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经预测,到2025年四川电网最大用电负荷为7100万kW左右,随着特高压“新三直”在“十四五”期间投产,四川电网总的直流外送额定功率将达到4860万kW,为四川电网最大负荷的68.5%,显然四川电网“强直弱交”进一步强化,如果四川电网“强直弱交"的问题不及早解决,电网的安全以及特高压直流送电都存在巨大隐患,导致四川电网发生重大事故的风险进一步加大。
发电企业执行政策不一致,市场机制缺乏公平性
因同一区域在外送通道利用、调度、交易和价格机制等方面的不同,导致国(网)调机组与省调机组长期处于不公平运行环境之中,利用小时、盈利水平差异较大。
1.调度机制不同,发电企业之间利用小时数严重失衡。
目前,国调、网调水电优先利用四大直流进行外送,且留川使用部分也要优先保障消纳,地调水电优先就地消纳,四川电力过剩的矛盾主要由省调发电企业承担。2016年,省调水电机组利用小时为3457小时,分别比国调机组、网调机组低1666小时和1261小时,2020年,省调水电机组利用小时为4056小时,分别比国调机组、网调机组低1214小时和865小时。
多年来省调水电机组的利用小时数远低于国调、网调机组。尤其2016年是省调水电机组利用小时同比下降308小时,而国调、网调机组同比反而分别增加288小时、605小时,2016年,在省调燃煤机组按最小运行方式发电、来水偏枯的情况下,四川省水电装机弃水损失电量达387亿kWh,全省的弃水压力主要由省调水电机组承担。
2.市场化程度不一致,电价执行水平差距大。
2017年四川省调水电机组市场电量占比超过50 %,平均电价执行水平为0.229元/kWh,批复电价执行率为74 %,水电企业让利超过50亿元。而国调、网调水电机组基本保量保价,按照来水发电,其留川部分也没有参与市场竞争,主要执行批复电价,对全省工商业扶持和降价让利也全部由省调水电企业承担。
3.特高压直流外送通道国调机组优先使用,省调水电大量弃水。
2021年5月底,省调水电装机容量4315万kW,其中,攀西断面装机容量608万kW,康甘断面装机容量830万kW,自7月10日宣布全网弃水至8月初以来,省调水电日均弃水电量在1.1亿kWh左右,国调、网调水电因优先使用外送通道而无弃水损失电量。
虽然雅湖直流于2021年6月22日投产运行,但受白鹤滩水电陆续投产影响,攀西断面平均受限率从去年25%飙升至60%左右,特别是月城断面早晚高峰时期受限率达75%以上。如2021年丰水期上述断面内省调水电大面积弃水的情况下,杨房沟水电站却一直满负荷发电。自2014年以来四川省丰水期攀西断面、康甘断面、九石雅断面等省调水电均产生了大量弃水损失电量。
尽管“十三五”后两年弃水损失电量减少,但“十四五”四川水电弃水损失的压力依然较大
“十三五”期间四川省水电装机弃水损失电量累计2003亿kWh,年均装机弃水损失电量401亿kWh,详见下表,若这些电量能全部上网消纳,每年可节约标煤1242万吨,减少各类有害气体排放约3050万吨。
假若川电外送通道畅通无阻,这些损失电量能够全部外送到华东、华北、华中等发达地区,参考国调机组四川侧上网关口的结算电价,四川省每年可增加112.17亿元收入,年均可增加各种税收25亿元,更重要的是可减少受电省市火电排放、助力节能减排、加快其碳达峰和碳中和的进程。2020年四川省调水电发电量1714.5亿kWh,本应贡献74%的全社会用电量,而实际贡献率60%,14%的电量均被迫弃水损失了。
川电外送通道严重不足和省内“西电东送”通道多个断面潮流卡口,丰水期水电弃水损失电量严重在“十四五”期间难以根本改善。因为“十四五”新增水电装机3342万kW, 新增风光装机1603万kW, 新增煤电200万kW,新增天然气发电500万kW,新增生物质发电100万kW,合计新增发电装机5745万kW。
而“十四五”期间新增川电外送通道的规模仅2400万kW,其中白鹤滩至江苏特高压直流工程于2022年7月建成投运,白鹤滩至浙江特高压直流工程目预计2022年年底建成投运。“十四五”期间四川省全社会用电量预计年均新增176亿kWh、累计新增880亿kWh,新增全社会用电量可消纳新增发电装机2087万kW,根据电力电量平衡原理“十四五”期间四川省将存在1238万kW发电装机无电力市场消纳,考虑到风光利用小时较低等因素,“十四五”末期将不低于500万kW发电装机无电力市场消纳。
措施和建议
从国家层面建立水电全额保障性消纳的体制机制
1、法律层面。从双碳目标、国家能源安全、节能减排、改善人类生存环境等方面出发,呼吁国家层面修订可再生能源法,将水电清洁可再生能源列入全额保障性消纳范畴。
2、体制机制方面。国家已明确提出各省可再生能源电力消纳权重指标,为促进各省落实到位,鉴于可再生能源配额消纳机制是加快实现双碳战略的重要软实力,建议国家层面出台相应办法,打破省间壁垒,将水电在全国范围内实行配额消纳,提高全社会利用清洁能源的积极性。要求华东、华中、华北、山东、广东、西北、福建等省份每年丰水期必须配额消纳四川及西南地区水电,即每年相关省份全社会用电量中水电电量应占有一定比例(如:1%至30%),发达省份比例相对高一些。2021年多个省份出现了程度不同的电力供应紧张,为建立四川水电在全国范围内配额消纳机制提供了契机。
建议国家每年应将本省市消纳水电电量占全社会用电量的比例作为节能减排和加快实现碳达峰碳中和的重要考核指标。国家层面出台相应办法,从国家电力发展规划、电力实时调度等两个阶段将四川和西南水电在全国范围内实行电力、电量平衡。规划阶段实行电力电量平衡可有效解决电网建设滞后、火电装机严重过剩等矛盾,电力实时调度阶段实行电力电量平衡可有效解决西南水电实时送出和更大范围充分消纳等问题。
全方位、多层次呼吁加快川渝1000kV特高压交流电网的建设
该特高压方案具有网架清晰、集约高效、适应稀缺输电走廊、未来延伸拓展性好等方面优势,既能充分满足川西水电群及新能源送出,又能保障成渝双城地区安全可靠供电,为解决电网安全问题奠定基础。
尽管2021年4月份国家能源局组织专家组拿出了“方案整体可行,根据工程需要分步推行实施”的评估意见,2021年8月份四川省发改委已启动该项目可行性研究报告招标工作,2022年9月核准动工,但与四川电力“十四五”发展规划安排的投产进度相比已严重滞后2年多,故着力呼吁加快川渝1000kV特高压交流电网目标网架建设是我们各界共同努力的目标。
该目标网架若能按计划投运,不仅能大大提高四川电网安全性能,可将目前受阻的水电容量能送出,还将为刚投产两河口、巴拉和在建的大渡河流域双江口、硬梁包、金川等流域中的大中型水电1000多万kW电力能够在“十四五”陆续投产送到成都地区等负荷中心提供电力配置平台。
否则,不但让四川省内消纳的水电送出通道严重不足,又面临新一轮大规模弃水,还使成都地区等负荷中心面临有电用不上而缺电尴尬局面。
优化省内主网架结构,加快建设南北立体双环网和省内“西电东送”输变电网络
结合特高压交流布点全面推进四川电网 500 kV主网架优化,构建相对独立、互联互济的“立体双环网”主网结构,电源和负荷平均分区接入环网,系统解决短路电流超标、潮流重载等问题,环间适当联络提高事故支撑,提升省内受端电网的供电保障能力。
“十四五”建成围绕环成都区域的四川电网“北立体双环”网架格局,中远期在宜宾、泸州、内江、自贡、乐山、眉山地区构建“南立体双环”,整体提高四川电网对新能源为主体新型电力系统的适应性和可靠性。优化布局甘孜州、阿坝州、凉山州、攀枝花市“三州一市”地区送出通道,实施相应的500 kV输变电加强工程,重点提升攀西地区及甘孜中部、南部大规模光伏、风电等新能源送出能力,满足川西新能源加快发展需要。
但与四川电力“十四五”发展规划安排的进度相比其四川“北立体双环”和省内“西电东送”输变电网络建设进度已严重滞后2年多,假若四川省内省外两个“西电东送”输电网络畅通,则2022年夏季四川省罕见的电力短缺就会及时得到省外的电力援助。故着力呼吁加快推进省内省外两个“西电东送”网络建设意义重大。
构建国调、省调水电机组“同区域、同政策”市场机制,减少省调水电机组弃水损失
1、构建统一、科学的调度机制
2021年7月15日,攀西断面内锦西电站(国调)、二滩电站(网调)水库水位距正常蓄水位分别还有47.98米、23.05米的调蓄空间,但机组还是满负荷发电。与此同时,省调水电古瓦、立洲、洛古、去学、卡基娃水位分别距水库最高蓄水位分别仅有0、2.54、6.45、7、11.93米调蓄空间,水位基本上达到了汛限水位,确不能满发多发,同时省调这些水电站却大量弃水。
故建议国家发改委经济运行局牵头建立国调、网调与省调间水库群联合优化运行调度机制,按装机容量比例共享外送通道,统筹考虑各流域短、中、长期来水预测,充分利用国调、网调大型水库调蓄空间,最大限度的延后或减少省调水电弃水损失电量。
2、构建统一、公平的市场运行机制
在四川加快建设国家清洁能源基地的大背景下,不同调度主体的水电企业间,在通道使用、调度运行机制和市场化程度等方面存在同区域、不同政策的问题,致使承担弃水和市场化让利于地方实体经济的压力绝大部分由省调水电企业承担,省调水电企业经营困难加剧,特别是新投省调有调节性水电站几近全面亏损。
建议国家发改委加快建立公平统一的市场运行机制,在外送通道使用、调度机制、市场化程度等方面构建公平合理的电力市场环境,推动电力市场化改革向纵深发展。尤其是针对2021年投运的雅湖直流、即将全部投产的白鹤滩2回特高压直流、“十四五”开工的金上直流等电力外送通道,国调、网调、省调水电企业在其通道使用、调度机制、市场化程度等方面应严格按照“同区域,同政策”原则。这样可最大限度地减少水电站群弃水损失,有利于加快国家“碳达峰、碳中和”的目标实现。
呼吁构建具有年调节性能调峰调频水电电价形成机制
众所周知,目前四川水电优先(计划)电量均是执行国家发改委批复上网电价,瀑布沟、大岗山作为四川电网直调骨干调峰调频电厂,承担了电网一次调频、调峰、无功调节、自动发电控制(AGC)、旋转备用和应急备用、黑启动等辅助服务,并作为电网紧急控制设备,为保证电网的安全和提升综合效益做出了突出贡献。
与此同时,双江口、两河口等具有年调节性能的水电站投产后同样作为电网骨干调峰调频电厂,除承担调频、调峰等辅助服务功能外,还能将季节性电能转换为常年性电能,同时能有效地为风光等新能源提供更高效的调节手段和灵活性,促进新能源的开发和消纳。
而目前电价机制和辅助服务功能费用补偿远远不能体现双江口、两河口等具有年调节性能的水电站使用价值和价值,故需全方位、多途径呼吁构建具有年调节性能调峰调频水电站上网电价的形成机制。
鼓励开发商加快龙头水库建设,提高水电的调节能力
四川电网水电比重较大,无调节性水电占三分之二,发电量丰多枯少,年调节或多年调节性能的龙头水库具有蓄丰补枯、调蓄径流、提高电网安全稳定水平、改善航运条件等的作用。加快四川龙头水库电站的开发建设,能有效调整电源结构,改善汛期弃水现象、促进新能源开发建设的步伐。
四川省政府已经意识到龙头水库建成的重要性,以“川办发[2014]99号)”《四川省人民政府办公厅关于推动我省水电科学开发的指导意见》,要求抓好龙头水库建设,有效解决电力结构性矛盾。
四川还有20多座未开发建设的龙头水库电站,如金沙江上游的岗托、大渡河上游干支流的下尔呷及上寨,雅砻江上游干支流的木能达、关门梁等,调节库容大且控制落差大,水库蓄能作用显著。
初步分析,影响龙头水库开发建设的主要因素是移民淹没、环境影响、经济性差等,国家相关部门应统一认识,积极出台相关的政策措施,为龙头水库建设营造良好的政策环境。
建议因地制宜地建立科学合理龙头水库电站上网电价形成机制;由国家财政部、发改委、水利部和税务总局等联合出台政策,建立龙头水库电站的财政补贴、财政贴息、税收优惠的政策机制,减免龙头水库电站的水资源费和库区基金;建立并实施下游经流式梯级水电站对上游龙头水库电站的效益补偿机制。
优化电网运行方式,充分挖掘输电通道潜力,最大限度减少弃水
鉴于四川省“十四五”期间新投产常规水电3342万kW,2025年底四川常规水电将达11234万kW,故优化电网运行方式,充分挖掘四川省内、省外两个“西电东送”输电通道潜力将显得尤其重要。
1.进一步优化四川电网电力调度运行方式。
继续实行节能发电调度,不宜按水火电等比例计划执行率原则进行发电调度,在保证电网安全稳定运行的原则下,保障水电及其它可再生能源发电优先上网,火电按节能发电机组排序表有序调用。统筹安排四川水电外送,优化水库运行计划,最大限度消纳四川丰水期富余水电。
根据省内用电和来水情况,在7~9月外送通道基本满负荷运行,外送电量提升空间不大的情况下,充分利用主汛前5~6月、主汛后10~11月外送通道富余能力,提前启动水电外送和延长水电外送时间,最大限度进行水电外送。
2.进一步加强四川电网水电送出通道运行限额动态管理。
在确保电网安全的前提下,通过细化运行方式安排、优化运行控制措施,尽可能减少对四川攀西、甘康等500kV输电通道不同断面的输送容量限制,释放通道输送能力,以避免不必要的水电弃水。
四川省的电网和电力市场是全国最庞大、最复杂的,如何加快构建四川和西南水电在全国范围内配额消纳机制,超前规划和建设四川省内省外两个“西电东送”输电网络,如何保障四川水电合理充分地消纳、减少丰水期弃水损失,很大程度上关系到“双碳”目标的实现。
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