新型电力系统背景下云南电网“十四五”及中长期电力保供面临的形势及解决措施探讨

赵爽，王志敏，段平生，杨浚文

（1.云南电网有限责任公司电网规划建设研究中心，2.云南电网有限责任公司规划部，云南 昆明 650011）

0 前言

新型电力系统是适应大规模高比例新能源发展的全面低碳化电力系统，构建具有更强新能源消纳能力的新型电力系统将成为保障电力“碳达峰、碳中和”如期实现的重要依托。

云南省绿色能源居全国前列，绿色电力不仅服务于云南，也为我国西电东送的发展做出了重要贡献。云南省能源资源总体呈现“贫煤少气多水”的特征，风光新能源资源较为丰富，技术经济可开发总量约1.38亿千瓦，“十四五”及中长期剩余开发潜力约1.25亿千瓦；水电技术经济可开发总量约1.18亿千瓦，水风光为主体的能源结构将成为未来云南特性新型电力系统的基本特征。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，中长期两江流域水电剩余开发潜力约880万千瓦；抽水蓄能技术经济开发总量约1910万千瓦。但目前云南省内铝、硅、电池等项目相继落地不断推高全社会用电量，而“十四五”至2030年前电力装机增加有限、供给侧增长乏力，加之可再生能源“靠天吃饭”的特性，将导致供需不匹配矛盾更加严重。

本文从云南现状电力供应的形势出发，详细分析各类型电源在电力保供方面的作用，结合云南中长期负荷发展及用电特性，以满足云南“十四五”及中长期电力保供为目标，提出云南未来保障电力供应的电源结构建设方案，为实现云南电网的绿色可持续发展提供参考。

1 现状电源结构问题

1.1 现状用电特性

云南省2022年全社会用电量为2391亿千瓦时、人均用电量4559千瓦时/人，分别达到广东和全国人均用电量的73%、77%（如图3）。“十三五”以来，人均用电量呈现持续提高的态势，但与全国平均及发达省份水平相比仍有一定差距。历史用电结构整体以第二产业用电为主，用电量占全省全社会用电量70%以上（如图4）。受高耗能产业投产和市场调整影响，第二产业用电比重呈现一定波动态势，三产及居民生活用电量占比整体呈逐渐增长趋势，2022年达到25%左右。

图1 人均用电量对比（千瓦时/人）

图2 云南历史用电结构（单位：亿千瓦时）

图3 现状各类型电源工作位置示意图

图4 省内负荷预测年特性曲线

1.2 现状电源特性

云南现状以水电为主，2022年全口径电源装机11145万千瓦，基础保障性电源装机（水电、煤电）9647万千瓦，灵活调节性电源装机（季调节及以上能力水电）3747万千瓦，径流水电装机约1900万千瓦，新能源装机1500万千瓦，整体调节性能较弱。以水电为主的发电侧呈“丰多枯少”特征，季节性矛盾突出，且水风光装机占比达86%，发电能力“靠天吃饭”，应对高温干旱等极端天气能力差。

从各类型电源的工作位置与调节能力来看（图3），水电为系统提供电力电量双支撑，参与系统调峰并承担部分基荷。水电发电呈“丰多枯少”特征，丰枯比约67:33。日、周、季调节及以上能力水电占比约75%、59%、48%。汛期调节性能较强的水电多具有防洪等综合利用任务，调节能力受到严重制约，且已充分发挥。工作位置为主要承担基荷并参与系统调峰。未来仍定位为系统电力电量双支撑电源。

煤电为系统提供电力电量双支撑，主要承担基荷。现役燃煤机组受煤质影响顶峰能力不足，设计阶段基本没考虑深度调峰工况（供热机组技术最小出力率53%～77%，非供热机组技术最小出力率49%～60%），出力呈现“上不去下不来”，调节能力不足、顶峰兜底电源不足问题突出。在目前系统中主要承担基荷。未来应推动煤电由基础性电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型。2023年煤电整体顶峰出力仅为开机容量70%左右。

新能源为系统提供电量，工作在峰荷位置，但风光波动性强、无调节性能，依靠现有系统调节无法实现电量足额消纳，系统调节能力亟待提升。

综合上述分析云南现状电源发电与用电特性不匹配，结构亟待优化；而水电调节能力弱、煤电灵活性不足、风光波动性强，调节能力建设亟待加强。

2 中长期供需形势

2.1 电力需求预测及用电特性

云南目前虽为欠发达地区，人均用电水平相对较低，长期看电力需求刚性增长仍具有较大空间，按2035年与全国同步达到10000千瓦时/人的平均水平，用电量达4500亿千瓦时以上。负荷特性上最大负荷出现在枯期，季不均衡系数呈上升趋势，冬夏典型日均出现早晚双高峰；同时随着经济社会发展及居民生活水平大幅提升，三产和居民生活用电将增加明显，预计日负荷率γ和日最小负荷β将呈下降趋势。

2.2 已明确电源规划及供需形势

十四五常规电源规划在2022年基础上新增水电140万千瓦和煤电480万千瓦；十四五新能源规划新增5000万千瓦（如图5所示）。

图5 2025年已明确大型电源装机分布示意图

考虑上述电源，2025年全省电量不足170亿千瓦时，电力缺口560万千瓦（如图6），弃电量集中分布在丰期6-9月小方式及腰方式，呈现白天用不完、晚上不够用，晴天用不完、阴天不够用的特征。若火电480万千瓦不能按期投产，2025年电量不足超300亿千瓦时，电力缺口超1000万千瓦。“十四五”缺电特征为丰枯期高峰时段备用不足，导致电力电量双缺；遇来水偏枯等极端天气，电量缺口较多年平均来水情况增大460亿千瓦时左右达到630亿千瓦时。

图6 2025年电量缺口及弃电示意图

图7 2025年最大负荷日电源工作位置图（枯水年）

如图8所示，2035年电量不足1140亿千瓦时（丰枯期电量缺口分别约为450、690亿千瓦时丰枯比约40:60），电力缺口2600万千瓦。

图8 2035年电量缺口及弃电示意图

中长期缺电特征为丰期除夜间小方式和腰方式外，其余时段电力电量不足；枯期全时段电力电量不足，枯期电量缺口更加突出。遇来水偏枯等极端天气，电量缺口较多年平均来水情况增大590亿千瓦时左右，达到1730亿千瓦时（见图9）。

图9 2035年最大负荷日电源工作位置图（枯水年）

中长期电力需求刚性增长，由于新增负荷以铝、硅、电池等高载能最大负荷利用小时在8000左右，导致省内呈现直线型负荷特性。而新能源做为绝对增量主体，保障性电源装机不足，加剧了用电与供电不匹配矛盾，电源结构亟待优化。而中长期以新能源为装机主体的系统，强波动性、弱可控性、低支撑性特征显著，平抑出力波动、提高消纳水平、提升电力支撑水平对于调节能力建设需求紧迫。

3 “十四五”及中长期电力保供解决措施探讨

3.1 “十四五”电力保供主要措施

由前述分析可见，“十四五”供需形势严峻，后续两年为尽可能确保电网安全可靠供电及运行，一是要加快推进规划的480万千瓦火电的建设，二是要重点推进新能源建设，确保电量供应；三是在新能源投产同时同步配置储能，提高新能源消纳率，发挥调峰作用；四是发挥南网大平台作用，推动采用“单缺各方支援，双缺执行计划”的方式确保电网安全稳定运行。

3.2 中长期电力保供措施方案探讨

从云南省内资源来看：中长期常规水电可开发潜力880万千瓦（龙盘、古水、奔子栏）、大型水电扩机1000万千瓦左右，煤电新增装机潜力约1000万千瓦，待开发新能源总装机容量约1.2亿千瓦。从外电入滇来看：区外西北沙戈漠风电光伏基地和西藏清洁能源基地均可将云南作为电力外送的受端，中长期具备送电云南2000万千瓦的能力。从境外电源来看，境外澜湄国家水电受国际关系、地缘政治、各方意愿等因素影响，不确定性较大，不建议作为云南可靠的电力保障方案。

从上述资源盘点来看，以立足中长期电力供需平衡、统筹省内电源开发与外电引入，坚持省内电力保供与西电东送可持续协调发展为原则，按照立足省内资源潜力配置区内电源开发方案和区外电力引入不同规模，提出以下三类方式：

方式一：省内电源能开尽开，无外电引入；

方式二：水电、煤电支撑性电源与新能源深度开发，适当引入外电规模500万千瓦；

方式三：水电、煤电支撑性电源与新能源协调开发，充足引入外电1500万千瓦。

上述三种方式均可满足省内2035年4500亿千瓦时、7400万千瓦负荷的供电，各类型电源配比情况如表1～表2所示：

表1 不同电源配比情况 单位：万千瓦

表2 三种方式的指标对比情况

从三个方式的指标对比来看：在省内电源880万千瓦开发的不确定因素情况下，方式三中长期引入3/2回外电、规模适中，配套省内电源资源适度开发，约束性指标满足要求、预期性指标较优。方式一、二引入外电规模较小，较为依赖省内资源开发，煤电发电量较大，电煤保障压力较大，实施性、适应性及绿色化水平相对不高。

从现阶段来看，三个方式均能满足省内“十四五”及中长期的电力供应，各有优劣，可结合省内资源开发及外电入滇的进展、电价政策等进一步论证分析。

4 结束语

本文结合云南电网现状，对各类型电源在电力保供、调节等方面的作用进行了详细分析；通过中长期省内资源和外电入滇的盘点，对省内“十四五”及中长期电力供需形势的严峻局面和如何确保省内电力供应提出了初步方案，分析了各方案的电源结构及指标对比。本研究结果可为中长期云南省内电源开发规模、时序及引入外电入滇，抽水蓄能等调节性资源开发提供参考。