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南方能源观察

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陈愚

“十三五”期间，水电送端省四川云南电量过剩、弃水频发，两省多次呼吁加快外送通道建设，促进水电消纳。2019年，川滇弃水量降至历史低值，电力负荷紧平衡。本文采用电力电量平衡，预测“十四五”西南、东南部分省市的电力供需。

如将白鹤滩水电按原计划外送至华东，四川“十四五”将缺电；因此，2020年初四川、重庆联合提出将白鹤滩水电站电力留在川渝电网消纳。云南也因为即将缺电，提出截留部分外送水电。能源局复函同意川滇枯季留存少量电量，其余电量按原计划外送。浙江、江苏、广东“十四五”电力电量供应先后趋紧；叠加送端省川滇缺电，用电可靠性受到影响。拟截留白鹤滩，是一连串事件的先兆和起点。

为保证电力供应的稳定增长，以免缺电影响经济民生，建议在川滇渝试点容量电价、放松江浙粤的煤电建设限制、推动沿海区域核电前期工作。

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四川“十四五”缺电，波及浙江、重庆和江苏

（一）四川“十四五”面临缺电

现状：火电小时低、电力紧平衡。2019年四川装机9929万千瓦，火电1570万千瓦，水电7846万千瓦（占比79%，其中1/3有季调节以上能力），风电325万千瓦，光伏188 万千瓦；四川火电利用3084小时，调峰弃水电量降至92亿千瓦时（2014年以来最低值），电力紧平衡。

水电的调节能力取决于库容；风电和光伏是波动性电源，只能提供电量，不能参与电力负荷平衡。火电需频繁调峰，以保证水风光的优先发电，替补队员上场机会少、利用小时降低；枯季、迎峰度夏时，需要火电多发，电力负荷紧平衡。

水电增量和外送水电增量相当。2020-2025年，四川新投产约2900万千瓦水电装机，按4200利用小时粗估，新增发电量1176亿千瓦时；新增2400万外送电（雅中直流±800万千瓦已开工，白鹤滩1600万千瓦送江浙，正在进行前期工作），粗估新增外送电1100亿千瓦时，自留100亿千瓦时。

存量火电提高发电量的空间有限。在以火电为主的区域，一般认为火电利用5000小时为电量平衡，低于4000是过剩；火电小时下降被认为电量过剩，应暂缓电源投资。四川因水风光等波动性电源占比高，火电以调峰为主、利用小时下降，被误认为电量过剩；四川已经电力紧平衡，如优先保障水风光电量消纳，且煤电利用小时能提高，意味着首发阵容无法满足需求，替补队员才有可能延长上场时间；那么，电力缺口将扩大，需常态化拉闸限电。因此，四川难以提高存量火电利用小时和火电发电量。

存量火电普遍亏损。历史上我国大部分电源都自带调峰能力，习惯上只为电量付费（电量电价计算基准是4500-5500利用小时），不为电力调峰付费。仅靠电量电费，四川火电全行业亏损。

新增火电和风光电量不足以满足自用电增量。四川2016-2019年四年用电量增长643亿。2020年1-8月，四川用电量增速4.94%，用电量增速按2020年5%、“十四五”放缓至4%估算，2020-2025年用电增量730亿千瓦时。如四川新增水电按原计划外送，新增的200万千瓦在建火电、自留的100亿千瓦时水电和风电光伏装机，不足以满足2020-2025的自用电量增量；需要更大比例截留白鹤滩电量。且2019年四川已经电力负荷紧平衡，风光不参与电力平衡，需要增加火电和有调节能力的水电保证电力负荷增量需求。

综上所述，四川“十四五”新增电力电量供应，无法同时满足外送电和自用电的增量需求，面临供电缺口，截留白鹤滩是理性自利。

（二）重庆增量不足，拟联合四川截留白鹤滩

2019年，重庆用电量中三产和生活用电占比达45%，远超全国平均水平30.6%，三产和生活用电占比高导致电网调峰压力增大；大量消纳四川水电，考虑受电后2019年用电量中水电占比超44%；因此，重庆火电利用仅3582小时，就出现了约150万千瓦的电力负荷缺口。受电源结构影响，存量火电难以提高发电量；火电全行业亏损。

重庆2016-2019年四年用电量增长285亿。粗估2020-2025年用电增量250-300亿千瓦时；同期重庆本区域新增装机可增加100亿千瓦时供应，其中，新增62万千瓦水电，或增加132万千瓦火电，以及风电光伏。四川如缺电，可能减少送重庆电量，因此，重庆和四川联合提出截留白鹤滩。

重庆拟引入新疆特高压外送电。考虑到四川将缺电，如用增量新疆火电替代四川水电，则重庆和湖南的水电占比、用电结构相似，火电小时或可提升至4000小时。

（三）浙江增量严重不足，“十四五”初开始缺电

2019年，浙江发电量3544亿千瓦时；用电量4706亿千瓦时，远超“十三五”规划的2020年消费量4220亿千瓦时；煤电利用小时为4720小时。浙江受电约2500万千瓦，接受皖电东送、三峡、灵绍直流，溪洛渡、准东皖南分电等外送电。

2016-2019年，浙江用电量增长1152亿千瓦时，年均增速7.3%，年均增长约290亿千瓦时。假设2020年用电量增速为0%，“十四五”增速取3-6%，用电增量750-1592亿千瓦时。

假设白鹤滩送浙江特高压如期投产且按额定功率送电，浙江2020-2025新增电量供应约600亿千瓦时，增量不足。存量外送电约100亿千瓦时扩容空间；白鹤滩特高压（800万千瓦350亿千瓦时）如顺利开工，预计“十四五”中后期投产。本省装机可新增发电量仅约150亿千瓦时：水电开发殆尽。如维持限煤政策，无新增煤电。气电电价高，“十三五”浙江气电维持在1200+小时的低位。核电建设期五年以上，2020年9月新核准的三澳核电，1号机预计2025年底投产，可在“十五五”发挥作用。风电光伏利用小时低，可新增少许电量，浙江已开始限制陆上风电开发，海上航道密度，海上风电发展空间有限；且风光无法参与电力平衡。如白鹤滩送电量打折扣，浙江2020-2025新增电量为250-600亿千瓦时，增量相当于2016-2019年期间1—2年的增量。

四川缺电，不论白鹤滩特高压能否投产，四川外送水电电量均会受影响，浙江的电力电量将更加供不应求，预计浙江在“十四五”初开始缺电，利好送端省宁夏、安徽和浙江本省气电。

（四）江苏“十四五”中后期紧平衡

2019年，江苏发电5062亿千瓦时，用电6264亿千瓦时，煤电利用4430小时；接受陕西、湖北、四川（锦苏720万千瓦）、安徽、内蒙、华东网外送电，合计约3400万千瓦。2016-2019年，江苏新增用电量1150亿千瓦时。

江苏2020-2025年可新增电量供应约1490亿千瓦时，预计“十四五”后期供应趋紧。其中本省装机可新增约640亿千瓦时电量：田湾三期核电2×112万千瓦，气电近700万千瓦，以及风电光伏。外送电可新增约850亿千瓦时电量：存量特高压（雁淮、锡盟、吉泉）扩能，拟新建白鹤滩特高压。

江苏“十三五”集中上马了大量本省电源和外送电，存量电源尚有裕度；外送电源自多地，抗风险能力较强；如果白鹤滩特高压受阻或四川减少外送水电量，江苏受影响程度低于浙江和广东，预计“十四五”中后期紧平衡；或需加速陕西送江苏特高压的前期工作。

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云南“十四五”缺电，影响广东供电可靠性

（一）云南大规模上马高耗能产业，或缩减外送电量

现状：煤电小时低、电力紧平衡。2019年云南装机合计9525万千瓦，火电1508万千瓦，水电6779万千瓦（1/6有调节能力），风电863万千瓦，光伏375万千瓦。云南水电装机装机占比71%，且调峰水电占比低于四川。2019年云南火电利用2113小时，枯汛交替期电力偏紧，因汛期低谷消纳能力不足弃水17亿千瓦时。

存量火电提高发电量的空间有限。云南和四川相似，火电是水风光的候补队员，难以提高存量火电利用小时，以提高火电发电量和机组盈利水平。

存量火电普遍亏损。仅靠电量电费，云南存量火电普遍亏损，部分企业资不抵债；2014年起统调煤电厂平均资产负债率破100%；随后不断恶化，2018年资产负债率达147%，其中4家资产负债率超200%；2019年底，宣威电厂申请破产清算，清算完毕后将关停120万千瓦机组。根据云南省政府的初步规划，“十四五”期间拟新增470万千瓦坑口火电；则云南“十四五”净增350万千瓦火电。

水电增量以外送为主。水电建设期较长，“十四五”新投产水电均为在建水电，近期新开工水电将在“十五五”投产。云南2020-2025年新增水电仅乌东德1020万千瓦，将外送至广东和广西，部分电量可留在本地消纳；另有向家坝、金安桥，拟扩机200万千瓦。另外，云南正在布局，拟新增800万千瓦风电、300万千瓦光伏。

云南大规模上马硅、铝等高载能产业。2020年1-8月，云南用电量增速8.96%，全国第一。以电解铝为例，“十四五”初新增500-600万吨产能，新增用电量超650亿千瓦时。考虑到其他产业和居民生活用电的增长，2020-2025年，云南新增用电量或超1000亿千瓦时。

云南“十四五”缺电，可能压降外送电量。2020-2025年，云南新增本省供应电量约650亿千瓦时：其中增量电源530亿千瓦时（扩容水电200万千瓦，乌东德100亿千瓦时，煤电350万千瓦，风电800万千瓦，光伏300万千瓦）；假设通过需求侧管理，火电小时提高到3000小时，存量火电可多发120亿千瓦时。相比超1000亿千瓦时的需求增量，本省供应增量严重不足。云南可能压降外送电量，优先保证本省用电。

（二）广东消纳的外送电中，云南水电是绝对主力

2019年，广东发电量4851亿千瓦时，用电量6698亿千瓦时，煤电装机利用4155小时；2019年广东接受云南、贵州、广西、湖北、湖南等地外送电2022亿千瓦时；并向香港澳门送电177亿千瓦时。2019年，云南送广东电量1234亿千瓦时，占外送电的61%。“十四五”初，云南乌东德特高压（500万千瓦）将投产，外送电中云南水电占比将进一步提高。

广东2020-2025新增电量供应约1350—1400亿千瓦时：本省新投产装机可增加约1200亿千瓦时供应，其中煤电新增约800万千瓦，气电900万千瓦，核电240万千瓦，陆上、海上风电1300万千瓦，光伏300万千瓦；外送电仅新增云南乌东德500万千瓦150—200亿千瓦时，贵州缺电煤，周边福建湖南江西没有外送能力。

2016-2019年，广东新增用电量1385亿千瓦时，年均增速6.0%。考虑到疫情影响和经济结构转型，假设2020年用电量零增长，“十四五”用电增速为3-6%；则“十四五”期间用电量增长1066-2265亿千瓦时。

考虑到2019年广东供应有盈余，按外送电如常运行计算：“十四五”初广东供应宽松，后期平衡。广东外送电渠道单一，云南“十四五”大规模上马高载能产业，如缺电、减少外送电量，或影响广东的供应可靠性。

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建议：设置容量电价理顺营销环境，推进煤电和核电工作

（一）在川滇渝试点设置容量电价，理顺营销环境

川滇渝“十四五”新增电源无法满足自用电和外送电的增量需求。因建设期长，新开工水电无法在“十四五”投产；存量火电全行业亏损，影响增量火电投资积极性。

建议参考江浙的气电容量电价和山东的煤电容量电价，在川滇渝试点两部制电价，在电量电价之外，为调峰煤电设置容量电价，理顺营销环境，让煤电厂保本微利，避免存量煤电破产恶化当地的电力供应。

（二）推进江浙粤新增煤电项目建设

“十三五”期间，川滇水电过剩，弃水频发，外送至江浙粤的水电量有保证。“十四五”期间，江浙粤三省电力供应先后趋紧，恰逢西南水电送端省缺电；浙江“十四五”增量不足，如四川截留白鹤滩或调减外送电量，将更加供不应求；广东的外送电渠道中，云南水电占比过高，一旦云南缺电，易被波及；江苏外送电渠道多元化，存量有盈余，本省增量可观，受影响相对较小，预计供应偏紧的时点提前到“十四五”中后期。

江浙粤是中国经济的火车头，用电体量、增量巨大，为避免因缺电影响经济和民生，需未雨绸缪，早做准备。

江浙粤水电开发殆尽；核电建设期五年，新开工核电2025年后才能投产；气电价格高昂，不利于供应侧降成本，且气源有限；风电光伏只能提供少许电量，无法参与电力平衡，配套储能的成本较高、近期无法规模化。唯有煤电，建设期18-24个月，可在短期内大规模提供电力和电量。如新建火风光打捆的特高压外送电线路，考虑到前期工作、获取支持性文件、建设的耗时较长，即便马上启动前期工作，预计“十四五”中后期才能投产，远水难解近渴。

为节约时间，建议在江浙粤区域筹备一批煤电前期项目，时序上，浙江优先，广东江苏可略缓；厂址选择方式上，优选存量电厂的扩建厂址，次选新增厂址。

（三）推进核电厂址前期工作、以备“十五五” 

（作者系电力行业从业者，文章仅代表个人观点）