水电大省“缺水”有解

　　压减负荷比例约40%——最近，云南省不少电解铝企业收到压减用电负荷的通知。当地有关铝企透露，这是2022年9月以来，云南省第三次要求压减用电负荷。

　　压减背后，是云南这一水电大省紧张的电力供需形势。中国正有序迈向“双碳”目标，风、光、水等可再生能源被寄予厚望。不过，可再生能源本身具有波动性、不稳定性。近两年，云南、四川等西南地区水电大省每逢枯水期，水电就会面临“缺水”问题，电力供需明显偏紧。如何化解这一矛盾，引起各方关注。

　　来水偏枯，用电供需偏紧

　　提及云南省电解铝行业限电一事，可从去年9月谈起。

　　当地电解铝企业有关人士反映，2022年9月以来，企业先后三次收到云南省压减用电负荷的通知。第一次要求初步压减约10%用电负荷，第二次压减用电负荷为15%—30%不等，第三次即近期，要求压减用电负荷比例约40%。

　　为何对部分高耗能企业实施负荷管理措施？电需求增大、水供应不足，是两个主要原因。

　　中国电力企业联合会常务副理事长杨昆告诉本报记者，近些年，云南省内铝、硅光伏行业负荷快速增长，用电需求超预期上涨，成为省内电力供需偏紧的因素之一。另一方面，融易新媒体，今年枯水期云南全省有90%的区域出现干旱气象，导致水电出力严重受限，水电站蓄能严重不足。

　　“云南省发电装机以水电为主，截至去年底，全省发电装机约1.11亿千瓦，其中水电装机8112万千瓦，占比超七成。因此，水电出力是影响省内电力供需平衡的关键。”杨昆说。

　　和风、光等可再生能源一样，水电具有“靠天吃饭”的特性。华北电力大学能源互联网研究中心主任曾鸣向本报记者介绍，一般来说，每年10月份至次年4月份为枯水期。对于包括云南省在内的水电大省而言，丰水期、枯水期的电力供应情况存在明显差别。尤其云南、四川等水电大省还担负着“西电东送”的职责，既要保障省内用电，又要兼顾省间送电。来水偏枯时，电力供应显然不足，就需要通过其他手段进行调节。其中，引导高耗能企业有序用电、错峰用电，就是重要的调节手段之一。

　　国家能源局云南监管办公室发布的数据显示，近年来，受省用电需求大幅增长、主要河流流域来水异常偏枯等不利因素影响，云南省电力供应保障形势严峻复杂。据测算，今年云南省用电负荷将同比增长7%，用电量将同比增长13.3%，且未来三年每年电量增长均在200亿千瓦时以上。为充分保障民生用能、防范大面积拉闸限电和确保经济社会平稳发展，云南省自去年9月开始对全省300余家高耗能企业进行负荷管理。截至今年3月20日，已累计实施负荷管理192天，累计执行电量129.56亿千瓦时。

　　谋划好“水火风光”联合调度

　　近两年，不仅是云南省、不仅是传统的枯水期，西南水电大省普遍面临电力供需紧张。如何化解这一矛盾？专家认为，提前谋划是根本。

　　“四川、云南等水电大省，要充分考虑到省内用电和‘西电东送’等用电需求。为了保障省内和省间送用电稳定，在签订省间送电协议时就应当充分考虑到丰、枯水期来水差异等因素，提前做好统筹规划，在兼顾好省内用电保障的同时，权衡其他东部省份的输送电需求，并在中长期合同中予以协定。”曾鸣说。

　　缓解水电大省枯水期用电紧张形势，要加强对来水、电煤供应、用电需求情况变化的判断。杨昆认为，应充分发挥年调节及多年调节水库的作用，合理控制水库水位，按月明确水库的预控目标水位，有序消落，在保障电力供应的同时确保电网系统安全保备能力。“同时，还要加强‘水火风光’联合调度，加快研究极端气候、外送通道能力等多边界条件下科学合理的电力生产供应结构，并及时进行调整，从根本上解决水电大省枯水期的电力缺口隐患。”杨昆说。

　　水电大省供电紧张的情况，也提醒行业要加强电能的多元供给，尤其是重视火电的调节作用。

　　杨昆告诉记者，长期以来，云南省内煤电发展缓慢。目前，云南省发电装机容量煤电占比约11.7%，煤电机组利用小时数长期偏低，去年仅为2858小时，远低于全国平均水平。当可再生能源发电出现较大波动、供应不足时，可控性较强的煤电由于准备不足、供不上来，就会影响用电。

　　据了解，各水电大省已在这方面做出努力。其中云南省发展和改革委员会去年底印发《云南省燃煤发电市场化改革实施方案(试行)》，要求建立燃煤发电调节容量市场。“方案有利于提高市场主体投资建设火电新项目和实施煤电机组灵活性改造的积极性，对提升新能源消纳能力、保障电力供应将起到积极作用。”杨昆说，“当然，煤电发展需尽可能按照‘增机减量’的思路安排运行，在增加火电装机满足电力平衡要求的前提下，优先利用清洁能源发电，从整体上最大减少发电量碳排放强度。在煤电机组使用中，还要广泛应用二氧化碳捕集、封存和利用等相关技术，尽可能减轻环境污染、控制碳排放。”

　　发挥全国统一电力市场作用