关于解决当期我省富余水电的对策

四川省能源局   艾明建

一、四川富余水电成因分析

四川省是全国规划建设的重要水电基地。随着国家西部大开发的实施进程，水电建设进一步加快，目前水电占全省装机 70% 以上，丰水期出现富余水电现象。近期受到水电大量投产和用电量增幅下滑等因素的影响，预测 2014年四川水电丰期富余电量将达到 100 亿千瓦时左右。形成四川水电丰期富余电量的主要因素为：

一是四川已进入水电投产高峰期。 四川是全国重要的水电能源基地。"十二五"以来，以"三江"（金沙江、雅砻江、大渡河）为主的水电基地建设中的大中型水电工程陆续建成投产，截至 2014 年 3 月，四川省电力装机容量 6926 万千瓦（其中水电 5358 万千瓦、火电 1553 万千瓦，风电及太阳能14 万千瓦）。 2013 年，我省集中投产水电装机 1300 万千瓦，使我省进入水电投产的高峰期。预计 2014 ～ 2017 年，每年新增水电装机依次为 990 、660 、 550 、 400 万千瓦。

二是受经济形势影响，省内电力需求增长呈放缓趋势。 按照省政府批准的《四川省"十二五"能源发展规划》预测，"十二五"期全省用电量平均增长率为 12.4% ，最大负荷平均增长率为 14.4% 。 2011 ～ 2013 年，如果按照 12.4% 和 14.4% 的平均增长率计算， 2013 年我省用电量应达到 2200 亿千瓦时，最大负荷应达到 4040 万千瓦。而 2013 年实际用电量仅为 1950 亿千瓦时，最大负荷 3550 万千瓦。用电量比预测值减少 250 亿千瓦时，三年平均增长率为 8% ；最大负荷比预测值减少 490 万千瓦，三年平均增长率为 9.6%。"十二五"期前三年的用电量和最大负荷平均增长率分别比预期目标下降了4.4 和 4.8 个百分点。

2014 年一季度，我省用电量增长率仅为 3.35% 。比全国用电量增长率少2 个百分点。据省电力公司预测，用电量在短期内难有较大幅度增长，预计全省今年用电量增长率在 5 .1% 左右，达到 2050 亿千瓦时。

三是受外送通道的送出能力的限制，出现水电丰期富余电量。 目前，我省已建成向家坝～上海、锦屏～苏南、溪洛渡～浙江等三回± 800 千伏特高压输电工程；加上德阳～宝鸡± 500 千伏直流、川渝 500 千伏交流线路，至 2013 年 12 月，四川最大外送电力输出能力已达到 1900 万千瓦，外送电量达到 688.8 亿千瓦时，同比增长 100.8% ，但当年仍有弃水电量约 26 亿千瓦时。

从宏观上看， 2014 年预计 100 亿千瓦时富余电量，约占我省 2014 年预测全社会用电量（ 2050 亿千瓦时）的 4.9% ，约占全省 2014 年预测发电量（3073 亿千瓦时） 3.3% 。预计在近几年内，受电力送出能力的影响，我省水电丰期富余电量大致在全社会用电总量的 10% 范围内。

总体看来，我省丰水期水电富余，是在目前用电水平较低条件下，由于多种因素综合作用产生的相对富余的结果。这个相对富余仍是暂时性的、时段性的、结构性的，通过采取一定的措施能够得到缓解和解决。

二、提高今年我省水电消纳的措施及建议

按照省委十届三次全会决定提出的"坚持水电为主、火电为辅、加快新能源开发利用"的发展方针，以及省政府提出的"丰期不弃水，枯期不缺电"的目标，按照坚持"立足省内，多措并举"的原则，对于我省目前出现的丰水期富余电量问题，提出下列措施及建议：

（一）加快川电外送通道建设，提高四川电网外送能力

一是督促国网四川省电力公司加快溪洛渡～浙江± 800 千伏特高压直流工程建设，保证在 2014 年 6 月份双极投运，并尽快达到设计输电能力 800 万千瓦；二是督促省电力公司加快建设洪板双回换线改造工程，力争在 2014 年6 月投产，提高川渝断面的送电能力 50 ～ 100 万千瓦。以上两个工程投产，可以新增四川水电外送能力 850 ～ 900 万千瓦。

（二）加强调度运行，增加现有线路送电容量

一是充分利用现有外送通道容量，最大限度地外送丰水期水电。向家坝～上海和溪洛渡～浙江的特高压，除了满送溪洛渡、向家坝的水电外，还有一定裕度；德宝直流丰水期也只安排了其容量一半的外送规模。由于现有外送水电计划均由国家电网公司具体安排，建议积极向国家电网公司争取支持，充分发挥特高压直流外送通道能力，可以多送四川电网内的富余水电 200 万千瓦。特别是要争取德宝直流丰水期外送能力从 150 万千瓦提高到 300 万千瓦，可以新增四川外送水电能力 150 万千瓦。

（三）积极开展直购电试点和留存电量工作

今年，我省已经安排了 90 亿千瓦时大用户直购电量。建议由省经信委牵头，在协调发电 / 用电企业签订完成 90 亿千瓦时直购电协议的基础上，根据实际需求，研究今年丰水期再适当增加直购电规模。

经省发展和改革委员会争取，国家发展和改革委员会已同意今年将我省三州留存电量由 50 亿千瓦时提高到 80 亿千瓦时，同时还在雅安地震灾区增加15 亿千瓦时留存电量。目前，省发展和改革委员会已和省经济信息委员会联合审批了三州今年的实施方案。

（四）坚持以节能发电调度为基础，积极开展水火电置换

我省是国家实施节能发电调度试点省份，在保证水电及其它可再生能源发电优先上网的基础上，火电按节能发电机组排序表及电力生产计划有序调度。为保障电网安全与枯水期电力需要，充分发挥水电优势，保障火电生存空间。2013 年，四川电网已完成替代电量 2.9 亿千瓦时，节约标煤 6.86 万吨。建议进一步完善省内水火替代发电办法，加大置换规模，充分发挥市场对资源配置的决定作用，促进水、火电和谐发展，提高水电发电量。

（五）完善居民用电阶梯电价机制，增加丰水期水电消费

目前，我省居民生活用电水平处于较低水平。 2013 年，四川全省人均用电 2413 千瓦时 / 年，其中人均居民生活用电 383 千瓦时 / 年，比全国平均水平低 117 千瓦时 / 年，低于全国人均居民用电水平 23.4 个百分点。随着我省城镇化水平提高，未来我省居民生活用电将是一个重要增长点。但是，我省目前实施的居民用电阶梯电价的用电阶梯量较小，在一定程度上抑制了省内居民用电水平。

为了扩大四川丰水期电力需求，增强省内丰水期电力消纳能力，建议及时对丰水期居民生活电价政策进行调整。通过适当加大一、二阶梯用电量，鼓励丰水期居民提高用电水平。

（六）加强自备电厂发电管理，实施燃煤自备电厂停发交易

在我省的电源结构中，仍存在一些效率低、污染重的小火电，特别是企业的燃煤自备电厂超发、多发，挤占水电利用空间。截止 2013 年底，我省共有燃煤自备电厂装机约 200 万千瓦，发电利用小时数高于统调火电 1000 小时以上。建议一方面加大关停煤耗高、污染大的自备电厂小机组，同时组织实施丰水期燃煤自备电厂替代发电，鼓励企业自备电厂关停或减发，消纳富余水电，且通过电能交易，使水电企业获取更大的发电空间，让火电机组也获得一定补偿，企业也在水火置换中实现双赢。

                                                                 2014 年 4 月 29 日

(注：本文为作者供本网站专稿。本网站鸣谢！)