澜沧江流域水风光多能互补基地建设实践探索研究

袁湘华

（华能澜沧江水电股份有限公司，云南省昆明市 650214）

0 引言

在“双碳”目标引领下，我国步入以构建新型电力系统为路径，以可再生能源高质量发展为核心要义的新时代。水电作为技术成熟的清洁能源，具有稳定的调节能力和供电质量[1]，既能提供大量的“零碳”电能，又能为新能源的快速发展提供坚实的容量支撑。本文立足澜沧江流域已建、在建和规划的流域梯级水电站，进一步总结提炼水电开发实践经验，分析多能互补基地开发优势，一体规划建设新能源项目，统筹推进澜沧江流域水风光多能互补基地建设。

1 澜沧江流域水电开发基本情况

1.1 澜沧江流域概况

澜沧江—湄公河是世界第九、亚洲第五大河，发源于青海省，流经青海、西藏、云南三省，于云南省勐腊县出境，干流长4880km，可开发利用量5000万kW。在中国境内称为澜沧江，全长2153km，干流规划23个梯级，规划总装机容量超3500万kW，是中国十三大水电基地之一[2]。

1.2 澜沧江流域开发情况

华能澜沧江水电股份公司（以下简称公司）作为澜沧江全流域水电项目的开发主体，按照“流域、梯级、滚动、综合”的开发方针，负责对澜沧江西藏段、云南上游段以及中下游段进行开发。目前，云南段水电项目已基本开发完毕，共投产11个电站，总装机容量2135万kW；西藏段水电项目按照2030年全面投产目标，加快开发建设。流域水电资源优质丰富，具备优良的调节性能和显著的补偿效益。澜沧江云南段已建成3条±800kV特高压直流通道，7条500kV交流送电断面，送电容量超过3100万kV，通道利用率约50%。澜沧江西藏段计划采用±800kV特高压直流，采用点对网送电方式直送粤港澳大湾区，输电线路长2200km，送电容量1000万kW。

2 澜沧江流域水电建设经验成就

公司深入贯彻落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，始终秉承华能集团“三色”公司使命，积极践行“构建和谐电站、奉献绿色能源”发展理念，切实做到水电开发与带动地方经济社会协同发展、与社会责任建设和谐发展、与生态环境保护协调发展，保持了“运营一批、建设一批、储备一批”的良好态势，取得了丰富的经验成就，为建设流域水风光多能互补基地打下了坚实基础。

2.1 创建全流域集束管控模式，发挥流域调蓄补偿作用

公司具有大规模水电站集群运营管理和新能源区域集中控制管理经验，建有国内首屈一指的流域水电站集中控制中心，集控容量超过2000万kW，全部机组实现“无人值班”，生产运行管理达到世界先进水平。充分发挥梯级水库调节补偿作用，可大幅改善澜沧江—湄公河黄金水道枯水期航运条件，年均减少全网弃水电量超200亿kW·h，实现了流域水资源高效、经济、综合利用。建有新能源区域集中运行控制中心，集约化管理水平高，统一调度能力强。建设流域水风光多能互补基地，能够充分发挥流域和区域统一运营管理优势，更好地实现运行调度高度协同、水风光充分互补、资源效益高效利用，提高电力系统稳定运行水平和电力安全供应保障能力。

2.2 坚持生态优先绿色低碳发展，打造生态文明标杆工程

公司始终坚持“生态优先、绿色发展”理念，流域已建成投产水电站年发电量超千亿kW·h，累计输送清洁能源超9100亿kW·h，相当于节约标煤3.2亿t，减少二氧化碳排放超8.6亿t。构建多层次生态管理体系，科学避让世界遗产地、自然保护区等生态敏感区域，留出天然河段305.2km、占总长度19.3%。全面做好生态修复总体规划，移栽保护珍稀植物10万余株，建成动物保护点3处，成功增殖11种、放流1000万尾土著鱼，成为流域整体保护、开发协调最优的典范。建设流域水风光多能互补基地，能够更好地统筹可再生能源开发利用与生态环保协同优化，实现整体效益最优。

2.3 全方位开展原创科技攻关，建管水平引领行业发展

公司依托国家能源技术研发中心、马洪琪院士工作站等科技创新平台，大力开展科技创新。首创数字大坝绿色智能筑坝技术，建成世界首座300米级混凝土特高拱坝、亚洲最高黏土心墙堆石坝、亚洲最高碾压混凝土重力坝，发明了世界首创、中国原创、具有完全自主知识产权的景洪水力式新型升船机，成功研发70万kW水电机组全国产化监控系统，创造了“景洪速度”“一年十八投”等记录，摘取了国际里程碑工程奖、菲迪克奖、鲁班奖、国优金奖等多项大奖。经过20余年的跨越发展，公司发展成为国内第二大水电上市企业，区域能源投资规模最大、装机容量最大的发电企业，拥有一流的基建技术，先进的运管水平，卓越的人才队伍和雄厚的投资实力。建设流域水风光多能互补基地，依托已有水电、新能源建设经验和专有技术，可充分发挥公司高效的建设运营管理水平，有效保障大规模新能源项目集中开工建设，全面打造国家级标杆示范基地。

2.4 推进多民族企地融合共建，助力乡村振兴和谐发展

公司统筹协调水电开发和脱贫攻坚，建成“全流域多民族绿色生态型和谐社会”。投入移民资金超450亿元，完成移民搬迁安置超10万人。投入扶贫资金超22.7亿元，帮扶云南4县拉祜族、佤族两个“直过民族”实现历史性整族脱贫；帮助云县大田山村、富源县白岩村等232个贫困村、31.67余万人口全部脱贫出列；投入资金2.66亿元实施“百千万工程”，帮扶项目1133个，解决流域周边25个县11万群众民生难题。建设流域水风光多能互补基地，可持续深化企地和谐，带动当地就业人口增加，有效改善居民生活质量，助推加快实现乡村振兴。

3 打造澜沧江流域水风光多能互补基地实践思考

随着习近平总书记在联合国大会上作出“2030年前碳达峰，2060年前碳中和”的庄严承诺，我国步入以“双碳”目标为导向、可再生能源高质量跃升发展的新阶段。到2030年，单位国内生产总值二氧化碳排放量将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿kW以上。“十四五”期间，单位国内生产总值能耗和二氧化碳排放分别降低13.5%、18%。总体上看，我国实现“双碳”目标时间紧、幅度大、任务异常艰巨。近期，国家陆续出台可再生能源发展“十四五”规划、碳达峰碳中和“1+N”政策体系，系统谋篇布局能源发展，研究落实多能互补一体化基地规划。我国水、风、光等可再生能源具有较好的互补特性，推动水风光一体化协同发展，可充分发挥互补优势，有效提升资源开发利用率和经济性，实现综合集约高效一体化开发。

3.1 澜沧江流域水风光多能互补基地规划情况

公司作为澜沧江流域唯一开发主体，围绕“两个一体化”“一化三统筹”要求，系统开展水电调节能力、风光开发潜力、基地综合布局、整体开发方案、配套体制机制等基地规划研究工作。经研究测算，到“十五五”末，澜沧江流域一体化基地（澜沧江云南段水风光一体化可再生能源基地、西藏澜沧江水光互补清洁能源基地）总装机规模超过5500万kW，其中水电装机超3300万kW，新能源装机约2200万kW。年发电量超过2000亿kW·h，相当于每年节约标准煤6100万t，减少二氧化碳排放超1.68亿t。后续充分发挥流域云南段糯扎渡、小湾水电站多年调节库容，流域西藏段RM水电站年调节库容，结合流域存量水电扩机、抽水蓄能电站建设，新建一条输电通道，可新增水电装机超过1000万kW，配套再开发流域新能源3800万kW。更好地发挥水风光互补优势，促进流域可再生能源高质量发展，最终形成超过4000万kW的水电装机，6000万kW的新能源装机，实现再造一条“澜沧江”的宏伟蓝图。

3.1.1 澜沧江云南段水风光一体化可再生能源基地

澜沧江云南段分为上游和中下游两个河段，梯级水电开发成熟，调节性能较好，送出通道稳定，流域周边风光资源丰富，具有较好的水风光一体化开发基础。各梯级水电送出通道已安全稳定运行多年，现阶段通道利用率约50%，提升空间较大。

澜沧江云南段水风光一体化可再生能源基地按照“水+风+光”的一体化互补开发模式，以单位千瓦投资和有效单位度电投资较小、弃风弃光率较小为原则，测算基地总规模4000万kW，其中水电2500万kW，风电55万kW，光伏发电1450万kW。考虑能源电力增长需求，“十四五”风光建设规模1000万kW，2030年全部建成投产。同时，按照不削弱系统调峰能力、促进新能源电力消纳原则，在经济合理的条件下，梯级水电可扩机约600万kW。基地建成后，风光弃电率约5%，枯水期西电东送日送电负荷峰谷比最高可达到5：1，可新增新能源年均上网电量513亿kW·h，提高通道利用率26%。按照项目收益率8%测算，具有良好的市场竞争力。

3.1.2 西藏澜沧江水光互补清洁能源基地

澜沧江西藏段水力及太阳能资源丰富，具备较好的开发条件。区域风速较小、风功率密度低，综合资源、运输、建设等条件，暂不考虑风能资源利用。

根据基地规划分析报告成果，西藏澜沧江清洁能源基地采取水电+光伏互补的开发模式，先期开发可再生能源2000万kW。其中，水电装机1000万kW，多年平均发电量404亿kW·h。光伏选取9个场址，装机容量超1000万kW，多年平均发电量167亿kW·h。后期结合流域水电扩机、开发流域抽水蓄能300万～500万kW，可配套开发新能源1300万kW，促成一条新的外送输电通道。根据最新财税政策和外部条件复核，按照项目收益率8%测算，基地送端落地电价与广东省平均上网电价相当，有一定市场竞争力。

3.2 澜沧江流域水风光多能互补基地开发优势

澜沧江流域实施水风光一体化开发，利用大型水电外送通道及水电调节性能，平抑新能源不稳定出力，节省输电成本，提升通道利用率。同时，利用新能源低成本优势，可平抑水电上网电价，实现水电、新能源、输电通道“1+1+1＞3”的综合效益最大化，是适应新形势的创新发展理念，也是实现可再生能源高质量发展的必由之路。

3.2.1 一体化资源配置，统筹规划更优

引导清洁能源更大规模地发展，既是我国能源生产和消费革命战略的中心任务，也是实现“双碳”目标的具体路径。澜沧江流域水电与新能源具有资源丰富、出力互补和经济互补的特性，打造可再生能源一体化基地的优势得天独厚。按照“优化存量资源配置、扩大优质增量供给”原则，建立基地多能源协同开发机制，从顶层设计上一体化配置资源，有利于建立完善多能互补一体化规划、审批、核准、建设、送出等流程。最大化挖掘电源调节能力，优化配置增量电源，实现电源互济互补，推动基地高质量发展。

3.2.2 一体化规划建设，开发进度更快

当前是构建新型电力系统的起步阶段，以水风光为主的可再生能源一体化发展是创新型发展途径，市场前景广阔。一体规划澜沧江流域多能互补基地，以水电调节能力为核心，优化新能源资源配置，有利于提高清洁能源开发比例，对于优化能源结构，保障能源安全意义重大。规划基地“十四五”时期重点建设具有较好经济性的新能源项目，建设示范样板，积累实践经验。同时，加快在建、筹建水电项目建设，合理开展机组扩容，积极布局抽水蓄能。后期统筹基地开发建设和市场供需变化，充分发挥规模化开发优势，有效衔接各类电源建设进度，实现电源出力特性内部互补。

3.2.3 一体化送出消纳，通道效率更高

综合优化水风光资源配置、通道能力和相关要素，可实现可再生能源综合集约高效一体化消纳。通过水风光互补方式运行，打捆出力统一接入电网，有效降低大规模新能源直接上网对电力系统的冲击和影响，送出优质稳定的清洁电能。依托澜沧江流域已有送出通道，利用水电调节性能和快速反应能力，减少新能源出力不稳定性，增强电量消纳，实现水风光互补送出。进一步提高送出通道综合利用效率，减少电网重复投资，有效降低输电成本。在满足用电增长需求的同时，可促进电力系统对新能源的可靠消纳，实现规模化开发和资源高效利用。

3.2.4 一体化调度运行，电能利用更好

新型电力系统以新能源为主体，需要吸纳大规模、高比例间歇性可再生能源，对灵活调节资源提出了更高要求[3]。为维持系统频率稳定，需要电网配备充足的快速反应容量[4]。水力发电启停迅速、运行灵活、跟踪负荷能力强，可平抑新能源出力变幅和瞬时变率。澜沧江流域梯级水电站调节库容巨大，可实现多年互补调节，日内出力过程可根据系统需要综合调度运行。通过基地一体化调度运行，实时监控新能源出力变化，动态调节水轮发电机开度，可将随机波动的新能源调整为平滑、安全、稳定的优质电源。

3.2.5 一体化经济评价，综合效益更大

水风光多能互补基地充分利用新能源低成本趋势，实现与水电经济性互补，提升基地整体竞争能力。建设澜沧江水风光一体化可再生能源基地，既能在汛期提供大量清洁能源，又能在枯期有效保障能源供给安全和提高送出通道利用率，有效提升基地资源综合利用率和综合利用小时数，有利于降低综合开发成本，提升项目综合效益，势必将走出一条清洁能源高效、安全、可持续的发展之路。同时，通过基地建设，可有效带动地方经济发展，符合我国经济新常态下“稳增长、促转型、惠民生”的经济社会发展需求，打造多方共赢、和谐进步的新局面。

4 结束语

4.1 建议

4.1.1 统筹规划基地开发

鉴于当前部分地区新能源发展规划指标偏低，资源开发碎片分散，缺乏科学统筹规划，难以支撑大型多能互补基地规模化开发。建议一是以“全国一盘棋”的思维优化资源配置，优先将基地纳入发展规划，尽快实施推动绿色低碳发展。二是加强组织协调和监督管理，统筹生态保护红线等相关规划与基地规划建设相协调，优化新能源审批建设流程程序。三是从确保布局经济合理、优化多能互补运行、提高电能质量效益等角度出发，建议澜沧江流域水风光多能互补基地由水电开发主体统一建设、统一运营。

4.1.2 健全配套政策保障

鉴于现阶段新能源发展尚未建立完整的鼓励和激励政策，各级政府对新能源重视和支持力度不一、政策各异，未能有效把控项目开发布局和建设时序[5]。建议一是各行业各地区“自下而上”制定各自的碳达峰、碳中和行动方案，统筹协同区域发展和产业布局。二是强化政策引导和扶持，完善可再生能源发展财政、税收、投资、金融等政策，采取引导、激励、奖励或贴息贷款等方式，支持并促进可再生能源产业可持续发展。三是落实可再生能源全额保障性收购制度，执行国家明确的新能源发电年度保障小时数。

4.1.3 完善市场建设机制

鉴于电力市场机制不完善，平价新能源电价机制不明确，清洁能源生态价值难以体现等问题。建议一是持续完善市场机制，加快推进现货市场和辅助服务市场建设，全面落实发用两侧分时电价政策，充分体现调节性电源的竞争优势和价值。二是统一明确平价新能源的电价机制，按照“覆盖成本+合理收益”的原则制定电价机制，新能源建设、储能配置成本及辅助服务支出全部由电力用户承担，电量通过配额制等方式实现全额消纳。三是加快推进清洁能源生态价值体现的顶层设计，逐步统一可再生能源电力消纳责任权重，加快完善绿证交易和消纳量交易机制，出台国家核证自愿减排量管理办法，促进清洁能源在更大范围内可靠消纳和生态价值合理体现。

4.1.4 提升行业技术水平

鉴于构建新型电力系统存在的可再生能源成本较高、存储方式途径、电网体制机制等问题。建议一是全面提升可再生能源开发技术水平，水电方面要全力攻克西南区域高海拔水电建设“卡脖子”难题；新能源方面要切实加大技术研发，有效提升风光利用效率。二是持续加大储能技术研究力度，进一步提高存、储、供的可靠性。三是积极研究智慧电网建设，有效提升智慧化、数字化水平，有效保障电网可靠、安全、经济、高效运行。

4.2 结论

以澜沧江流域梯级水电为支撑，利用梯级水电的调节性能和快速反应能力，合理配置新能源资源，推动新能源大规模、高比例、高质量、市场化发展，可有效提高送出通道利用率。在能源战略转型与落实“双碳”目标的重要历史时期，建设澜沧江流域水风光多能互补基地，对促进新时代可再生能源规模化可持续健康发展，实现“双碳”目标，意义重大、十分必要。