中國儲能網訊：“作為土生土長的云南人，小時候的氣候不這樣，冬天經常下雨，空氣中水汽豐富，現在冬春連旱，干燥程度在膚感上已接近北方城市?！苯衲晔潜蛔u為“亞洲水管”的云南省連續(xù)干旱的第三年，年近40歲的武威（化名）如此感慨。不止云南省，整個西南地區(qū)都在經受大旱考驗。
冷水河和青龍?zhí)陡珊砸姷?、大片皸裂的河床裸露?月瀾滄江來水偏枯16%……3月22日，水利部針對云南、四川兩省啟動干旱防御Ⅳ級應急響應。翌日，云南省辦公廳發(fā)文，“抗旱減災工作形勢嚴峻”。2023年，云南省遭遇了1961年有氣象記錄以來最嚴重的氣象干旱。2022年，川渝曾遭遇有氣象記錄以來最嚴峻的高溫干旱災害性天氣，平均降水量較常年同期偏少51%……
原本，我國西南地區(qū)并不缺水。因毗鄰“亞洲水塔”青藏高原，我國西南地區(qū)水網密布，瀾滄江、怒江、雅魯藏布江等流出國門，成為亞洲諸多文明的源泉，白鶴灘水電站、烏東德水電站等水電基地依水而建，通過“西電東送”支撐起了半個中國的電力用度。
“三十年河東，三十年河西”，西南地區(qū)電力供需形勢發(fā)生了根本性變化。2023年，云南省能源主管部門對其“十四五”時期電力供需形勢給出如此判斷——“豐緊枯缺，總體偏緊，存在一定缺口”。今年2月，昆明電力交易中心發(fā)文，2024 年，預計云南電力電量“雙缺”局面仍將持續(xù)。預計全年電量缺口約270億千瓦時，最大電力缺口達750萬千瓦。
云南電力供應再迎“大考”，面對電力需求的剛性增長、托底保障能力下降等結構性矛盾，水電、新能源等清潔電源“看天吃飯”，難以經受極端天氣的考驗。從“棄水”到“豐緊枯缺”，西南地區(qū)“自?！蹦芰Σ蛔?，外送和內用矛盾加劇，西電東送再迎挑戰(zhàn)，市場化勢在必行。
缺電大考
過去三年，我國大規(guī)模缺電省份多集中在西南地區(qū)。
2022年7月，全國第一水電大省、水電外送第一大省四川省，全天電力電量“雙缺”。云南自2021年開始，在出現電力緊張時對當地電解鋁企限電限產，2022年限產范圍擴大到貴州。“當前，云南電解鋁限產規(guī)模在180萬噸左右，約占云南省電解鋁指標產能近三成。”云南省知情人士告訴記者。
缺電的直接原因是難防的天災——干旱。
昆明電力交易中心介紹，2023年1—7月，云南和西藏雨雪天氣較近幾年同期偏少，瀾滄江上游來水較多年平均偏枯1成，瀾滄江區(qū)間來水較多年平均偏枯5成，省內其他流域來水較多年平均偏枯2—7成。今年旱情形勢依舊嚴峻，3月，云南瀾滄江來水預計偏枯近2成，金沙江來水偏豐1成，其余流域來水偏枯2—5成。
西南地區(qū)缺水并非偶然，根據中國科學院青藏高原研究所的科考結果，氣候快速變暖致使亞洲水塔失衡，改變了液態(tài)水的庫存比例，同時大氣環(huán)流的變化也改變了庫存水體的空間格局，下游區(qū)水供應和水需求之間的不平衡問題突出。
援引自河海大學水文資源專家董增川的公開研究：“近些年西南地區(qū)面臨的問題主要與西風帶的北移、對流活動減弱有關?！?
然而，西南地區(qū)省份的電力裝機結構，難以應對極端氣候的考驗。
截至2023年，云南省綠色能源裝機占比超過86%，綠色發(fā)電量占比近90%，清潔能源交易電量占比約97%，其中，2023年新增投產新能源裝機2085.6萬千瓦，是2022年投產裝機的14倍，新增集中式光伏、風電裝機穩(wěn)居全國第二，新能源裝機規(guī)模超過火電。四川省政府工作報告顯示，全省清潔能源裝機容量達到1.1億千瓦、占比86.7%，其中水電裝機容量9759萬千瓦、居全國第一位。
近九成的清潔能源裝機占比“標簽亮眼”，但在“硬幣”另一面，“麻雀雖小”折射出“清潔能源大省”保供陣痛的“俱全五臟”——“成也看天，敗也看天”。
“新能源在電力保供時‘掉鏈子’的事，這幾年不勝枚舉?！蔽渫硎荆皞鹘y電源一般來說既能提供電能量，又能提供調節(jié)能力，還能提供有效容量。新能源受物理屬性限制，極熱無風、極冷無風、極寒少光、晚峰無光，并不能在極端天氣或負荷尖峰時刻保證出力，比如水電有效容量約40%，100萬千瓦煤機、燃機可貢獻有效容量約80萬千瓦、90萬千瓦，我國八個電力現貨市場試點地區(qū)的風電有效容量僅10%?！?
以“風光”為代表的清潔電源非但不能提供持續(xù)出力，還要大幅增加系統對調節(jié)能力的需求。囿于資源稟賦特性，煤電是我國提供調節(jié)能力、備用能力和轉動慣量的“主力軍”，而西南地區(qū)煤電常年入不敷出。
以云南省為例，2019年，超過60年歷史的國電宣威發(fā)電有限責任公司正式破產，但宣威電廠“破產不停產”，在多份公告中提到要保留生產能力，就是云南需要煤電進行兜底。
在國家發(fā)改委、國家能源局去年下發(fā)的《關于建立煤電容量電價機制的通知》中，云南、四川兩省煤電容量回收比例高于全國平均水平，《通知》進一步明確，“2026 年起，云南、四川等煤電轉型較快的地方通過容量電價回收煤電固定成本的比例原則上提升至不低于70%，其他地方提升至不低于 50%”
除了煤電，其他新興能源能否緩解“燃眉之急”？
武威進一步指出：“如果使用電化學儲能、抽水蓄能，需要投資數萬億元，調動電化學儲能成本0.6元/千瓦時，經濟無法承受，而煤電0.3元/千瓦時左右。云南每年水電騰庫的時期是其全年電力供應最緊張的時期。在這個時期，調度給電廠發(fā)出的生產指令，通常是釋放最大生產能力。這足以說明煤電對西南地區(qū)的重要性，也有人打趣道‘西南江河滾滾流，流的都是煤和油’?！?
數據是最有力的證據。公開信息顯示，2022年，云南的煤電機組發(fā)電量僅357億千瓦時，利用小時數僅為2858小時，遠低于全國平均水平。云南省能監(jiān)辦日前發(fā)文，2023年，云南省1080萬千瓦煤電機組100%開機，利用小時數突破4800小時，為近10年最好水平。
“即便如此，四川、云南的煤電裝機比重仍在持續(xù)走低，云南省內電煤產能不足，煤價高企，電廠企業(yè)缺乏采購煤炭的動力，當地煤電企業(yè)建設積極性不足，進一步惡化了電源結構。”武威說。
送電博弈
全國發(fā)展一盤棋，云南等送端地區(qū)省內電力趨緊的“陣痛”，順著西電東送的紐帶，傳遞到了廣東等受端地區(qū)。
自1993年云南和貴州向廣東送電至今，“西電東送”工程實施已三十余年。時間撥回到1999年，中國正全力應對東南亞金融危機，電力供需形勢一度寬松，四川難以完全消納本地水電，剛剛建成不久的二灘水電站慘遭棄水，而千里之外的廣東省電力需求大增，拉閘限電重出江湖。在該背景下，西電東送建設進程提速。
截至目前，西電東送工程從南到北、從西到東形成了北、中、南三路送電格局，其中，中部通道則沿長江展開，不斷送往華中、華東和福建以及廣東等地區(qū)，南部通道以開發(fā)云南、貴州、廣西的水電為主，向廣東等東部用電負荷中心送電。
在2023年舉辦的“西電東送”30周年新聞發(fā)布會上，云南省能源主管部門表示，云南省持續(xù)服務廣東、廣西、上海、浙江、海南等五省區(qū)外送電力市場，“西電東送”規(guī)模全國第一。公開數據顯示，2022年，四川“西電東送”的電量超過1500億千瓦時，足夠全中國14億居民用電1個半月。
不斷崛起的大規(guī)模綠色電源項目、快速延伸的電網網架、迅速攀升的裝機容量、全面提升的電力裝備水平……西電東送三十余年碩果累累。
風水輪流轉，西南地區(qū)電力供需形勢從“棄水”到“豐緊枯缺”，送受兩端開始博弈。
據權威人士向記者透露，2023—2025年，隨著新能源加速建設并網，新能源成為第一大裝機電源，但常規(guī)電源建設總體滯后，南方電網全網分別存在約2000萬、2400萬、3000萬千瓦電力缺口，五省區(qū)除海南外均存在不同程度的電力缺口。
西南地區(qū)送端的第一訴求非常明確——自保。
以云南省為例，云南以綠電優(yōu)勢招商引資，從2018年開始，神火、其亞和魏橋將其電解鋁產能陸續(xù)轉移至云南。2019年—2022年，云南電解鋁耗電量從占工業(yè)用電比重20%增至33%。近幾年，云南省欲打造“世界光伏之都”，已發(fā)展成為全國第二大工業(yè)硅主產區(qū)，產量占比全國達到19%。這些都屬于高載能工業(yè)，據云南省能源主管部門測算，未來三年，云南每年電量增長均在200億千瓦時以上。
曾參與西電東送規(guī)劃的資深人士表示：“西電東送之初，我們要求做到云南、貴州輸送到廣東省的落地電價要比廣東省本地燃煤發(fā)電的平均上網電價每度電低2—3分錢，這樣廣東省就沒有理由不要西電了。當前，以西電東送為代表的‘跨省跨區(qū)送受電中的國家計劃、地方政府協議送電’仍然屬于優(yōu)先發(fā)電，并未參與市場交易。雖然時過境遷，電價政策進行了各種改革，但西電依舊‘按合同辦事’，未跟隨改革腳步，依然保持了低價優(yōu)勢?！?
“2020年西電東送達到最高峰，近兩年開始下降。2022年相比2020年電量下降6.3%。以云南為例，一方面，2023—2025年，云南全年各月均存在較大電力缺口，分別約850萬千瓦、1400萬千瓦、1550萬千瓦，最大電力缺口均在7月晚高峰；另一方面，云南省希望減少外送量，以保障本省正在打造的電解鋁和工業(yè)硅產業(yè)?！睒I(yè)內權威人士坦言。
東部地區(qū)受端的訴求亦一目了然——供需同樣趨緊，以期送端按合同履約享用優(yōu)惠電。
電網企業(yè)工作人員告訴記者，當前，送端外送和內用矛盾突出，跨區(qū)調配、余缺互濟、錯峰避峰的可用資源顯著下降，在運行中只能調減外送計劃，對送受兩端電力電量平衡產生較大影響，也引發(fā)了送受端利益協調、公平轉型等一系列問題?！氨热?，政府間關于外送線路走向及落地點博弈加劇，曾出現多地‘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?！?
用電角力
西南送端和東部受端近三十年的“情投意合”，在近兩年開始角力拉鋸，送受兩端供需緊張只是其一，背后還有更為復雜的因素。
早在2018年，中國工程院院士杜祥琬就坦言，長期來看，東部的分布式可再生能源，海上風電、核電等清潔能源及儲能的發(fā)展，高耗能產業(yè)向西轉移后當地電力就地消納比例提高，中國的長期電源、電網規(guī)劃均可能因此發(fā)生變化?！耙阅壳暗那闆r來看，西電東送可能還會有所增加。但隨著東部電源的發(fā)展和西部經濟的發(fā)展，西電東送的需求增量可能會出現拐點。至于具體時間，取決于國家規(guī)劃和政策引導等因素?！?
隨著時間推移，杜祥琬院士的判斷被逐步應驗。電力規(guī)劃設計總院工作人員表示，當前，西電東送呈現如下新特點，一是跨省跨區(qū)輸電通道送電基地將進一步“西移”。隨著川滇水電逐漸開發(fā)殆盡，水電的開發(fā)重心將逐步向西藏轉移；與此同時，輸電通道向中東部負荷中心的送電距離也將進一步拉大。
二是西電東送進入了接續(xù)送電的新階段。近年來，隨著國家能耗 “雙控”向碳排放“雙控”轉變，高載能產業(yè)向非化石能源相對富集的西部轉移，四川、 云南、貴州等傳統送端地區(qū)中長期電力需求將保持剛性增長，電力供需形勢嚴峻，同時上述地區(qū)中長期省內電源建設無法滿足用電需求。
三是電力流發(fā)展定位向“保供應和調結構井重”方向轉變。隨著碳排放約束逐步提高，出口海外產品征收碳關稅提上日程，中東部地區(qū)的綠電需求急劇增長，受端地區(qū)的用電缺口呈現“保障容量+綠電電量”的雙重特征，受端地區(qū)對外來電的需求發(fā)生轉變，新增電力流定位逐步從“保供應”向“保供應和調結構并重”方向轉變。
援引自《經濟參考報》調查，西電東送存在目標市場單一，電力資源沒有得到充分利用；統一開放、競爭有序的電力市場尚未形成；“西電東送”電價偏離水電資源價值，云電送粵按照廣東省火電標桿電價倒掛等問題。
今時不同往日，隨著電力現貨市場的建設，“成本定價”計劃模式轉變?yōu)椤肮┬瓒▋r”的市場模式，疊加燃料價格、新能源增多、煤電容量電價政策出臺等多種因素影響，計劃模式的“隱性”成本開始“顯化”。
電網企業(yè)工作人員表示，在計劃模式下，標桿電價根據各省中長期成本確定，繼而再根據不同省份標桿價格的差值確定送電方向，由于各省發(fā)電中長期成本變化不大，項目規(guī)劃送電方向與經濟性輸送方向基本一致。送端省份也有經濟發(fā)展訴求，用電企業(yè)也存在尋找電價洼地降低生產成本的訴求，隨著送端電力負荷的提升，負荷中心在發(fā)生轉移,在現貨市場運行后清晰的展示了這一現象，表現為部分送、受端出現了價格倒掛問題。
比如，2023年8月，在南方區(qū)域市場第三次調電試運行期間，貴州平均電價0.5元/千瓦時左右，廣東平均電價0.3元/千瓦時左右，按照經濟規(guī)律應是相對便宜的廣東給貴州送電，但是受限于送電指令，依然由貴州向廣東強行送電。
“合同執(zhí)行方式并未根據送受兩端價格形勢發(fā)生變化，送端省份將優(yōu)質資源低價“貢獻”給經濟發(fā)達省份，本省用戶反而使用“高價”電力，同時送端省份的系統運行費用均由省內的電力用戶承擔，省內用戶與外送電量之間形成了新的‘交叉補貼’，相當于本不富裕的貴州出錢補貼全國GDP數一數二的廣東，跨省跨區(qū)中長期交易價格形成機制與各地區(qū)電力市場價格愈發(fā)‘割裂’，加重了送端省內電力用戶的經濟負擔，加劇了‘貧富差距’?！蔽渫硎?。
針對上述發(fā)展新形勢和面臨的新問題，業(yè)內人士建議推動西電東送電源項目市場化。應及時賦予跨省跨區(qū)送電項目配套電源市場經營主體身份，推動受端參與跨省跨區(qū)電力交易。建立跨省跨區(qū)送電合同靈活調整機制，推動跨省跨區(qū)交易合同由物理執(zhí)行轉為經濟責任，相關部門在規(guī)劃階段發(fā)揮價格引導作用，對項目進行市場環(huán)境下的經濟性評估進一步，改善送受兩端電力供需形勢。
