浅析云南水电弃水原因

2019-10-22吉祥卢敏杨子俊

云南电力技术 2019年4期

吉祥，卢敏，杨子俊

（中国电建集团昆明勘测设计研究院有限公司，昆明 650051）

0 前言

云南省作为国家重要的水电基地以及西电东送基地之一，一直以来都将以水电为主的能源产业作为支柱产业进行培育。2018年，云南省人民政府根据国家能源发展战略以及自身发展需求和资源优势，提出了打造云南绿色能源牌的发展理念，以此促进云南省的绿色能源资源优势转换为区域发展优势和经济优势，带动云南社会经济发展。然而，作为云南省绿色能源重要组成部分的水电，近年来面临十分突出的弃水问题，水电弃水已经对云南省能源行业的健康、持续发展造成了十分不利的影响，解决云南省弃水问题迫在眉睫。

针对云南省的弃水问题，本文重点分析了云南省水电弃水产生的原因并进行了归纳总结，以作为解决云南省水电弃水措施实施的参考。

1 云南省水力资源概况

云南省境内河流众多，按流域划分有金沙江、澜沧江、怒江、红河、珠江和伊洛瓦底江六大流域。除金沙江、珠江属国内河流外，澜沧江、怒江、红河和伊洛瓦底江均为国际河流。

据2001年全国水力资源复查成果显示，云南省经济可开发的水电站装机容量9795万kW，年发电量4713亿kWh。2011年中国电建集团昆明勘测设计研究院有限公司对全省水电站数据进行了初步复核，根据初步复核成果，全省水电经济可开发量为11751万kW。其中金沙江、澜沧江、怒江三大流域水电站的经济可开发量和年发电量分别占全省的86.2%和86.7%。

2 云南省水力资源开发状况

截至2017年年底，云南省电源总装机容量约8957万kW，其中，水电装机容量6281万kW，火电装机容量1613万kW，风电及光伏发电电源装机容量1063万kW，水电、火电和新能源分别占总装机容量的70%、18%、12%。

近年来，尤其是“十二五”期间，云南省电源建设速度较快，金沙江、澜沧江干流水电推进迅速，龙开口、鲁地拉、梨园、阿海、观音岩、溪洛渡、糯扎渡等电站陆续投产，其余电站也处于开建或前期工作中，中小水电也得到蓬勃发展。2017年年底，云南省水电装机容量6281万kW，占全省水电经济可开发量的53%。其中，金沙江干流水电装机容量2389万kW，澜沧江干流水电装机容量1712万kW，其他水电装机容量2180万kW。

3 云南省水电弃水情况

云南省从2014年起，开始出现较为严重的水电弃水。据统计，2014年弃水电量173亿kWh，2015年弃水电量153亿kWh，2016年弃水电量315亿kWh。

2017年云南省弃水电量约287亿kWh。从弃水的时间分布看，主要集中在6月～11月，该时段弃水电量合计280.9亿kWh，占全年弃水电量的97.9%。结合来水特性分析，汛期（6月～10月）弃水电量276.7亿kWh，占全年弃水电量的96.4%，枯期（12月、1月～4月）弃水电量5.0亿kWh，占全年弃水电量的1.7%，平水期（5月、11月）弃水电量5.3亿kWh，占全年弃水电量的1.9%。

图1 云南省弃水电量时间分布图-按月（2017年）

从弃水的空间分布来看，澜沧江干流电站合计弃水电量38.39亿kWh，占全省弃水电量的13.3%，金沙江干流电站合计弃水电量194.75亿kWh，占全省弃水电量的67.4%，其他电站合计弃水电量55.60亿kWh，占全省弃水电量的19.3%。金沙江干流电站弃水相对更为严重。

4 弃水的主要原因

结合云南省近年来弃水发生具体情况，梳理出云南省弃水电量产生的主要原因有以下几方面：

1）水电消纳保障机制缺乏

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，为我国的节能减排做出了重要贡献，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。

云南省作为我国重要的水电基地、西电东送基地，其水电有相当部分是作为外送电源建设的。近年来，云南省水电外送电量主要依靠云南省政府与外送区域政府进行协商确定，在目前的供需形式下，云南省作为电力外送送端，在协商中始终处于弱势方，难以充分的挖掘云电外送潜力，往往还需要各方、各层面的协调，在缺乏具体保障措施和机制的前提下，云电外送较为困难，可靠性和保障程度不足。

图2 云南省弃水电量空间分布图-按流域（2017年）

2）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：

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5328万kW，其中三江干流水电3572万kW，其余水电1757万kW。实际至2015年底，云南省水电装机容量约5896万kW，其中三江干流水电3781万kW，其余水电约2115万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1800亿kWh。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1439亿kWh。2015年全省实际用电量较预期水平减少361亿kWh。

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，电力盈余突显。

云南省电源以水电为主，大型水电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，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，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）资源禀赋影响市场消纳

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6529万kW（不含向家坝水电站直送上海320万kW），全社会用电量约1900亿kWh。

从汛枯差异看，2020年平水年云南省水电年发电能力约2820亿kWh，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1910亿kWh和910亿kWh，汛枯发电能力比为68：32，其汛、枯期用电需求分别为988亿kWh和912亿kWh。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2820亿kWh和2370亿kWh，两者相差约450亿kWh，其中约80%为汛期电量。

云南省水电的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，相应其接纳云南省季节性电能的意愿降低，云电外送难度增加。

4）云电消纳市场受限、外送通道建设滞后

云南省水电消纳除云南省本地区外，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，但实际于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。同样，目前云南省弃水严重的情况下，也在积极努力寻找新的消纳市场，即使市场能落地，外送通道建设也需要时间，外送通道规划、建设滞后不利于水电消纳。

5）其他因素

除上述提到的相关因素，部分区域电网薄弱通道能力不足、优化调度不充分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，其影响没有直观体现。但随着上述各外部问题的改善、解决，这些因素可能成为导致水电弃水的重要因素之一。