云南省水电弃水问题探讨

杨子俊 吉 祥 向 军 张建华

（中国电建集团昆明勘测设计研究院有限公司，云南 昆明 650051）

1 云南省水能资源概况

云南省境内水力资源分属金沙江、澜沧江、怒江、红河、珠江和伊洛瓦底江等6大流域。根据2001年水力资源复查成果，云南省10MW及以上河流共373条，水力资源理论蕴藏量平均功率104 390MW，年电量9 144 亿kW·h；理论蕴藏量10MW 及以上河流上，装机容量0.5MW 及以上技术可开发水电站装机容量101 940MW，年发电量4 919 亿kW·h；经济可开发的水电站装机容量97 950MW，年发电量4 713亿kW·h，经济可开发装机容量和年发电量分别占技术可开发的96%和95.8%。截至2017年8月底，云南省已建水电装机规模6 122万kW。

2 云南省电源结构及水电弃水情况

云南省电源以水电为主，截至2017年8月底，云南省已建电源总装机容量8 572 万kW，其中，水电装机容量6 122 万kW、风电装机容量810 万kW、光伏发电218万kW、火电装机容量1 422万kW。水电装机容量占系统总装机容量的71.4%。

近年来，随着云南省水电装机规模的增加，云南省水电弃水问题也逐渐凸显，自2013年产生弃水电量以来，云南省弃水电量呈逐年增加趋势，2014年至2016年，云南省逐年弃水电量分别为168 亿kW·h、153亿kW·h和314亿kW·h。

3 云南省弃水电量产生的原因

3.1 电源建设规模与负荷发展水平不匹配

电源建设规模与负荷发展水平不匹配体现在两个方面，一是电源建设速度过快，超规划预期，供给能力加强；二是负荷发展水平低于预期，用电需求降低。以“十二五”的电力发展为例进行分析。

电源方面，根据云南省电力工业发展“十二五”规划，2015年云南规划水电装机规模5 328 万kW，其中三江干流水电3572 万kW，其余水电1 757 万kW。实际上，至2015年底，云南省水电装机容量约5 896 万kW，其中三江干流水电3 781万kW，其余水电约2 115万kW。2015年水电装机实际规模较“十二五”规划目标增加568万kW，相应年均电量供给能力增加约250亿kWh。

负荷方面，根据云南省电力工业发展“十二五”规划负荷预测成果，“十二五”期间云南省年均负荷增长率12.9%，2015年全省用电量达1 800 亿kW·h。实际“十二五”期间云南省年均负荷增长率仅7.48%，2015年全省用电量1 439 亿kW·h。2015年全省实际用电量较预期水平减少361亿kW·h。

电源建设规模增加，而负荷水平又较预期降低，供给能力大于需求，电力盈余凸显。电源建设进度应是可控的，实际电源建设过快的原因是多方面的，总体上还是规划、监管不到位。而负荷发展水平则与社会经济发展水平、产业布局等紧密相关，客观上具有较大的不确定性，也缺乏有效的调控手段。

云南省电源以水电为主，大型水电站具有建设周期长的特点，电源建设后的消纳与负荷发展水平密切相关，负荷发展水平的不确定性决定了难以实现电源建设规模与负荷的完全匹配，供需不匹配的情况将长期存在，但随着整个电力市场规模的增大和网架结构的完善，系统对供需不匹配的容错能力将逐步提高。

3.2 资源禀赋影响了市场消纳

云南省电源以水电为主，水电发电能力受来水影响较大，云南省六大流域来水总体上汛枯（汛期、枯期）、丰枯（丰水年、枯水年）差异较大，而具有较好调节性能的水电站相对较少，因此水电出力总体上汛枯、丰枯差异显著，云南省的这种水电资源禀赋与市场需求不匹配，一定程度上影响了水电消纳空间。以2020年为例分析如下。

根据目前电源建设时序初步分析，2020年云南省水电装机容量将达到6 529万kW（不含向家坝水电站直送上海320万kW），全社会用电量约1 900亿kW·h。

从汛枯差异看，2020年平水年云南省水电年发电能力约2 820 亿kW·h，汛（5月～10月，下同）、枯期（1月～4月、11月、12月，下同）发电能力分别为1 910 亿kW·h 和910 亿kW·h，汛枯发电能力比为68：32，其汛、枯期用电需求分别为988 亿kW·h 和912 亿kW·h。从供需匹配上看，云南省水电供给基本上可以满足云南省枯期用电需求，汛期则存在大量水电富余。

从丰枯差异看，2020年云南省水电在平、枯水年情况下，年发电能力分别约为2 820 亿kW·h 和2 370亿kW·h，两者相差约450亿kW·h，其中约80%为汛期电量。

云南省水电资源特点决定了在满足云南省自身用电需求的基础上，可用于外送的水电主要为大规模的汛期季节性电能，且送电能力在年际之间可能存在较大差异。目前云电外送的主要受端市场为广东省和广西省，云电外送电能的季节性和不确定性势必会给受端区域的电源建设、运行带来诸多问题，其接纳云南省季节性电能的意愿降低，云电外送难度增加。

3.3 外送通道建设滞后

云南省水电消纳除本省外，主要消纳区域为南方电网范围内的广东和广西两省区，市场消纳范围受到限制。近年来，在国家经济发展速度总体放缓的形势下，广东、广西两省区的电力需求也相应降低，接纳云南大量富余电量的能力也降低，不利于云南省水电弃水电量的消纳。

同时，规划外送通道建设的滞后，一定程度上也加大了云南省的水电弃水电量。根据规划，云电送桂主要通道为金中直流（320万kW）和永富直流（300万kW），金中直流原规划于2014年建成投产，由于存在不同意见，拖延了决策核准过程，实际于2016年汛期投产。金中直流的推迟投产加剧了梨园、阿海水电站的弃水问题。

3.4 水电消纳保障机制缺乏

水电作为清洁可再生能源，水电的开发建设符合国家清洁能源发展战略，为我国的节能减排作出了重要贡献，但作为清洁可再生能源的水电在市场消纳上缺乏相应的保障机制，水电消纳主要依靠市场行为。目前，云南水电的消纳除依靠本省区外，重点还需依靠广东、广西两省区，从市场角度看，云电外送的价格优势并不明显，且为兼顾自身区域电源企业的利益，两省区增加云电送入规模的意愿并不强烈，不利于云南云电的消纳。

除上述提到的相关因素，部分区域电网薄弱、通道力能不足、调度方式不尽合理等也会对云南省水电弃水产生影响，但从实际情况看，目前云南省并没有因为这些因素产生区域性的电力短缺问题或火电增加供给的现象，即这些因素虽会对弃水电量产生影响，但在电力绝对富余的情况下，影响没有直观体现。

4 解决云南省弃水电量的措施建议

（1）建立促进水电作为清洁能源的消纳机制

制定鼓励跨省区清洁能源的节能减排考核政策和碳排放交易机制，并形成相应的清洁能源消纳和利用的目标考核体系，提高各省区水电消纳积极性。

出台支持清洁能源电力工业发展的相关机制，并建立合理的价格补偿机制，助力云南省水电产业的可持续发展。

建立跨省区协作、协商机制，以国家层面为主导，形成南方电网区域或更大区域范围内的跨省区电力交易协作机制，推进、协调富余水电的消纳。

（2）建立完善合理的区域电力市场

结合我国电力市场化改革，推动区域电力市场的建设和完善，以谋求在更大范围、更大平台上实现云南省水电资源的优化配置和市场交易，以促进云南省水电的充分消纳。

（3）推进龙头水库的建设，改善云南水电电能质量

推进云南省具有较好调节性能的龙头水库的建设，改善云南省水电出力特性，缓解云南省水电出力汛枯矛盾。龙盘水电站为金沙江中游“一库八级”的龙头水库，龙盘水电站的建设对金沙江中、下游梯级水电站群的改善作用极强，能根本改变云南省水电汛枯出力差异的矛盾，推动龙盘水电站建设，能有效提升云南水电的调节能力，提高云南水电质量。

（4）加强云电外送通道规划、建设

建议在国家层面加大支持力度，协调近期内云电外送消纳，并尽快促进已规划的云电外送通道建设。

同时，加大力度培育云南省用电市场，充分发挥云南省清洁水电的资源和区域优势，优化产业布局，引导省内用户稳定、持续及扩大生产，培育新的用电负荷增长点，提升本地消纳能力。科学规划、合理布局、严格控制电源建设规模及进度。加强局部地区电网建设，优化调度。