“十三五”应加强四川水电在华中区域消纳

　　“十一五”以来，华中区域一直面临两个困局：一是四川水电大量弃水，消纳困难；另一个是湖北、湖南、江西及重庆等省市电力供应一直呈现“整体供电能力偏紧、局部供电形势紧张”的态势，电力保障困难。特殊的地理位置、丰富的水电资源、独特的资源分布特点，决定了华中区域既是西电东送的重要送端，也是西电东送的重要受端。“十三五”期间，加强四川水电在华中区域的消纳，既符合能源流向，也是十分必要和紧迫的。

　　1 华中区域消纳四川水电的必要性

　　1.区内能源资源匮乏，同时用能需求旺盛

　　华中地区一次能源分布特点是“北煤、南水、西水气”。水能资源十分丰富，但煤炭、石油和风能、太阳能等能源资源均十分匮乏，能源资源对外依存度高。近3年，华中区域能源对外依存度从35%左右迅速攀升至50%，成为我国主要的能源输入区域，加之区域地理位置特点，华中区域已经成为我国能源供应最困难的区域。

　　从用电负荷发展趋势来看，华中区域正处于加速发展的时期，未来用电负荷将有较大增长空间。目前华中区域的整体发展水平落后于全国平均水平，区域内各省人均用电量都在全国平均水平的50%-80%之间。要赶上全国平均水平，华中区域的电力消费仍有较大提升空间。随着“中部崛起”、“长江经济带”、“一带一路”等国家战略的深入实施，华中区域经济发展的“后发优势”将逐步显现，用能需求将持续较快增长。

　　2.电煤运输困难，电力供需矛盾突出

　　华中区域能源资源匮乏，又处于全国能源流的末端，能源供应难度大、价格高。煤源、运力、煤价等多种因素均可能影响区内火电机组用煤保障，导致缺煤停机，影响电力供应。

　　华中区域煤炭资源占全国总量8.6%，主要分布在河南、四川、重庆三省（市），湖南、湖北、江西三省煤炭资源极为匮乏。而作为华中煤炭产量最多的省份，河南省从“十二五”开始也已转为煤炭净调入省份。

　　从交通运输的条件来看，湖南、湖北、江西三省地处内陆，既无西部和北部地区的能源资源优势，又无东部和南部地区的海上运输通道优势，在全国各大区域中煤炭供应最为困难。受铁路运力饱和，公路、水路运输能力有限的制约，运力存在较大缺口。

　　从煤价来看，湖南、湖北、江西三省处于我国北煤南运的最南端，运距远，电煤成本高，相应的火电上网电价和终端销售电价也较高。湖南、湖北、江西三省火电上网电价分别居全国第二、第五、第七位，与其经济水平严重不符，很大程度上制约了地区社会经济的发展。

　　未来，随着国内煤炭集运侧进一步西移、北移，华中煤炭调运难度、价格将进一步提升。

　　3.水电资源丰富，但大型、优质水电资源均被送往区外

　　华中水电资源丰富，全区水电技术可开发量1.9亿千瓦，占全国总量35%。华中区域内部70%的水能资源集中在四川省，20%集中在湖北西部和湖南西部。水电待开发容量集中在四川，技术可开发容量达1.2亿千瓦，目前已开发容量占比44%；其余各省水电资源均已进入深度开发阶段，后续开发难度较大，潜力有限。

　　作为全国水电比重最大的地区，华中电力供应受来水情况影响大。一方面水电在年度之间不均衡，遇来水偏枯年份，水电出力急剧缩减，严重影响电力供应；另一方面水电多为径流及季调节的电站，年调节及以上的电站较少，使得水电总体调节性能较差，丰枯期出力相差悬殊。

　　在国家“西电东送”总体战略下，华中区域的大型、优质水电资源均被优先送到华东和南方。目前华中区域已形成8回直流外送水电，外送规模达3476万千瓦。根据国家的分电方案，三峡电站(2240万千瓦)电力约有60%送往华东及广东地区，剩余部分在华中消纳。四川大渡河、雅砻江、金沙江三大流域集中了四川省78.8%的水能。由于距离成都负荷中心较近，大渡河流域以满足四川自用为主。雅砻江流域的锦屏、官地电源组群（1080万千瓦），金沙江下游一期溪洛渡（1386万千瓦）、向家坝电站（640万千瓦）均已送电华东和南方。目前，对于四川“三江”流域的大型电站，华中东四省均没有消纳份额。

　　大型优质水电的外送一定程度上加剧了华中区域能源供应的紧张局面。近几年，湖北、重庆等省一直在呼吁调整三峡分电比例，反映出随着中西部地区的发展，用电需求不断增加以后，西电东送送电端的诉求。而西南水电开发及送电方向经过多年论证，溪洛渡、向家坝40%的电力电量送华中，但在实际操作中，在没有经过重新论证与按程序评审的情况下，进行了改变。

　　4.川电大量弃水,季节性电能消纳困难

　　“十一五”至“十四五”期间是四川水电大发展时期，四川的大、中、小型梯级水电站呈现持续、流域、规模化的开发态势。四川的水电分为两类：一类是大型的水电站，已开发的大型水电项目均有专门的配套外送线路，目前已全部送往华东和南方。另一类是中小型水电，这类水电属于季节性电能，存在弃水问题。2014年四川水电调峰弃水损失电量超过100亿千瓦时。

　　季节性水电丰水期存在弃水问题。究其原因：一方面丰水期由于负荷峰谷差大、电源调峰能力不足而出现调峰弃水；另一方面由于水电开发过度集中、外送通道建设滞后、电源送出卡口导致窝电弃水。

　　5.省间联络线容量不足，限制了川电在区域内的消纳

　　四川电网已形成“四直四交”的外送格局，四回直流均送区域外，送电能力2460万千瓦；四回交流送区域内，送电能力仅400万千瓦。受四川与重庆两地电源和负荷分布不均衡影响，川渝断面南北通道潮流不均衡问题严重，洪板线热稳制约川渝断面送电能力，使川渝联络线实际输电能力下降。尽管2014年实施了洪板双回线增容改造工作，但是目前川渝联络线实际输电能力仍受多种因素制约。

　　川渝通道是重庆及华中东四省吸纳四川水电的唯一通道。川渝断面输送能力受限，又使得渝鄂断面闲置，输送能力无法充分发挥。受输电通道的瓶颈制约，重庆及华中东四省吸纳四川水电极其有限。2014年，四川全年外送水电电量1116亿千瓦时，创历史新高。但是重庆及华中东四省全年吸纳的川电只有157亿千瓦时，仅占14%。

　　2 华中区域消纳四川水电的可行性

　　1.四川省的外送能力

　　随着大型电站建成后留川电量的增加，四川由过去的“丰余枯缺”转变为“丰余枯不缺”。经电力电量平衡计算，四川水火电源在满足自身丰枯期负荷需求的前提下，丰水期可新增部分外送容量。其中：“十三五”期间可新增季节性水电，丰期外送电力600～1000万千瓦；“十四五”期间季节性水电外送能力可进一步增加约600万千瓦。此外，“十四五”期间大型电站金沙江下游二期白鹤滩电站和乌东德电站丰水期可全部外送。

　　2.“十三五”华中具备消纳部分季节性水电的能力

　　根据各省市提出的“十三五”及中长期负荷需求预测，考虑已列入规划的电源项目及已明确的区外来电后，2020年，重庆及华中东四省分别有280万千瓦和3700万千瓦的市场空间。

　　扣除三峡外送容量后，重庆及华中东四省水电装机只占28%，水电比重远远低于四川（四川水电占本省装机的80%），重庆及华中东四省具有消纳四川富余季节性水电的能力。同时，华中东四省水电来水时间较早，从3月份的桃花汛到9月份，而四川的水电来水一般是5月-11月，存在一定的汛期时差。

　　当然，由于四川季节性水电丰水期（5月-11月）基本无调节能力，枯水期无送电能力，年发电利用小时数约3300小时。季节性水电消纳达到一定规模后，对火电装机的替代率减弱，并增加受端调峰压力。同时，输变电工程输送单位电量成本也会上升，经济性减弱。因此，需要科学论证后确定四川季节性水电外送的合理规模。

　　3.“十四五”华中具备消纳全部白鹤滩电力的能力

　　白鹤滩电站属于金沙江下游四个大型电站之一，装机1600万千瓦，调节性能优异，全年电力电量均匀，年利用小时约4000小时。2015年该电站即将核准开工建设，预计“十四五”将投产发电。由于白鹤滩电站出力特性优质，与华中受端省份电力市场空间及用电需求曲线契合，对华中受端省份火电装机可实现百分之百替代，送入电力电量可得到充分利用。因此，我们建议全部留存华中区域，由缺能比较严重的湖北、江西和湖南三省消纳。

　　根据电力电量平衡计算，2025年湖北、湖南、江西三省至少有3390万千瓦的市场空间，因此具备消纳全部白鹤滩电力的能力，且白鹤滩电力也符合华中夏、冬双高峰的电力负荷特性。

　　3 规划建议

　　华中区域地处我国腹地，但长期以来在我国政治经济版图中有被决策层面忽视之嫌。尽管华中缺能严重，也是西电东送的受电地区，却总是被认为与华东、南方相比，地位要弱，重要性和保障性不够。但是，华中区域处于全国能源流的末端，缺少沿海区位优势，能源进口难度大，核电发展形势不明朗，发展新能源的条件较差，能源“保供”问题最为突出。

　　水电是华中区域能源资源的最大优势，从一次能源平衡、输电距离及资源使用效率等因素综合分析，充分吸纳区域内的四川水电将是未来华中区域电力供应保障的首选。建议“十三五”至“十四五”期间四川水电在满足自身负荷需求的前提下，优先就近送重庆，然后应重点考虑华中东部四省的市场需求。统筹考虑外送规模、送电特性、输电形式和送电经济性各种因素后，建议“十三五”期间，通过加强川渝500千伏交流第三通道，并建设一回直流到湖北，将季节性水电主要送电重庆与湖北消纳。同时充分利用现有通道输电能力，枯水期安排河南送电重庆，水火调剂运行。“十四五”期间，建议金沙江下游二期白鹤滩电站电力全部留存华中地区消纳，规划建设两回直流，一回到湖北，一回到江西。配套直流的建设，相应加强省间500千伏联络线保障供电安全。

　　（罗毅芳系国家能源局华中监管局局长、党组书记）