西南弃水困局下高效利用清洁能源资源的途径探索

王欢 刘猛

（1华润电力投资有限公司西南分公司 四川成都 610056 2中国电建集团成都勘测设计研究院有限公司 四川成都 611130）

当前，我国能源发展正处于深刻变革和重大调整的关键时期，在全球气候变化和生态环境恶化的双重挑战下，以绿色低碳为方向、大力发展可再生清洁能源已成为能源发展的必然趋势，多种能源互补发电与协调运行逐步成为未来电力系统的发展方向。

从目前可再生能源的资源状况和技术发展水平看，利用水能、风能、太阳能发电最为现实，前景广阔，而三者互补结合是一条有效的途径。多能源互补联合发电系统在国内外已成为一个研究热点。兰华等分析风光资源的互补特性，提出了风光互补发电系统，并分析了互补发电系统对配电网的影响［1］；周海峰等在风光发电系统中探讨了蓄电池的控制策略［2］；Bashir M.等在海上潮汐发电系统中结合了风光进行互补发电，探索3种能源输出功率的最佳配置［3］；陈丽媛等重点研究分析了“风光水”互补发电系统的调度策略［4］；余志勇等将现有水电站作为发电和储能组件，再引入风光互补发电，降低了对系统的投资成本［5］。

在多能互补理论的实际应用探索方面，吴世勇等提出了雅砻江流域建设风光水互补千万kW级清洁能源示范基地的思路，旨在通过雅砻江流域梯级水电开发带动流域风光水互补开发，提高送出通道利用率和开发的综合效益［6］；温鹏探讨了四川省境内金沙江下游干热河谷风光水互补调节开发的初步方案，期望通过高效利用金沙江干流大型水电站的送出通道，开发金沙江下游干热河谷丰富的风能和太阳能资源［7］。

1 西南区域清洁能源利用必要性及可行性

1.1 中国兑现减排承诺为西南区域清洁能源开发提出了要求

2015年11月30日，国家主席习近平在气候变化巴黎大会上发表主旨演讲。他指出，中国将实施优化产业结构，构建低碳能源体系，推出发展绿色建筑和低碳交通，建立全国碳排放交易市场等一系列政策措施，于2030年左右使二氧化碳排放达到峰值，并争取尽早实现。

水电是当前及今后一段时期内我国可再生能源的主力。根据国家最新发布的水能资源调查评价成果，我国水电可开发量约为6.6亿kW，年发电量约3万亿kWh。2030年，为实现非化石能源占一次能源消费比重20%的能源发展战略目标，水电发电量约占可再生能源发电量的46%。因此，促进水电行业健康科学发展是我国能源转型、实现减排目标的重要支撑。

1.2 国家加大力度解决弃水问题为西南水电开发提供了保障

“十二五”中后期以来，我国水电行业从大规模集中开发进入到适度有序开发阶段。水电开发面临电力供应持续宽松，电力市场化改革全面推进，发电企业面临残酷的价格战，弃水压力大、电量消纳问题突出。

2016年西南地区水电弃水的严重程度已经接近损失掉了一个三峡。水电弃水引起了国家的高度重视，2017年以来国家发改委、能源局已经多次组织专门的调研，探讨解决弃水问题。并在此基础上于2017年10月专门发布了《关于促进西南地区水电消纳的通知》（发改运行［2017］1830号），针对西南地区弃水问题作出明确的要求和部署。该文件发布仅仅半个月之后，国家发改委、能源局又发布了《解决弃水弃风弃光问题实施方案》（发改能源［2017］1942号），第一次把解决弃水问题放在了解决可再生能源发展问题的首位。

2017年、2018年，西南区域弃水电量持续下降，四川省弃水电量由2016年的142亿kWh降低为2018年的122亿kWh，云南省弃水电量由2016年的314亿kWh降低为2018年的170亿kWh。四川、云南两省的弃水状况会随着特高压外送通道的贯通以及省内消纳能力的提升逐步改善，预计“十四五”初期将会得到全面控制。

1.3 西南清洁能源天然禀赋为摆脱发展困境提供了可能

中国西南地区云南、贵州、四川、西藏4省（区）水能资源量占全国65%以上。国家规划的13个大型水电基地中有8个在西南地区，其中大渡河、金沙江、雅砻江、澜沧江、雅鲁藏布江等主要河流技术可开发量达到3.2亿kW。开发利用该区域的水能资源对于合理分配资源、优化能源结构、促进节能减排和促进经济低碳发展具有重要意义。同时，中国的西南地区也是我国太阳能、风能资源密集区域。根据中国风资源图谱和光资源图谱初步分析计算，西南云贵川藏4省（区）风资源经济可开发容量超5000万kW，光伏经济可开发容量超1亿kWh。

西南区域新能源资源储量丰富，“十四五”至“十五五”期间，随着特高压外送通道的贯通及本地消纳能力的提升，区域新能源资源开发将会出现新的转机，迎来新的发展机遇。

2 西南大区清洁能源利用途径探索

本着在现有条件下不增加电网外送压力、尽可能提升清洁能源利用率的目的，西南各省（区）积极探索风、光、水高效开发利用方案。风光水互补开发是解决目前西南地区清洁能源开发的最有效途径。从资源角度分析，西南区域水电、风电、太阳能资源具备一定聚集程度的特点，可以结合流域水电开发进行区域划分。对大规模的风电、太阳能规划场址，考虑省内电力系统接入能力和消纳空间受限的实际现状，根据水电站外送通道建设和区域电力系统现状和规划，实现风光水清洁能源的互补开发。

（1）年内互补特性分析。西南各省（区）气候特征主要表现为干季和湿季交替，即降水较多的年份，平均风速相对较小，反之亦然，同时出现丰水大风或枯水小风的年份较少，风能和水能在年际间恰好构成一个有机的互补体系。光伏发电与太阳辐射有关，因夏季多雨，也基本呈现冬季出力比夏季略大的规律。总体来讲，风光水的年内出力互补性是由于三种清洁能源资源的自身特点决定的，且具备长期的稳定性。对具有季调节性能以上的水库电站，能够结合风光年内的分布特点调整水库电站年内运行方式，以更好地与风电和光伏进行年内互补。

（2）日内互补特性分析。由于风资源的短期波动性较大，风电处理的短期波动性很大。光伏发电受昼夜交替影响，只能在白天发电，夜晚出力为零，且受天气影响、云层遮挡等造成出力不稳定波动。当水电站的水库具有一定调节库容时，可动用库容的调蓄能力和机组灵活启闭能力平抑和弥补风电和光电的短期波动。

（3）风光最优配比分析。当接入电站的风电和光伏分配比例不同时，接入的风光总规模有所差异，且与风电场和光伏电场的出力特性有关。根据学者对雅砻江流域官地水电站、锦屏水电站不同风光接入比例条件下的最大接入规模和弃风光率分析结果，当风电光伏以1∶1的比例接入时，装机规模和弃风光率指标综合最优。

3 西南区域清洁能源开发利用优势与难点分析

3.1 风光水互补开发的优势分析

（1）总体提升电网对风电、光电的消纳能力。在全流域基地模式下，通过流域集中控制，统筹调节能力大大增加。通过监控风电、光电的出力变化，实时调节水电站的水轮发电机组开度，以平抑风电、光电出力变幅及瞬时变率，补偿风电、光电的出力，将随机波动的风电、光电调整为平滑、安全、稳定的优质电源。可极大地提高风电、光电的电能质量，从而缓解甚至消除风电、光电对电网系统的冲击，提高电网对风电、光电的消纳能力。

（2）优化电网电源结构。凭借优良的调节能力，梯级水电对于改善系统的性能具有重要的作用。丰水期的经济效益与源、荷曲线匹配度明显优于枯水期。西南区域具备调节能力的电站较多，随着大型电站的陆续投产，很多流域可实现多年调节，通过多种能源的配合运行，科学调度，可以更好地优化电网电源结构，提高供电保障能力和综合开发效益。

（3）加快新能源开发步伐、提升区域新能源占比。风光水互补基地开发模式下，风电、光电消纳可以利用水电站建设形成的送出通道。特别是在目前西南各省（区）电力消纳存在困难的情况下，风光水互补清洁能源基地可以利用水电开发形成的已有的和正在规划的特高压送出通道。

3.2 风光水互补开发难点分析

（1）建立科学合理的系统指标评估体系。由于风能和太阳能资源的间歇性和随机性较强，其预测误差较大，短期预测精度有待提高，因此可以利用功率预测误差对预测系统进行对比评价，了解预测系统的运行情况。需要针对不同的风光水互补系统，建立互补性评估指标体系，适时对互补性进行评估，并根据评估结果及时调整系统能源配比，保证最优系统运行状况。

（2）竞价上网及平价上网政策冲击。国家发改委、能源局自2018年起，密集发布了《国家发展改革委 国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号）等一系列政策文件，全力推进风电、光伏平价上网项目。

西南区域多为风资源和光资源的三类甚至四类资源区（风电），资源条件较差，利用小时数较低。同时，西南区域多山区，交通条件差、建设难度大、建设成本较高，在目前的设备和建设成本下暂不具备平价上网条件。若要同时保障项目的经济性，需要规模效益的支撑，但西南地区受限于水电弃水，目前对新能源开发的态度适度从紧，尚未完全认识到风光水互补开发的优势。

4 结论

通过水能与风能、光能互补开发，风光电能通过梯级电站送出通道与水电电能集中送出，实现综合调度运行和区域内清洁能源的统筹开发，提高能源的利用效率。后期可配备相应规模的储能系统，进一步提高资源的利用率。在目前国家新能源开发“就近接入、就地消纳”的基础上探索一种新型的可再生能源协同开发模式，对解决西南区域在弃水困局下的清洁能源送出和消纳难题具有指导意义。