四川省后续水电中长期发展规划思考

李 亮，周 云，徐 文

(中国电建集团成都勘测设计研究院有限公司，四川成都610072)

1 四川水电发展形势和环境

四川省境内河流众多，径流丰沛，落差巨大，水能资源富集。根据《四川省水力资源复查成果》(2015年)，全省水力资源技术可开发量1.48亿kW，位居全国第二位。在省有关部门的引领下，近些年四川水电得到了长足的发展。截至2017年底，全省已在建水电占技术可开发量的68.6%，开发程度显著提高，已成为全国最大的水电大省。四川水电除满足自身需要外，还参与全国一次能源平衡，规划2020年以后外送规模2 500万kW(不考虑金沙江直送)；目前正努力推进雅中直流，争取近年内核准开工。

近年来，水电发展呈现一定新形势。多种因素叠加使得短期内确实出现了水电富裕过剩、大量弃水的现象，如2016年、2017年调峰弃水都在140亿kW·h左右，实际弃水超过500亿kW·h。后续水电经济性越来越差，当前市场机制下电价水平无法弥补发电成本，销售收入得不到保障，近年水电企业投资意愿逐年下降，挫伤了水电行业发展的积极性。

十九大报告指出，推进能源生产和消费革命，构建清洁、低碳、安全、高效的能源体系；实施区域协调发展战略，强化举措推进西部大开发形成新格局。分析认为，虽然当前四川水电开发面临一系列问题，但这些都是短期暂时的。四川经济社会还将持续向好发展，能源电力需求还将长期稳步增长。资源禀赋特点决定了水电仍是四川未来能源发展的主导。梳理看：“十三五”的近几年新核准开工、供电四川电网的水电很少；后续水电开发建设周期长，部分工程工期超过5 a，甚至接近10 a。

在此种背景下，四川水电后续中长期2030年的发展该何去何从、如何发展，值得深入思考和超前谋划。发展规划和政策制定时，需对相关重大关键问题进行深入分析论证。分析结合近年四川水电发展的有关专题研究成果，对后续水电发展的五大重要方面进行提炼思考，和前瞻规划。

2 若干重要问题前瞻思考

2.1 强力推进具有战略性龙头水库电站的开发

四川电力系统水电比重近80%。其中，季调节能力以上的水库电站仅37%，水电丰枯供需矛盾和汛期弃水问题突出；雅砻江和大渡河上的两河口、双江口预计在2022年左右投产，是改善四川电力系统结构的重要电源点。乐观的观点是，两大控制性水库投产后，四川电力系统结构性问题将不再突出。

对中长期的出力特性进一步分析表明，两大控制性水库建成后确实有利于改善出力特性，丰枯出力比从2020年的2.65降至2025年的1.44；但其只能解决短期问题使“十四五”期间供需平衡。从长期看，“十五五”期间新增水电站多为日调节站，丰枯出力比将再次反弹至1.65，装机与枯期出力比将再次回升至2.41。对于中长期2030年，四川省的丰枯供需矛盾问题依然突出(见表1)。

表1 雅砻江、大渡河不同水平年出力特性分析

加快调节性能好的水库电站建设是四川省的重点。四川待开发水库电站数量仅约24座，总装机容量约392万kW，总调节库容约62.3亿m3，扣除储能作用小或金沙江直接外送的，可用于解决四川电网结构性问题的不到20座。雅砻江和大渡河上游的下尔呷、上寨、木能达调节库容大分别达19.24亿、6.8亿、13.73亿m3，控制落差超过2 500 m(四川省境内)，具有其他水电及能源无法替代的储能调结构作用，对四川电网长期持续结构调整具有战略意义。三大战略工程目前面临经济性、规划审批、环境因素等制约使得前期工作停滞不前。考虑其工期均达到7～10 a，为四川省能源电力的长期持续健康发展，应适时将其上升到战略高度，为开发建设创造特殊条件，解决相关制约问题。

四川省高度重视水库电站的开发建设。2016年下发“川府发〔2016〕47号”文鼓励水库电站建设；但由于水库电站经济性更差，企业投资意愿低，政策出台后的开发建设水库电站很少。分析认为，相关研究提出的金融、财税政策应积极推动；但由于事权一定程度上超过省级范围而实施难度较大，还是要在市场化方向下针对水库电站出台特殊的机制：可重点考虑以市场可承受电价和开发业主保本微利为基础的投资支持制度，成立以政府主导企业参与的清洁能源发展基金制度；或再进一步单独提高个别水库电站的上网电价，以此作为强力的政策引导方可具推动力。因剩余水库电站数量已很少，特殊的政策机制对市场冲击应较小，应是可接受、可行的。

2.2 配合新能源做好水风光互补开发

十九大报告提出，加快构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系。根据能源生产和消费革命战略，未来满足增量需求将主要依靠清洁可再生能源。四川省风、光资源较为富集，且分布上与水能资源较为吻合。西部的金沙江、雅砻江、大渡河干支流附近的风能可开发量约为2 500万kW，太阳能可开发量约4 000万kW，是未来四川省能源重要的发展方向。

根据分析预测，四川2026年～2030年全社会用电量将增加650亿kW·h，初步测算期间规划时序下新增水电及当前政策机制下水电扩机新增电量420亿kW·h，即期间将缺电量230亿kW·h，其中缺枯期电量125亿kW·h。随着水电开发程度的提高，为满足四川省中长期电力系统供需平衡，需要大力发展风能和太阳能。但目前由于风、光等可再生能源电能质量差，加上四川电力系统能源结构及消纳能力限制等，风电、光电等可再生能源的发展并不充分。四川水能资源富集，已在建水电超过1亿kW，85%具有日及以上调节能力，37%具有季及以上调节能力，金沙江、雅砻江、大渡河流域周边均分布有较多的风光资源。水电具有运行灵活、调峰能力强、快速反应等特点，利用金沙江、雅砻江、大渡河流域水电站互补风光打捆共同满足电力系统需求，有利于促进风光可再生能源的消纳，是新常态下高比例可再生能源系统安全、稳定、经济运行的重要保障。在能源生产和消费革命新时代背景之下，对水电开发利用的定位应逐渐转变：从以往传统水电的 “以提供电力系统需要的电量为主，兼顾调峰、发挥容量作用”，逐步转变为清洁低碳、安全高效体系下的“以满足电力系统调峰调频为主，为风电、光电等新能源消纳提供保障和支撑，提供的新增电量或新能源转移电量仅为满足调峰对电量的需要”。

目前，雅砻江、金沙江下游等流域的水风光互补规划已经完成，但水风光的互补开发利用还面临许多机制、技术等问题需要深入协调和攻关解决。为满足四川中长期的市场需求，考虑到风光的开发建设周期，水风光互补开发宜利用“十三五”期间水能资源相对富裕时期开展试点工作，解决和理顺相关问题，“十四五”期间大力推动互补开发，以满足2026年～2030年的能源电力电量的增量需求。

水电配合新能源互补开发的其他形式也可进一步研究论证，如利用河谷自然形成的地形条件，研究在技术经济可行的情况下适当建抽水蓄能电站以互补风光的可能性。

2.3 适应电力市场化和市场需求进一步调整河段规划

2002年电力体制改革(国发[2002]5号)“厂网分开”之后，四川水电得到了快速的发展，绝大部分河流或河段均完成了规划，并开展了前期工作和开发建设。规划河流(河段)数由2003年的50条(段)增加到现在的近200条(段)，成绩卓著。通过梳理，很多河流或河段规划完成时间都有10 年以上。当前，水电开发的形势、政策环境、市场需求、技术水平、经济社会发展和生态环境保护较之前都发生了较大的变化，有必要对尚未开发的部分河流(河段)根据新形势、新要求进行适当的规划调整，以利于推动其开发建设。调整河段规划可以考虑两个方面：

一是，进一步梳理河段特点布局季调节及以上性能的调节水库。四川省的电力系统结构性问题是长期的，四川省鼓励修建调节水库电站的政策也将是长期的。分析梳理结果(见表2)表明，除继续推进已规划的水库电站开发建设外，还应根据形势和政策要求转变思路，适时对待开发的部分河段，深度研究合适地形地质、成库条件的可能，避开敏感的移民环保问题的新的坝、厂址，适当调整河段布局，使其具有季及以上调节能力。这些河段如能寻找到合适的季调节水库，可以使本流域已建梯级水电站受益，且由于其控制落差很多都达1 000～2 000 m以上，对全省的出力特性也有一定的改善作用。对全省技术可开发量10万kW以上待开发的中型河流、河段进行梳理，不同区域合计约14条河流可深入论证。例如，霍曲河雄美水电站，根据下游在建梯级情况及流域综合性能调节等因素，按照省里有关精神，建设业主会同设计单位进行了开发方式研究，将原引水式调整为混合式，调节性能由原日调节变为年调节。开发方式调整后，调节库容1.424亿m3，装机容量13.8万kW。

表2 四川省待开发中型河流河段情况梳理(10万kW以上)

二是，对干流部分河段的开发方案进行适当优化。进入“十三五”以后，水电的发展思路有所转变，更加注重工程的效益和经济性，以适应市场化的发展方向；同时，随着经济社会的发展，部分梯级电站的社会环境和生态环境问题凸显，一定程度影响项目推进；为适应当前水电发展新形势，有必要对干流部分河段的开发布局进行适当优化。例如，雅砻江是国家规划的十大流域水电基地之一。其中，雅江县城(牙根二级库尾)至孟底沟库尾(楞古金字寺沟厂址)河段全长121 km，天然落差306 m，平均比降0.253%，局部比降达0.55%～0.84%，技术可开发装机约366万kW，原规划牙根二级和楞古两梯级。但近年，规划方案所带来的宗教文化影响越来越显现，同时两梯级测算的上网电价分别为0.463元/(kW·h)和0.493元/(kW·h)，在当前电力市场环境下不具有竞争力。为推动河段水电开发，对河段开发方案提出新的调整思路：在楞古上游寻找到合适的坝址进行一级混合式开发，提升工程经济性适应电力体制改革发展，实现工程开发与社会、生态环境的和谐共生。

2.4 满足中长期需求适时进行扩机和发展中小水电

由于市场需求放缓、水电集中投产、外送通道不畅等多种因素叠加，近年确实出现了水电富裕过剩大量弃水的现象。但分析表明，这只是短期现象，类似1998年～2000年左右的二滩消纳一样带有周期性。由于近年水电投资意愿下降，加之建设周期长，中长期2030年电力供需将再度不足状态。考虑外送2 500万kW的情况下，2020富裕电力436万kW，2025年供需基本平衡，2030年将缺少近500万kW。

表3 四川省电力供需平衡分析 万kW

四川省电力供需平衡表见表3。

为解决中长期的电力供需问题可以考虑多种方式，如在“十四五”期间适时对已建水电站扩机、稳步适度放开中小水电核准开发、接受藏电外送等。四川水力资源富集，还有近30%的技术可开发量待开发。相比与接受藏电满足四川需求，做好移民安置和生态环境保护的前提下，研究优化利用自身水能资源，更有利于促进地方经济社会发展。由于后续水电的开发建设周期较长，为解决2030年的供需平衡，应站在宏观战略的高度，超前谋划、提前规划。

合理扩机是充分利用自身水能资源的有效方式之一。考虑各已建电站特点及功能定位不同，为满足2030年的电力市场需求，应在“十四五”期间统筹做好相应的扩容规划。主要考虑几个原则：一是自身技术经济性，如龚嘴、二滩等已建多年水电站由于电力系统发展、市场需求及上游水库电站建设等原因，有适当扩机的必要且经济上可行，还要侧重分析机电、厂房等建设条件扩机的技术可行性；二是考虑适当增加系统丰水期调峰容量，由于日调节及径流式水电站比重大，四川电网丰水期调峰能力较差，二滩等具有季调节以上水库电站的扩机，除增加发电效益外，还有助于四川电网丰水期调峰；三是兼顾风光资源好的地区有利于互补风光，水电容量的适当增加有利于互补风光，为促进新能源的开发。

四川仍有较多中小水电待开发。为满足2030年的电力市场需求，应在“十四五”期间逐步放开中小水电的核准开发。中小水电的核准开发应坚持几个原则：首先是优先考虑偏远贫困地区，有利于解决经济发展的不平衡问题；然后是上游已建和新建调节水库的，可有利于补偿效益的发挥；最后是淹没相对较小的坝式电站和生态设施完善的引水式电站。

2.5 适时开展成都周边抽蓄选点规划及开发建设工作

成都是西南地区唯一副省级市、特大城市，是四川最大的负荷中心。成都区域电网担负着成都市20个区(市、县)的供电任务，供电区域13 016 km2。

近年来，作为重要的新一线城市，成都经济持续快速向好发展，用电需求逐年快速增长。2015年最大负荷为928.6万kW；2017年7月27日，成都电网最大负荷达1 123万kW，为历史最高；2018年1月29日成都电网负荷达1 107.1万kW 为历年冬季最大负荷。从负荷特性上看，夏、冬季受空调用电影响较大，短时间内负荷高峰，峰谷差逐渐拉大，即缺电力。成都是典型的受端电网，网内有金堂燃煤电厂(120万kW)，同时成都周边江油、内江等也分布有内江白马循环流化床示范电厂(90万kW)、内江高坝电厂(10万kW)等火电厂。

抽水蓄能电站具有双向调峰填谷的作用，是电网灵活运行最为优质的电源，优于燃气电站、燃煤电站等化石能源。为支撑成都周边电网的安全稳定和经济运行，有必要配套建设一定规模的抽水蓄能电站。考虑到抽水蓄能电站的勘测设计和开发建设需要一定周期，应抓紧开展成都周边地区抽水蓄能电站的普查、选点规划及开发建设工作。

3 结 语

领会“十九大”报告精神和国家能源发展战略方针，结合四川能源资源禀赋，四川应继续科学有序发展后续水电，同时考虑水电的建设周期需提前谋划布局。针对后续水电发展中的重大问题，提出发展思路：应在省级政府事权范围内强有力的政策手段推动龙头水库电站尤其三大战略工程的建设，协调、解决水风光互补开发的机制、技术问题以便大力推动互补开发满足中远期的增量需求；根据新形势、新要求进行必要的河段规划调整推动其开发建设，应不被短期电力过剩掩盖而适时进行扩机规划和发展中小水电满足中长期需求，成都周边发展抽水蓄能匹配需求特性同时填补四川抽水蓄能电站空白。这些可为相关能源主管部门开展“十四五”等相关规划或政策制定做参考。