云南电力发展存在问题与未来新型电力系统发展建议

2021-09-02刘娟张秀钊王志敏刘民伟王凌谊赵爽

云南电力技术 2021年4期

刘娟，张秀钊，王志敏，刘民伟，王凌谊，赵爽

（云南电网有限责任公司电网规划建设研究中心，昆明 650011）

0 前言

2020年习近平总书记提出了“双碳”目标，即我国力争二氧化碳排放2030年前达到峰值，2060年前实现碳中和。2021年习近平总书记提出“要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。”云南省绿色能源资源基础条件扎实、开发空间广阔，既是能源生产大省，也是绿色能源大省。除水电外，云南新能源资源开发潜力也位居全国前列，本文总结云南电源发展存在的问题，并提出未来新型电力系统电源发展建议。

1 云南电源现状

截至2020年底，云南省全口径发电装机10338万千瓦。其中水电装机7556万千瓦，风电装机879万千瓦，光伏发电装机394万千瓦，煤电装机1240万千瓦，自备电厂269万千瓦。水电、新能源、火电、自备电厂分别占总装机容量的73 %、12.3 %、12 %、2.7 %，云南成为全国重要的西电东送基地和绿色能源基地。

1.1 水电出力特性

云南水电装机占比70%左右，水电装机占比较大，中小水电多为径流式水电，调节能力较差，且受来水影响，呈现季节性变化，全年水电出力呈现丰期多、枯期少的特点，丰枯出力悬殊，平水年、枯水年发电量差距较大，出力特性如图1所示。

图1 云南水电出力特性

“十四五”参与云南平衡水电装机约7710万千瓦，其中三江干流水电5300万千瓦，平水年水电总体利用小时数约4400小时，发电量丰枯比为67:33，丰枯差距较大。根据水电设计出力平、枯水年电量相差约660亿千瓦时。

1.2 风电出力特性

对云南省所有风电场2016～2020年实际出力数据进行集群分析，得到风电年平均出力特性及日平均出力特性曲线。云南省风电年出力特性呈现丰期小、枯期大的特点，5-10月风电月平均出力在12～30%之间；11-次年4月月平均出力在30～44%之间。全年发电小时数在2600小时左右，发电丰枯比为33:67左右，出力特性如图2所示。

图2 云南风电年平均出力特性

云南省风电丰、枯期日平均出力特性变化趋势基本相似，丰期平均出力在11%左右，在中午10～17点出力最小，此后逐渐增大，至晚上21～23点达到最大，此后逐渐减小，丰期全省风电一天之内平均出力波动较小，基本在8%以内。枯期出力相对较大，平均出力在34%左右，在中午10点左右出力最小，此后逐渐增大，至21点左右出力达到最大，枯期全省风电一天之内平均出力波动高于丰期，在13%左右，出力特性如图3所示。

图3 云南风电丰枯期典型日平均出力特性

1.3 光伏出力特性

对2016～2020年云南省所有光伏电站实际出力数据进行集群分析，得到光伏年平均出力及日平均出力特性曲线。光伏年平均出力特性呈现出丰期出力小、枯期出力大的特点，5-10月光伏月平均出力在12～14 %之间；11-次年4月月平均出力在14～17 %之间。全年发电小时数在1300小时左右，发电丰枯比为46:54左右，逐月出力特性如图4所示。

图4 云南光伏年平均出力特性

云南省光伏丰、枯期日平均出力特性变化趋势基本相似，丰期平均出力在11 %左右，枯期出力相对较大，平均出力在17 %左右。光伏出力主要集中在10:00-14:00，这段时间内的出力占全天出力总量的80 %左右，典型日出力特性如图5所示。

图5 云南光伏典型日平均出力特性

1.4 煤电出力特性

2010～2020年云南省煤电利用小时数如表1所示。“十一五”末至“十二五”初期，受来水偏枯、电源装机不足等因素影响，云南电力供需整体偏紧，全省煤电利用小时数较高，2010年达到4860小时。“十二五”末至“十三五”期间，由于云南整体负荷发展不达预期、电煤供应不足、煤炭价格较高等因素，全省煤电利用小时数总体处于较低水平。2016～2018年，云南电力电量大量富余、水电等清洁能源发电量较大，煤电利用小时继续维持极低水平，电煤供应完全满足发电需要。2017年，云南省煤电利用小时数达到历年来最低1277小时，2018、2019年分别为1539、1761小时。2020年以来，云南用电需求保持较高增速，煤电利用小时较前几年显著提高，2020年，全省煤电利用小时数已达2541小时。

表1 云南省发电煤耗和利用小时数表单位：克/千瓦时、小时

2 云南电源发展存在的问题

2.1 云南电源结构与省内用电结构问题

云南水电装机已占到电源总装机容量的70 %以上，为典型的水电系统。受气候的影响，云南水电出力特性表现为明显的“丰大枯小”，即丰期（5～10月份）平均出力可以达到装机容量的70%以上，而枯期只有30%左右。云南省内用电量丰枯比约为51:49，电源结构与用电结构不匹配[1]，丰期云南仅靠省内用电市场无法消纳云南水电，必须重视省内、省外市场，发挥南方电网资源优化配置平台作用，解决云南电源结构与省内用电结构不匹配的固有问题。

风电、光伏发电量丰枯比分别为33:67、46:54，与水电具有一定互补特性，但风光随机波动性较大，出力与日内负荷特性匹配性差，高峰时段电力供应能力较弱，间歇性出力特性导致电力供应不确定性增加。风电反调峰特性显著，凌晨系统需求处于较低水平而风电大发，导致系统净负荷峰谷差增大，增加了日调峰压力。

2.2 云南电力供需不平衡问题

“十五”、“十一五”期间由于经济快速发展，云南总体供需较为紧张。而自2012年始，云南水电及新能源开发过快，集中投产，电力产能严重过剩，当年汛期水电弃水24×108 kw·h，火电利用小时从2011年的4748 h下降至3670 h；2014～2015年电力供应出现大量盈余弃水及弃风进一步增加，2015年火电利用小时是进一步下降至1500 h[2]。

“十三五”初期，省内用电需求不大预期，电力供应严重过剩，弃水、弃风、弃光并存[3]，“十三五”后期，随着云南省积极促进铝硅产业发展，弃电得到缓解，供需基本平衡，但“十四五”期间，新增电源有限，铝硅产业预计新增用电量达1300亿千瓦时，2021年云南已开始出现限电现象，“十四五”云南在兼顾省内用电需求及西电东送面临巨大压力。

3 新型电力系统电源发展建议

3.1 积极推进新能源发展

随着云南水电建设高峰基本结束，后续新增大型电源潜力有限。“十四五”期间，云南核准与在建的大型水电共计650万千瓦，相对明确的中小水电共计60万千瓦，退役煤电160万千瓦，已纳入规划风电790万千瓦、光伏300万千瓦。此外，利用煤电退役项目替代指标、已核未建指标、新能源置换指标新增煤电480万千瓦。“十五五”至“十六五”，建设时序相对明确电源为水电870万千瓦（旭龙120万千瓦、奔子栏110万千瓦、古水220万千瓦、龙盘电站420万千瓦），其中龙盘电站受移民安置等因素影响，建设时序仍存在一定不确定性。怒江中下游“一库十二级”梯级水电站（合计1863万千瓦）受生态环保等因素影响，开发不确定性较大，云南自身电煤保障能力有限难以支撑大规模新增煤电。

云南新能源资源丰富，开发潜力巨大。除已投产和规划明确的风电、光伏项目外，云南省新能源可开发总量约1.61亿千瓦，在目前环境政策下，经济技术可行的新能源资源，合计约5779万千瓦（风电1800万千瓦、光伏3979万千瓦）；为保障未来云南电力安全可靠供应，大力发展新能源是保障云南电力安全供应的必然选择。

3.2 提高电网对新能源接纳能力

提升系统对新能源的接纳能力，最重要的就是提升系统调节能力。提升系统调节能力可通过挖掘现有装机调节能力及新建调节具备调节能力的电源及储能设备。

挖掘现有装机调节能力主要包括水电扩机及煤电灵活性改造。大型水电扩机虽然增加电量较少，但大大提高了存量水电的调节能力，有效促进新能源消纳。可通过推动澜沧江、金沙江流域大型电站扩机来满足系统电力及调峰容量需求；煤电除为系统提供可靠容量外，在来水偏枯和新能源建设滞后的情况下，将为系统提供托底的电量保障。随着电力消费结构变化，负荷峰谷差逐步增大，新能源反调峰特性将进一步加剧系统峰谷差，电力系统调峰需求持续提升。煤电是现阶段最经济的调峰电源之一，为促进新能源消纳、保障电力供应安全，煤电需要更多参与系统调峰、旋转备用等辅助服务。

新建调节具备调节能力的电源及储能设备主要包括新建调峰气电、抽水蓄能和电化学储能等等调节性电源或储能设备，以及龙头水电站建设等。

各类措施在性能、成本和配置要求等方面存在差异，需要综合考虑各类调节电源特点和应用场景需求，因地制宜合理配置。

表2 各类提升调节能力措施对比

3.3 推进电源建设与产业规划协调发展

改革开放以来，云南省电力供需形势经历了“九五”后期供大于求，“十五”、“十一五”期间电力不足引起错峰限电，“十二五”及“十三五”前期电源过剩导致的弃水弃风，直至“十三五”末期供需重归平衡的过程。供需不平衡问题在云南电力工业发展中问题较为突出，有全国大环境客观引起的供需矛盾，例如“八五”后期的经济软着陆和“九五”亚洲金融风暴影响，也有云南自身电源建设与用电需求不匹配的问题，例如“十二五”期间，云南省内用电需求增速逐年下降，年均增长7.47%，与此同时水电、新能源发战迅猛，导致云南2013年开始出现弃水现象，直至“十三五”末期，云南供需重新回归平衡，但随着云南“绿色能源牌”的持续推动，铝硅产业预计新增用电量达1300亿千瓦时，明确新增电源有限。煤电在碳中和背景下，核准建设依然存在较大不确定性，“十四五”面临巨大的电力电量缺口。

建议在推动云南经济发展中，重视产业规划与电源建设发展的协调性，实现电力供需平滑过渡，避免供需形势在短时期内发生较大反转，引发更多社会矛盾。