調(diào)節(jié)能力的徑流式水電，發(fā)電能力受來水制約，在遭遇如2022年“最高溫度、最少來水、最長時間”的極端氣候時易出現(xiàn)電力電量缺口，電源“自?！蹦芰Σ蛔?。西北地區(qū)新能源裝機規(guī)模已超過煤電，成為地區(qū)第一大電源，新能源反調(diào)峰特性突出，日內(nèi)新能源波動量由2018年2654萬千瓦上升至2022年6096萬千瓦，是負荷日峰谷差的3倍，光伏占比不斷提高，“夏豐冬枯、日盈夜虧”的情況不斷加劇，負荷高峰時期電力供需緊張。
表 2 2022年西部省份發(fā)電裝機結構（單位%）
常規(guī)電源配置不足，無法形成有效的保供能力。青海、四川、云南火電占比僅為8.8%、14.8%和13.8%。近幾年來水偏枯，水電出力減少，煤電裝機不足，導致電力供應趨緊，特別是成都負荷中心缺乏本地電源，“空心化”嚴重。為保障水電汛期和新能源大發(fā)時期的發(fā)電，煤電需要深度調(diào)峰甚至停機來騰出空間，煤電利用小時數(shù)常年維持在2000-3000小時（圖1），且調(diào)峰等輔助服務回報不足，容量稀缺價值亦未得到合理體現(xiàn)。在電力現(xiàn)貨市場中，火電亦受到低邊際成本的新能源發(fā)電量的擠壓和出清價格的拉低，收益大幅下降。部分煤電企業(yè)資不抵債甚至破產(chǎn)清算，2019年云南國電宣威電廠、甘肅大唐國際連城電廠申請破產(chǎn)清算，負債率超過300％。西北地區(qū)電源結構趨向同質(zhì)化，青海水電調(diào)峰能力已發(fā)揮至極限，各省時段性互補優(yōu)勢減弱，負荷高峰省間互濟愈發(fā)困難?；痣娬急认鄬Ω叩男陆?、陜西、寧夏，近年來受一次能源價格上漲影響，電煤供應量和質(zhì)問題并存，火電出力受阻。
圖 1 西部部分省份火電利用小時數(shù)
新時代西部大開發(fā)戰(zhàn)略推進，有力促進西部經(jīng)濟增長。2020年黨中央、國務院印發(fā)的《關于新時代推進西部大開發(fā)形成新格局的指導意見》和2022年工信部、國家發(fā)改委等十部門印發(fā)的《關于促進制造業(yè)有序轉移的指導意見》，均提出“支持符合環(huán)保、能效等標準要求的高載能行業(yè)向西部清潔能源優(yōu)勢地區(qū)集中?！?020年1月，中央確定成渝地區(qū)雙城經(jīng)濟圈國家戰(zhàn)略，在西部地區(qū)形成高質(zhì)量發(fā)展的重要增長極。2022年，“東數(shù)西算”工程啟動，成渝、貴州、甘肅、寧夏等8地啟動建設國家算力樞紐節(jié)點。一系列政策為西部地區(qū)經(jīng)濟增長注入新動力，我國區(qū)域經(jīng)濟增長和用電量增長格局呈現(xiàn)“西快東慢”態(tài)勢。過去三年全國全社會用電量年均增速為6.1%（表3），西藏（15.2%）、陜西（12.2%)、云南（9.7%）和四川（9.4%）位列增速前4位，青海（8.8%）、重慶（6.6%）和新疆（6.5%）也高于全國水平。
表 3 西部省份全社會用電量增速(%）
高耗能產(chǎn)業(yè)“西遷”，帶動負荷電量大幅增長?！半p碳”目標下碳排放成為產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重要制約因素。新增可再生能源和原料用能不納入能耗總量控制、碳交易市場、歐盟碳關稅等政策，為西部省份發(fā)揮可再生能源優(yōu)勢發(fā)展經(jīng)濟和東部高耗能企業(yè)利用可再生能源布局產(chǎn)能創(chuàng)造了互利共贏的合作機會?！笆濉焙笃?，云南、四川、青海等省以優(yōu)惠電價政策，大規(guī)模引進了電解鋁、晶硅、鹽湖產(chǎn)業(yè)、數(shù)據(jù)中心等高耗能企業(yè)，三省2020年電解鋁產(chǎn)量增速分別達44%、47%和9%（圖2）。云南從山東、河南、陜西、甘肅等省份承接了超500萬噸電解鋁產(chǎn)能，電解鋁用電量占工業(yè)用電量比重從2019年20%上升到2022年33%。青海2022年單晶硅、多晶硅產(chǎn)量分別同比增長6倍和1.6倍（圖3）。高耗能行業(yè)帶動了用電量超預期增長的同時，也抬高了負荷尖峰，加之工業(yè)負荷調(diào)節(jié)潛力不足，加劇了電力供需矛盾。
圖 2 云南、四川、青海電解鋁年產(chǎn)量及同比增速
圖 3 青海單晶硅、多晶硅年產(chǎn)量及同比增速
輸電通道受限，省內(nèi)省間互濟缺乏靈活性
單向外送功能為主，雙向互濟能力有限。西部地區(qū)作為“西電東送”大基地，除重慶、西藏之外，外送電量占發(fā)電量的比重均在20%以上，其中寧夏、云南、四川在30%以上（表4）。長期以來，西部電網(wǎng)規(guī)劃主要服務于大規(guī)模電力外送，特高壓直流輸電線路以跨省輸出為主，在設計建設階段主要規(guī)劃單向送電功能，存在出力變化不頻繁、送電僵直、返送能力弱的弊端。四川目前建成的跨省跨區(qū)“六直八交”通道主要用于水電外送，與省外電力互濟通道少、能力低、保障弱?！拔麟姈|送”大部分電量依托國家計劃、政府間協(xié)議等剛性執(zhí)行，送電方向、時間、價格相對固定，無法及時根據(jù)電力供需形勢和市場價格進行靈活調(diào)整。部分線路“點對網(wǎng)”式的外送交易方式使得一些省內(nèi)機組不參與省內(nèi)電力供應，極端情況下對省內(nèi)支援能力有限。
表4 西部省份電網(wǎng)外送電量比重
“強直弱交”問題突出，電力輸送功率受限。伴隨著特高壓“西電東送”直流輸電規(guī)模的大幅提升，多外送直流弱送端電網(wǎng)網(wǎng)架格局呈現(xiàn)“強直弱交”特性。受短路電流、輸電走廊等因素制約，送端交流輸電網(wǎng)架建設滯后，相對持續(xù)增長的直流送電功率，交流電網(wǎng)承載直流故障引發(fā)的轉移潮流能力不足，運行中主要采取限制交流斷面功率或外送直流功率運行的措施。四川電網(wǎng)是典型“強直弱交”電網(wǎng)，造成攀西、甘孜等地水電500千伏送出通道受阻，錦蘇和賓金特高壓直流降功率運行。西北電網(wǎng) “大直流、大新能源、弱交流”特點突出，直流輸電通道容量超過6000萬千瓦，單回直流最大額定輸送容量已達到1200萬千瓦，同步機被直流匯集的新能源機組大量替代，系統(tǒng)短路容量較低，電壓穩(wěn)定問題嚴重，為避免大規(guī)模新能源脫網(wǎng)，會采取限制直流輸送功率及新能源出力水平的措施。
可再生能源送出通道重載，下網(wǎng)電力承接能力不足。在可再生能源快速發(fā)展的背景下，原有的交流網(wǎng)架不僅要保障省內(nèi)供電，還將承擔起匯集外送的功能。由于新能源時間上出力的不確定性和空間上裝機分布的不均勻性，電網(wǎng)重要斷面日內(nèi)潮流變化劇烈、反轉頻繁，有可能導致一些通道重載、過載。川渝水電集群和負荷中心呈東西逆向分布，外送、內(nèi)供電力均自西向東穿越，導致多回水電外送斷面重載或滿載。2022年夏四川便受省內(nèi)攀西通道和川南電網(wǎng)斷面受限影響，無法將金沙江、雅礱江、向家壩等水電基地下網(wǎng)電量全部送至負荷中心。另外，西部省份電網(wǎng)基礎設施仍然較弱，局部電網(wǎng)與產(chǎn)業(yè)布局不相適應，部分電解鋁、工業(yè)硅等新增產(chǎn)業(yè)布局在現(xiàn)有電網(wǎng)盲端、末梢，網(wǎng)架薄弱、電源支撐和變電容量不足。
引發(fā)的問題和矛盾
西向東送可持續(xù)問題
西部內(nèi)供電力需求增長。隨著高耗能產(chǎn)業(yè)西遷，西部省份的電力需求將以高于全國增速的水平快速增長，且晚于東部地區(qū)達峰，西部滿足自身用電的需求加大?！笆濉敝衅谝詠?，受東西部產(chǎn)業(yè)格局變遷、全國宏觀經(jīng)濟形勢等影響，跨省、跨區(qū)輸電量增速逐年下降，分別由2018年14.6%和13.5%下降到2022年的4.3%和6.3%（圖4）。東部用電增速放緩。作為定位率先實現(xiàn)“雙碳”目標的地區(qū)，東部面臨更強的能耗、碳排放約束，除產(chǎn)業(yè)轉移外，能效提升將推動經(jīng)濟增長與能耗脫鉤。同時，受端地區(qū)也有意降低電力對外依賴程度和安全穩(wěn)定風險，海上風電和分布式能源規(guī)模將大幅提升。據(jù)統(tǒng)計，廣東省外受電比重從2020年約30%下降到2022年的23%，相應外受西電電量從2009億千瓦時降到1772億千瓦時，未來三年省內(nèi)將新增9000萬千瓦裝機，接近云南現(xiàn)有裝機規(guī)模。
電源接續(xù)基地諸多問題待解。西南優(yōu)質(zhì)水電資源已基本開發(fā)殆盡，預計四川、云南在2025年左右電力外送能力達到峰值，2030年后電力外送能力將出現(xiàn)下降。“沙戈荒”風光基地、藏東南水電基地，地質(zhì)氣候條件相對惡劣，施工難度大、投資建設成本高。跨省區(qū)輸電通道資源緊張，前期工作協(xié)調(diào)難度大。若網(wǎng)源協(xié)調(diào)、外送經(jīng)濟性等問題不能妥善處理，將影響未來西電東送規(guī)模。
圖 4 2015年以來跨省、跨區(qū)電量增長率
送端受端爭電矛盾
西部送端省份電力供需偏緊，自用和外送矛盾加劇，送電能力和意愿雙雙下降，比如西北地區(qū)短時電力缺口導致外送能力不足，云南打造電解鋁產(chǎn)業(yè)希望減少外送廣東電量，內(nèi)蒙古上海廟經(jīng)開區(qū)大力發(fā)展裝備制造業(yè)導致外送山東電力意愿不足。
政府間關于外送線路走向及落地點博弈加劇，各方利益訴求難以平衡，曾出現(xiàn)多地“爭搶”“截留”雅礱江中游水電、白鶴灘水電、隴東新能源的情形，導致外送落點爭執(zhí)不斷，影響配套送出線路的核準建設進度。
省間中長期交易組織日趨困難，跨省區(qū)送受電計劃難以足額落實，送受端省份對交易價格存在較大分歧，新能源漲價訴求凸顯，發(fā)電企業(yè)高峰時段更傾向參與現(xiàn)貨市場，電力交易呈現(xiàn)“多月轉月度、月度轉月內(nèi)、月內(nèi)轉現(xiàn)貨”跡象，足額穩(wěn)量穩(wěn)價長協(xié)簽約不足。2022年西北、東北大幅調(diào)減“網(wǎng)對網(wǎng)”外送規(guī)模，分別同比減少67%和60%。
送、受電曲線匹配困難，調(diào)峰需求難以達成一致，送端省份調(diào)峰電源結構性不足，用電高峰時段平衡裕度有限，外送曲線優(yōu)化難度加大。2021年西北地區(qū)采取極端曲線校核削減銀東直流晚高峰時段的電力外送，對山東省電力系統(tǒng)和電力市場造成影響。
跨省跨區(qū)輸電費問題
調(diào)節(jié)成本分擔問題。對于主要輸送清潔能源的特高壓輸電工程，由于送端可再生能源來水來風日照的周期性和隨機性，輸送電量呈現(xiàn)波動性，需由火電等可調(diào)節(jié)電源參與調(diào)節(jié)，滿足送電曲線要求。四川等西部省份為保障水電和新能源穩(wěn)定外送，增開高價火電機組調(diào)峰調(diào)頻，擴容投資加強送端網(wǎng)架，其成本未能向受端用戶合理疏導，推高省內(nèi)用戶電價。
跨省區(qū)工程輸電定價問題。我國以送電功能為主的跨區(qū)域電網(wǎng)工程輸電價格實行單一電量電價形式，若可調(diào)節(jié)電源容量不足或送端省份留存電量，將導致直流輸送電力不足，輸電利用小時數(shù)低于設計值，投資成本回收周期拉長，經(jīng)濟效益下降，通過傳統(tǒng)的單一制電量電價難以合理回收投資。在反映短期邊際成本的區(qū)域電力現(xiàn)貨市場中，以長期輸電投資成本定價的單一制電量輸電價格可能在某些時段推高受端地區(qū)市場出清價格，降低送端機組跨省參與電力市場競爭的效率，不利于電力資源優(yōu)化配置。
相關建議
堅持煤電托底、多能互補 提升有效保供能力
加強可再生能源開發(fā)與多類型靈活調(diào)節(jié)資源的協(xié)調(diào)規(guī)劃，進一步增強電源多能互補、水火互濟能力，積極布局“風光水火儲”多能互補基地建設，提升區(qū)域綜合供電能力。加大龍頭水電站的開發(fā)建設力度，提高水電自身調(diào)節(jié)能力。依托藏東南水電、“沙戈荒”大基地等接續(xù)送電，進一步提升清潔能源納入送端省份就近就地消納比例。按照留有裕度、適度超前原則，配足托底電源，提升支撐性及調(diào)節(jié)性電源供應能力。發(fā)揮煤電的基礎保障性和系統(tǒng)性調(diào)節(jié)電源作用，積極推動煤電與煤炭、煤電與新能源聯(lián)營。在西部燃煤機組利用小時嚴重偏低的省份，探索建立容量補償機制，為煤電等資源參與靈活性調(diào)節(jié)提供合理的經(jīng)濟回報，保障發(fā)電容量充裕度。綜合考慮負荷增長情況、天然氣資源分布情況，在負荷中心附近和天然氣資源富集地區(qū)規(guī)劃建設一批燃氣機組。
堅持統(tǒng)一開放、競爭有序 提升市場配置資源能力
送受端爭電矛盾，暴露出傳統(tǒng)的“西電東送”計劃分電方式，已不適應地方利益格局的動態(tài)變化和區(qū)域協(xié)調(diào)發(fā)展的戰(zhàn)略要求，尤其是隨著西部“沙戈荒”風光大基地的逐步建成，也將面臨著送受端利益如何共享、成本如何分攤的問題，亟須建立適應電力資源大范圍配置的全國統(tǒng)一電力市場，推動市場供需發(fā)現(xiàn)價格，協(xié)調(diào)東西部省份的利益和矛盾。分類放開跨省跨區(qū)優(yōu)先發(fā)電計劃，將國家送電計劃、地方政府送電協(xié)議轉化為政府授權的中長期合同，通過市場機制實現(xiàn)跨省區(qū)日前、日內(nèi)的電力余缺互濟。推動中長期交易逐步縮短交易周期、提升交易頻次、豐富交易品種，進一步提升中長期交易的靈活性。完善省間現(xiàn)貨市場，通過省間現(xiàn)貨交易大范圍、短周期的交易機制設計，以市場化的手段引導電能在平衡富裕地區(qū)和平衡緊張地區(qū)之間及時調(diào)配，促進電力資源共濟、電力能源保供。分階段推動跨省區(qū)輸電價格由單一制電量價逐步向“容量電價+電量電價”的兩部制電價過渡。
堅持交直并重、協(xié)調(diào)規(guī)劃 提升互濟互保能力
統(tǒng)籌送端特高壓電網(wǎng)規(guī)劃，建設各級電網(wǎng)、各類電源和多元負荷協(xié)調(diào)發(fā)展的堅強送端大電網(wǎng)，提升電網(wǎng)對新能源接納能力和跨省區(qū)輸送能力。加強負荷中心間、流域間、省際間互聯(lián)互通，通過不同省間的多元化、多方向互聯(lián)輸電通道互濟支撐，提高送端區(qū)域省間電網(wǎng)互濟及資源配置能力，提升省級電網(wǎng)的靈活性水平。加強交流網(wǎng)架與大容量特高壓直流輸電的協(xié)調(diào)發(fā)展，科學布局直流落點，加強直流近區(qū)交流主網(wǎng)架，增強主網(wǎng)潮流靈活轉運和疏散能力。配套調(diào)相機等無功補償裝置，提高直流外送能力，開展新能源機組耐高壓改造，降低直流強沖擊下新能源大規(guī)模脫網(wǎng)及其引發(fā)的連鎖故障風險，由“強直弱交”逐步過渡到“強直強交”網(wǎng)架。增強外送機組下網(wǎng)電力承接能力，優(yōu)化主網(wǎng)架，改善潮流分布，控制短路電流，解決局部網(wǎng)架重載問題。加強高壓大容量柔性直流核心裝備研制，加快應用多端、柔性直流輸電技術及混合直流輸電技術，改善交直流相互影響問題和提高電網(wǎng)穩(wěn)定性，適應大規(guī)模遠距離新能源基地“西電東送”需求。（本文僅代表作者個人觀點，與供職單位無關）
