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云南电力供应趋紧 西电东送再受挑战

作者:赵紫原 来源:中国电力企业管理 发布时间:2024-04-01 浏览:

数字储能网讯:“作为土生土长的云南人,小时候的气候不这样,冬天经常下雨,空气中水汽丰富,现在冬春连旱,干燥程度在肤感上已接近北方城市。”今年是被誉为“亚洲水管”的云南省连续干旱的第三年,年近40岁的武威(化名)如此感慨。不止云南省,整个西南地区都在经受大旱考验。

  冷水河和青龙潭干涸见底、大片皲裂的河床裸露、2月澜沧江来水偏枯16%……3月22日,水利部针对云南、四川两省启动干旱防御Ⅳ级应急响应。翌日,云南省办公厅发文,“抗旱减灾工作形势严峻”。2023年,云南省遭遇了1961年有气象记录以来最严重的气象干旱。2022年,川渝曾遭遇有气象记录以来最严峻的高温干旱灾害性天气,平均降水量较常年同期偏少51%……

  原本,我国西南地区并不缺水。因毗邻“亚洲水塔”青藏高原,我国西南地区水网密布,澜沧江、怒江、雅鲁藏布江等流出国门,成为亚洲诸多文明的源泉,白鹤滩水电站、乌东德水电站等水电基地依水而建,通过“西电东送”支撑起了半个中国的电力用度。

  “三十年河东,三十年河西”,西南地区电力供需形势发生了根本性变化。2023年,云南省能源主管部门对其“十四五”时期电力供需形势给出如此判断——“丰紧枯缺,总体偏紧,存在一定缺口”。今年2月,昆明电力交易中心发文,2024 年,预计云南电力电量“双缺”局面仍将持续。预计全年电量缺口约270亿千瓦时,最大电力缺口达750万千瓦。

  云南电力供应再迎“大考”,面对电力需求的刚性增长、托底保障能力下降等结构性矛盾,水电、新能源等清洁电源“看天吃饭”,难以经受极端天气的考验。从“弃水”到“丰紧枯缺”,西南地区“自保”能力不足,外送和内用矛盾加剧,西电东送再迎挑战,市场化势在必行。

缺电大考

  过去三年,我国大规模缺电省份多集中在西南地区。

  2022年7月,全国第一水电大省、水电外送第一大省四川省,全天电力电量“双缺”。云南自2021年开始,在出现电力紧张时对当地电解铝企限电限产,2022年限产范围扩大到贵州。“当前,云南电解铝限产规模在180万吨左右,约占云南省电解铝指标产能近三成。”云南省知情人士告诉记者。

  缺电的直接原因是难防的天灾——干旱。

  昆明电力交易中心介绍,2023年1—7月,云南和西藏雨雪天气较近几年同期偏少,澜沧江上游来水较多年平均偏枯1成,澜沧江区间来水较多年平均偏枯5成,省内其他流域来水较多年平均偏枯2—7成。今年旱情形势依旧严峻,3月,云南澜沧江来水预计偏枯近2成,金沙江来水偏丰1成,其余流域来水偏枯2—5成。

  西南地区缺水并非偶然,根据中国科学院青藏高原研究所的科考结果,气候快速变暖致使亚洲水塔失衡,改变了液态水的库存比例,同时大气环流的变化也改变了库存水体的空间格局,下游区水供应和水需求之间的不平衡问题突出。

  援引自河海大学水文资源专家董增川的公开研究:“近些年西南地区面临的问题主要与西风带的北移、对流活动减弱有关。”

  然而,西南地区省份的电力装机结构,难以应对极端气候的考验。

  截至2023年,云南省绿色能源装机占比超过86%,绿色发电量占比近90%,清洁能源交易电量占比约97%,其中,2023年新增投产新能源装机2085.6万千瓦,是2022年投产装机的14倍,新增集中式光伏、风电装机稳居全国第二,新能源装机规模超过火电。四川省政府工作报告显示,全省清洁能源装机容量达到1.1亿千瓦、占比86.7%,其中水电装机容量9759万千瓦、居全国第一位。

  近九成的清洁能源装机占比“标签亮眼”,但在“硬币”另一面,“麻雀虽小”折射出“清洁能源大省”保供阵痛的“俱全五脏”——“成也看天,败也看天”。

  “新能源在电力保供时‘掉链子’的事,这几年不胜枚举。”武威表示,“传统电源一般来说既能提供电能量,又能提供调节能力,还能提供有效容量。新能源受物理属性限制,极热无风、极冷无风、极寒少光、晚峰无光,并不能在极端天气或负荷尖峰时刻保证出力,比如水电有效容量约40%,100万千瓦煤机、燃机可贡献有效容量约80万千瓦、90万千瓦,我国八个电力现货市场试点地区的风电有效容量仅10%。”

  以“风光”为代表的清洁电源非但不能提供持续出力,还要大幅增加系统对调节能力的需求。囿于资源禀赋特性,煤电是我国提供调节能力、备用能力和转动惯量的“主力军”,而西南地区煤电常年入不敷出。

  以云南省为例,2019年,超过60年历史的国电宣威发电有限责任公司正式破产,但宣威电厂“破产不停产”,在多份公告中提到要保留生产能力,就是云南需要煤电进行兜底。

  在国家发改委、国家能源局去年下发的《关于建立煤电容量电价机制的通知》中,云南、四川两省煤电容量回收比例高于全国平均水平,《通知》进一步明确,“2026 年起,云南、四川等煤电转型较快的地方通过容量电价回收煤电固定成本的比例原则上提升至不低于70%,其他地方提升至不低于 50%”

  除了煤电,其他新兴能源能否缓解“燃眉之急”?

  武威进一步指出:“如果使用电化学储能、抽水蓄能,需要投资数万亿元,调动电化学储能成本0.6元/千瓦时,经济无法承受,而煤电0.3元/千瓦时左右。云南每年水电腾库的时期是其全年电力供应最紧张的时期。在这个时期,调度给电厂发出的生产指令,通常是释放最大生产能力。这足以说明煤电对西南地区的重要性,也有人打趣道‘西南江河滚滚流,流的都是煤和油’。”

  数据是最有力的证据。公开信息显示,2022年,云南的煤电机组发电量仅357亿千瓦时,利用小时数仅为2858小时,远低于全国平均水平。云南省能监办日前发文,2023年,云南省1080万千瓦煤电机组100%开机,利用小时数突破4800小时,为近10年最好水平。

  “即便如此,四川、云南的煤电装机比重仍在持续走低,云南省内电煤产能不足,煤价高企,电厂企业缺乏采购煤炭的动力,当地煤电企业建设积极性不足,进一步恶化了电源结构。”武威说。

送电博弈

  全国发展一盘棋,云南等送端地区省内电力趋紧的“阵痛”,顺着西电东送的纽带,传递到了广东等受端地区。

  自1993年云南和贵州向广东送电至今,“西电东送”工程实施已三十余年。时间拨回到1999年,中国正全力应对东南亚金融危机,电力供需形势一度宽松,四川难以完全消纳本地水电,刚刚建成不久的二滩水电站惨遭弃水,而千里之外的广东省电力需求大增,拉闸限电重出江湖。在该背景下,西电东送建设进程提速。

  截至目前,西电东送工程从南到北、从西到东形成了北、中、南三路送电格局,其中,中部通道则沿长江展开,不断送往华中、华东和福建以及广东等地区,南部通道以开发云南、贵州、广西的水电为主,向广东等东部用电负荷中心送电。

  在2023年举办的“西电东送”30周年新闻发布会上,云南省能源主管部门表示,云南省持续服务广东、广西、上海、浙江、海南等五省区外送电力市场,“西电东送”规模全国第一。公开数据显示,2022年,四川“西电东送”的电量超过1500亿千瓦时,足够全中国14亿居民用电1个半月。

  不断崛起的大规模绿色电源项目、快速延伸的电网网架、迅速攀升的装机容量、全面提升的电力装备水平……西电东送三十余年硕果累累。

  风水轮流转,西南地区电力供需形势从“弃水”到“丰紧枯缺”,送受两端开始博弈。

  据权威人士向记者透露,2023—2025年,随着新能源加速建设并网,新能源成为第一大装机电源,但常规电源建设总体滞后,南方电网全网分别存在约2000万、2400万、3000万千瓦电力缺口,五省区除海南外均存在不同程度的电力缺口。

  西南地区送端的第一诉求非常明确——自保。

  以云南省为例,云南以绿电优势招商引资,从2018年开始,神火、其亚和魏桥将其电解铝产能陆续转移至云南。2019年—2022年,云南电解铝耗电量从占工业用电比重20%增至33%。近几年,云南省欲打造“世界光伏之都”,已发展成为全国第二大工业硅主产区,产量占比全国达到19%。这些都属于高载能工业,据云南省能源主管部门测算,未来三年,云南每年电量增长均在200亿千瓦时以上。

  曾参与西电东送规划的资深人士表示:“西电东送之初,我们要求做到云南、贵州输送到广东省的落地电价要比广东省本地燃煤发电的平均上网电价每度电低2—3分钱,这样广东省就没有理由不要西电了。当前,以西电东送为代表的‘跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电’仍然属于优先发电,并未参与市场交易。虽然时过境迁,电价政策进行了各种改革,但西电依旧‘按合同办事’,未跟随改革脚步,依然保持了低价优势。”

  “2020年西电东送达到最高峰,近两年开始下降。2022年相比2020年电量下降6.3%。以云南为例,一方面,2023—2025年,云南全年各月均存在较大电力缺口,分别约850万千瓦、1400万千瓦、1550万千瓦,最大电力缺口均在7月晚高峰;另一方面,云南省希望减少外送量,以保障本省正在打造的电解铝和工业硅产业。”业内权威人士坦言。

  东部地区受端的诉求亦一目了然——供需同样趋紧,以期送端按合同履约享用优惠电。

  电网企业工作人员告诉记者,当前,送端外送和内用矛盾突出,跨区调配、余缺互济、错峰避峰的可用资源显著下降,在运行中只能调减外送计划,对送受两端电力电量平衡产生较大影响,也引发了送受端利益协调、公平转型等一系列问题。“比如,政府间关于外送线路走向及落地点博弈加剧,曾出现多地‘争抢’‘截留’雅砻江中游水电、白鹤滩水电、陇东新能源的情形,导致外送落点争执不断。”

用电角力

  西南送端和东部受端近三十年的“情投意合”,在近两年开始角力拉锯,送受两端供需紧张只是其一,背后还有更为复杂的因素。

  早在2018年,中国工程院院士杜祥琬就坦言,长期来看,东部的分布式可再生能源,海上风电、核电等清洁能源及储能的发展,高耗能产业向西转移后当地电力就地消纳比例提高,中国的长期电源、电网规划均可能因此发生变化。“以目前的情况来看,西电东送可能还会有所增加。但随着东部电源的发展和西部经济的发展,西电东送的需求增量可能会出现拐点。至于具体时间,取决于国家规划和政策引导等因素。”

  随着时间推移,杜祥琬院士的判断被逐步应验。电力规划设计总院工作人员表示,当前,西电东送呈现如下新特点,一是跨省跨区输电通道送电基地将进一步“西移”。随着川滇水电逐渐开发殆尽,水电的开发重心将逐步向西藏转移;与此同时,输电通道向中东部负荷中心的送电距离也将进一步拉大。

  二是西电东送进入了接续送电的新阶段。近年来,随着国家能耗 “双控”向碳排放“双控”转变,高载能产业向非化石能源相对富集的西部转移,四川、 云南、贵州等传统送端地区中长期电力需求将保持刚性增长,电力供需形势严峻,同时上述地区中长期省内电源建设无法满足用电需求。

  三是电力流发展定位向“保供应和调结构井重”方向转变。随着碳排放约束逐步提高,出口海外产品征收碳关税提上日程,中东部地区的绿电需求急剧增长,受端地区的用电缺口呈现“保障容量+绿电电量”的双重特征,受端地区对外来电的需求发生转变,新增电力流定位逐步从“保供应”向“保供应和调结构并重”方向转变。

  援引自《经济参考报》调查,西电东送存在目标市场单一,电力资源没有得到充分利用;统一开放、竞争有序的电力市场尚未形成;“西电东送”电价偏离水电资源价值,云电送粤按照广东省火电标杆电价倒挂等问题。

  今时不同往日,随着电力现货市场的建设,“成本定价”计划模式转变为“供需定价”的市场模式,叠加燃料价格、新能源增多、煤电容量电价政策出台等多种因素影响,计划模式的“隐性”成本开始“显化”。

  电网企业工作人员表示,在计划模式下,标杆电价根据各省中长期成本确定,继而再根据不同省份标杆价格的差值确定送电方向,由于各省发电中长期成本变化不大,项目规划送电方向与经济性输送方向基本一致。送端省份也有经济发展诉求,用电企业也存在寻找电价洼地降低生产成本的诉求,随着送端电力负荷的提升,负荷中心在发生转移,在现货市场运行后清晰的展示了这一现象,表现为部分送、受端出现了价格倒挂问题。

  比如,2023年8月,在南方区域市场第三次调电试运行期间,贵州平均电价0.5元/千瓦时左右,广东平均电价0.3元/千瓦时左右,按照经济规律应是相对便宜的广东给贵州送电,但是受限于送电指令,依然由贵州向广东强行送电。

  “合同执行方式并未根据送受两端价格形势发生变化,送端省份将优质资源低价“贡献”给经济发达省份,本省用户反而使用“高价”电力,同时送端省份的系统运行费用均由省内的电力用户承担,省内用户与外送电量之间形成了新的‘交叉补贴’,相当于本不富裕的贵州出钱补贴全国GDP数一数二的广东,跨省跨区中长期交易价格形成机制与各地区电力市场价格愈发‘割裂’,加重了送端省内电力用户的经济负担,加剧了‘贫富差距’。”武威表示。

  针对上述发展新形势和面临的新问题,业内人士建议推动西电东送电源项目市场化。应及时赋予跨省跨区送电项目配套电源市场经营主体身份,推动受端参与跨省跨区电力交易。建立跨省跨区送电合同灵活调整机制,推动跨省跨区交易合同由物理执行转为经济责任,相关部门在规划阶段发挥价格引导作用,对项目进行市场环境下的经济性评估进一步,改善送受两端电力供需形势。

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