9月底，连接四川、重庆电源和负荷中心的电力高速路——国家电网川渝1000千伏特高压交流工程正式开工，开启了四川加快建设结构合理、规模适度超前的电力保障进程。
今年夏天，水电大省四川首次在丰水期出现严重缺电，给经济发展带来重大制约性影响。其原因既有短期内出现的极端天气因素，也有电源、电网等方面中长期形成的结构性因素。
随着成渝地区双城经济圈建设加快实施，四川经济社会进入新一轮高速发展期，未来年用电量大概率将保持10%以上的刚性增长态势，同时或将叠加更为频繁的极端天气加剧电力电量双供需矛盾。
笔者日前组织记者走访多方业内人士及专家，在分析此轮缺电保电情况基础上，梳理出对策建议，以通过对症调结构，充实“工具箱”，提升电力供应韧性。
丰水期首现电力“硬缺口”
高原向盆地陡降的大落差形成了四川丰富的水能资源。全省水电技术可开发量约1.48亿千瓦，占全国22.4%，居全国第2位。金沙江、雅砻江、大渡河流域，在全国13大水电基地中分别居第1、3、5位。四川也是“西电东送”的重要送出端，水电外送电量已连续5年超过1300亿千瓦时，相当于每年外送1.8个2020年成都全社会用电量。
正常年份，四川水电富而有余。以2021年为例，国家电网四川省电力公司数据显示，四川水电总发电量约3724亿千瓦时，其中外送电量约1368亿千瓦时，约占水电总发电量的36.7%。除了国调大水电外送，四川省调水电还外送了富余电量约284.5亿千瓦时。
而今年夏天遭遇的极端高温天气，直接导致用电需求暴增。四川省气象局、四川省水利厅资料显示，7月4日至16日和7月25日至8月29日，全省出现两轮持续性极端晴热高温天气过程，最高气温达到创纪录的44.0℃；全省平均降水量146.9毫米，较常年同期偏少56.9%，位列历史同期第一少位。持续高温、降雨偏少致“汛期反枯”，7月份，四川主要江河来水相比多年同期均值偏少2至7成，8月份进一步偏少4至8成。岷江、大渡河为有实测记录以来同期最枯。
国家电网四川省电力公司数据显示，8月高温持续期，四川居民日均用电攀升至4.5亿千瓦时，最高时达到4.73亿千瓦时，是常态的3.6倍，净增的3亿多千瓦时基本是空调负荷。据测算，四川今年夏季空调降温负荷近2300万千瓦，超过全省用电负荷的1/3，其中负荷中心成都高峰期空调负荷甚至占成都市电力负荷的40%～50%。
往年夏季丰水期，四川省调水电发电量每天可达9亿千瓦时，在满足自用之外还可调度外送。今年高温持续下全省用电需求急剧攀升，最高负荷一度跃升至6500万千瓦，同比增长25%。同时水电发电能力断崖式下降，单日来水发电量最低降至4.2亿千瓦时。这一增一减，导致电力供需矛盾在短期内迅速放大，单日最高电量缺口达3.7亿千瓦时。
水电资源极为丰富且常年承担大量电力外送任务的四川，历史上首次出现丰水期电力电量双缺的极端严重局面，不得不启动能源保供一级应急响应。全省3万多户企业（含1.3万户规上工业企业）被迫停产，日均损失上百亿元。四川电力交易中心总交易师张勇林介绍，过去四川省工业、商业、民用电量比为6∶2∶2，在今夏高峰期变为2∶2∶6，工业用电量减少四成，每天让渡3亿度电给民用。
为应对上述情况，国家电网、四川省及相关方面因时因势、及时调整完善电力保供措施，由四川省统一调度的水电机组根据来水情况设定底线阈值、深挖潜力，日均发电4.56亿千瓦时。同时，火电、光伏、风电等非水资源加力贡献、日均发电量3亿千瓦时，国家电网利用入川通道最大输送能力每日支援电量1.32亿千瓦时，在8月份最艰难的10天左右时间，四川基本保障了民生和重点领域用电，殊为不易。
大规模停限电暴露，电源电网结构性短板
梳理四川此轮高温缺电的中长期因素，一是装机结构偏单一，调节能力不足。地理特性和资源禀赋决定了四川以水电为主的电源结构。四川省发改委能源局数据显示，截至今年7月，四川省电力总装机11888.2万千瓦，其中水电9272.6万千瓦、居全国第一。而以水电为主的电源结构具有“靠天吃饭”的结构问题，即丰枯发电能力差异悬殊。
数据显示，四川枯水期发电能力仅为丰水期的四分之一，而具有调节能力的水电站装机占比仅为40%左右，调节性整体较差，历史上普遍存在“丰余枯缺”的结构性供需矛盾。
水电调节能力不足，其他能源能否补齐？火电方面，今年在水电大幅减发情况下，全省16座主力火力发电厂满发尽发。如8月22日，16座主力火力发电厂出力1272万千瓦，约占当日全川电网最大用电需求的五分之一。尽管如此，火电竭尽全力也无法弥补水电减发量。
风电、光伏等新能源方面，资料显示，四川新能源资源总量约一亿千瓦，主要集中在凉山州、甘孜州、阿坝州、攀枝花市“三州一市”。但由于水电资源相对更加丰富，以及新能源富集地远离主网、送出成本高等多种原因影响，截至今年7月，四川全省并网风电、光伏装机分别仅约590.2万、202.5万千瓦，在整体能源体系中占比很小。
二是电网互济通道不足，支援能力有限。四川存在从“川西向川东”“西部向东部”两个“西电东送”的情况。其中“川西向川东”主要是省调电力，“西部向东部”主要是国调电力。而因为种种原因，这两个“西电东送”都存在电网通道方面的瓶颈或制约，对极端条件下乃至正常情况下的电网运行和电力调配都带来不利影响。
就“川西向川东”而言，从资源分布来看，四川的省调水电机组主要位于川西的甘孜、阿坝等地，而负荷中心成都地区装机容量占总装机不到4%，但用电负荷占全省35%左右，缺少燃煤、燃气发电稳定电源，需要大量从川西地区送入电量，但从川西水电群到成都负荷中心之间，有着众多自然保护区和不良地形地质区，通道走廊资源十分稀缺，传输能力紧张。
就“西部向东部”而言，目前国调大水电发电量高比例送出外省消纳，呈现电力“送多留少”的局面。如三峡集团和雅砻江公司所属大水电机组占四川省水电装机比重30%，且调节性能好，但在投产前已确定各省分电比例，大部分电量统一调度外送华东、华中、重庆等省市，仅20%左右电量留四川消纳。
同时，由于通道缺乏，四川与外省互济能力有限。四川水电与西北地区的煤电、新能源电等具有较强的互补性，丰水期可由四川电网向西北电网输送富余水电，枯水期可由西北电网向四川电网输送煤电和新能源电，实现两地资源“丰枯互济”。此次四川用电紧张，陕西宝鸡至四川德阳输电通道满功率运行，为电力入川作出重大贡献。
综合施策提高电力供给韧性
按近5年年均用电增速10.4%测算，初步预计四川2025年用电量将达到4865亿千瓦时，但预计同期省内供应能力仅有约4600亿千瓦时，电量缺口约265亿千瓦时，若来水进煤不正常缺口还将扩大。随着成渝地区双城经济圈建设加快实施，四川经济社会发展对电力供应的稳定性和安全性都提出更高要求。相关部门和业内专家建议综合施策以提升电力供应韧性：
一是纳入极端天气因素，提高电力系统应急处置和抗灾能力。四川省气象局专家表示，不排除未来出现极热极寒等极端天气的频率更高、范围更大、强度更强，进而导致能源保障需求大起大落。
清华四川能源互联网研究院报告指出，今后应加强电网与应急管理、气象、交通等部门在灾害预警、影响预测等方面协同互动，提高电网灾害预判和处置能力，提升极端天气和微气象条件下电网建设运维水平。
二是加强外电入川通道建设，实现跨省互济。我国西北地区煤电、新能源丰富，能够与四川水电为主的能源结构实现互济。国家电网四川省电力公司董事长谭洪恩建议加强省际协商，一方面加快落实已纳入规划的哈密—重庆800千伏特高压直流输电工程分电四川，实现“疆电入川渝”；另一方面应尽早推动西北到四川第二通道等纳入规划、加快建成，实现电网间跨省交流互联，从调剂余缺走向互为备用，以提高整个电网在空间上的再平衡能力。
三是优化省内能源资源开发，强化源网协调建设。水电方面，优先建设季以上调节能力水库电站，统筹好水电自用与外送量。火电方面，发挥好存量煤电对防范电网安全风险的支撑作用，推动煤电服役期满机组科学安全转为应急备用和调峰电源。新能源方面，重点推进凉山州风电基地和“三州一市”光伏基地建设；以金沙江上下游、雅砻江、大渡河中上游等为重点，加快建设水风光一体化可再生能源综合开发基地，积极支持分布式光伏、分散式风电场等分布式新能源发展。多能互济机制方面，统筹协调利益分配和资源配置方式，推动火电与水电互济、火电与新能源互济，优化完善火电电价机制和水电、新能源资源配置方式，让火电和燃气企业不仅积极建设投入，而且在关键时候能“顶得上”、水电丰沛时也愿意“让得开”。
构建多元互补、多能共济的电力供应体系，还必须配套建设与之相应的电网系统。特高压方面，全力建成甘孜—天府南—成都东、阿坝—成都东、天府南—重庆铜梁1000千伏特高压交流输变电工程及其配套500千伏工程，满足未来投产大型水电站和风光基地送出需求。同时，目前攀西地区已有8回500千伏线路与主网相联，2024年将达到10回，该地区还将建设3000万千瓦以上的水电和新能源，受通道条件、电网安全制约，其与主网500千伏联络能力已达“天花板”，需建设攀西电网至省内负荷中心1000千伏特高压交流输变电工程，解决电网送出通道瓶颈制约。
省内主网架方面，结合特高压交、直流布点构建互联互济的主网结构，重点提升大规模光伏、风电等新能源送出能力和省内受端电网的供电保障能力，整体增强四川电网对新能源占比逐渐提高、极端事件高发频发的适应性和运行可靠性。
四是建设大水电留川“小通道”，做好“战略备份”。“西电东送”是国家战略，四川作为清洁能源大省，为全国能源的供需平衡和安全发展作出很大贡献。金沙江、雅砻江等“西电东送”大水电除直送省外，要完善其与省网相连的“小通道”建设，助力四川电力保障和应急调剂。在此次缺电危机中，国家电网每日支援电量1.32亿千瓦时中有约三分之一是通过“小通道”实现的。
五是积极有序、量率一体推进各类储能设施建设。为电网提供应对极端气候、中长期电力缺额的跨季储能能力。在能源送出端，因地制宜布局建设新型储能设施，促进新型储能多元化发展和多场景应用。积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统，推进大容量和分布式储能技术示范工程。结合调峰需求和新能源开发，在新能源集中送出地区科学选址，加快推进抽水蓄能规划项目建设。
在负荷中心端，根据负荷特性、电源结构、电网结构、重要用户分布、安全需求等情况建立应急备用和调峰电源。
在分布式储能、新型储能建设方面，落实《“十四五”新型储能发展实施方案》，支持在负荷中心地区建设电网侧新型储能。“现在这方面技术很成熟，但目前储能设施成本还是偏高。”谭洪恩说，若按每度电补贴5毛钱以上，应该能有效引导储能市场发展，撬动社会资本加大投入，以后每个单位就像放消防灭火器一样放储能设备。
六是提升电力市场用户侧响应能力。随着中长期用电结构变化，电力负荷尖峰化趋势明显，通过深化以辅助服务市场、现货市场为代表的电力市场建设，充分调动需求侧响应资源，可以进一步降低用电高峰负荷，提升电力供应保障能力，提高能源资源利用效率。同时应提高源网荷储协同控制能力，拓展电网灵活调节手段，加强多级调度系统的协同快速响应。
