新型電力系統背景下云南電網“十四五”及中長期電力保供面臨的形勢及解決措施探討

趙爽，王志敏，段平生，楊浚文

（1.云南電網有限責任公司電網規劃建設研究中心，2.云南電網有限責任公司規劃部，云南 昆明 650011）

0 前言

新型電力系統是適應大規模高比例新能源發展的全面低碳化電力系統，構建具有更強新能源消納能力的新型電力系統將成為保障電力“碳達峰、碳中和”如期實現的重要依托。

云南省綠色能源居全國前列，綠色電力不僅服務于云南，也為我國西電東送的發展做出了重要貢獻。云南省能源資源總體呈現“貧煤少氣多水”的特征，風光新能源資源較為豐富，技術經濟可開發總量約1.38億千瓦，“十四五”及中長期剩余開發潛力約1.25億千瓦；水電技術經濟可開發總量約1.18億千瓦，水風光為主體的能源結構將成為未來云南特性新型電力系統的基本特征。隨著云南水電建設高峰基本結束，后續新增大型電源潛力有限，中長期兩江流域水電剩余開發潛力約880萬千瓦；抽水蓄能技術經濟開發總量約1910萬千瓦。但目前云南省內鋁、硅、電池等項目相繼落地不斷推高全社會用電量，而“十四五”至2030年前電力裝機增加有限、供給側增長乏力，加之可再生能源“靠天吃飯”的特性，將導致供需不匹配矛盾更加嚴重。

本文從云南現狀電力供應的形勢出發，詳細分析各類型電源在電力保供方面的作用，結合云南中長期負荷發展及用電特性，以滿足云南“十四五”及中長期電力保供為目標，提出云南未來保障電力供應的電源結構建設方案，為實現云南電網的綠色可持續發展提供參考。

1 現狀電源結構問題

1.1 現狀用電特性

云南省2022年全社會用電量為2391億千瓦時、人均用電量4559千瓦時/人，分別達到廣東和全國人均用電量的73%、77%（如圖3）。“十三五”以來，人均用電量呈現持續提高的態勢，但與全國平均及發達省份水平相比仍有一定差距。歷史用電結構整體以第二產業用電為主，用電量占全省全社會用電量70%以上（如圖4）。受高耗能產業投產和市場調整影響，第二產業用電比重呈現一定波動態勢，三產及居民生活用電量占比整體呈逐漸增長趨勢，2022年達到25%左右。

圖1 人均用電量對比（千瓦時/人）

圖2 云南歷史用電結構（單位：億千瓦時）

圖3 現狀各類型電源工作位置示意圖

圖4 省內負荷預測年特性曲線

1.2 現狀電源特性

云南現狀以水電為主，2022年全口徑電源裝機11145萬千瓦，基礎保障性電源裝機（水電、煤電）9647萬千瓦，靈活調節性電源裝機（季調節及以上能力水電）3747萬千瓦，徑流水電裝機約1900萬千瓦，新能源裝機1500萬千瓦，整體調節性能較弱。以水電為主的發電側呈“豐多枯少”特征，季節性矛盾突出，且水風光裝機占比達86%，發電能力“靠天吃飯”，應對高溫干旱等極端天氣能力差。

從各類型電源的工作位置與調節能力來看（圖3），水電為系統提供電力電量雙支撐，參與系統調峰并承擔部分基荷。水電發電呈“豐多枯少”特征，豐枯比約67:33。日、周、季調節及以上能力水電占比約75%、59%、48%。汛期調節性能較強的水電多具有防洪等綜合利用任務，調節能力受到嚴重制約，且已充分發揮。工作位置為主要承擔基荷并參與系統調峰。未來仍定位為系統電力電量雙支撐電源。

煤電為系統提供電力電量雙支撐，主要承擔基荷。現役燃煤機組受煤質影響頂峰能力不足，設計階段基本沒考慮深度調峰工況（供熱機組技術最小出力率53%～77%，非供熱機組技術最小出力率49%～60%），出力呈現“上不去下不來”，調節能力不足、頂峰兜底電源不足問題突出。在目前系統中主要承擔基荷。未來應推動煤電由基礎性電源向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型。2023年煤電整體頂峰出力僅為開機容量70%左右。

新能源為系統提供電量，工作在峰荷位置，但風光波動性強、無調節性能，依靠現有系統調節無法實現電量足額消納，系統調節能力亟待提升。

綜合上述分析云南現狀電源發電與用電特性不匹配，結構亟待優化；而水電調節能力弱、煤電靈活性不足、風光波動性強，調節能力建設亟待加強。

2 中長期供需形勢

2.1 電力需求預測及用電特性

云南目前雖為欠發達地區，人均用電水平相對較低，長期看電力需求剛性增長仍具有較大空間，按2035年與全國同步達到10000千瓦時/人的平均水平，用電量達4500億千瓦時以上。負荷特性上最大負荷出現在枯期，季不均衡系數呈上升趨勢，冬夏典型日均出現早晚雙高峰；同時隨著經濟社會發展及居民生活水平大幅提升，三產和居民生活用電將增加明顯，預計日負荷率γ和日最小負荷β將呈下降趨勢。

2.2 已明確電源規劃及供需形勢

十四五常規電源規劃在2022年基礎上新增水電140萬千瓦和煤電480萬千瓦；十四五新能源規劃新增5000萬千瓦（如圖5所示）。

圖5 2025年已明確大型電源裝機分布示意圖

考慮上述電源，2025年全省電量不足170億千瓦時，電力缺口560萬千瓦（如圖6），棄電量集中分布在豐期6-9月小方式及腰方式，呈現白天用不完、晚上不夠用，晴天用不完、陰天不夠用的特征。若火電480萬千瓦不能按期投產，2025年電量不足超300億千瓦時，電力缺口超1000萬千瓦。“十四五”缺電特征為豐枯期高峰時段備用不足，導致電力電量雙缺；遇來水偏枯等極端天氣，電量缺口較多年平均來水情況增大460億千瓦時左右達到630億千瓦時。

圖6 2025年電量缺口及棄電示意圖

圖7 2025年最大負荷日電源工作位置圖（枯水年）

如圖8所示，2035年電量不足1140億千瓦時（豐枯期電量缺口分別約為450、690億千瓦時豐枯比約40:60），電力缺口2600萬千瓦。

圖8 2035年電量缺口及棄電示意圖

中長期缺電特征為豐期除夜間小方式和腰方式外，其余時段電力電量不足；枯期全時段電力電量不足，枯期電量缺口更加突出。遇來水偏枯等極端天氣，電量缺口較多年平均來水情況增大590億千瓦時左右，達到1730億千瓦時（見圖9）。

圖9 2035年最大負荷日電源工作位置圖（枯水年）

中長期電力需求剛性增長，由于新增負荷以鋁、硅、電池等高載能最大負荷利用小時在8000左右，導致省內呈現直線型負荷特性。而新能源做為絕對增量主體，保障性電源裝機不足，加劇了用電與供電不匹配矛盾，電源結構亟待優化。而中長期以新能源為裝機主體的系統，強波動性、弱可控性、低支撐性特征顯著，平抑出力波動、提高消納水平、提升電力支撐水平對于調節能力建設需求緊迫。

3 “十四五”及中長期電力保供解決措施探討

3.1 “十四五”電力保供主要措施

由前述分析可見，“十四五”供需形勢嚴峻，后續兩年為盡可能確保電網安全可靠供電及運行，一是要加快推進規劃的480萬千瓦火電的建設，二是要重點推進新能源建設，確保電量供應；三是在新能源投產同時同步配置儲能，提高新能源消納率，發揮調峰作用；四是發揮南網大平臺作用，推動采用“單缺各方支援，雙缺執行計劃”的方式確保電網安全穩定運行。

3.2 中長期電力保供措施方案探討

從云南省內資源來看：中長期常規水電可開發潛力880萬千瓦（龍盤、古水、奔子欄）、大型水電擴機1000萬千瓦左右，煤電新增裝機潛力約1000萬千瓦，待開發新能源總裝機容量約1.2億千瓦。從外電入滇來看：區外西北沙戈漠風電光伏基地和西藏清潔能源基地均可將云南作為電力外送的受端，中長期具備送電云南2000萬千瓦的能力。從境外電源來看，境外瀾湄國家水電受國際關系、地緣政治、各方意愿等因素影響，不確定性較大，不建議作為云南可靠的電力保障方案。

從上述資源盤點來看，以立足中長期電力供需平衡、統籌省內電源開發與外電引入，堅持省內電力保供與西電東送可持續協調發展為原則，按照立足省內資源潛力配置區內電源開發方案和區外電力引入不同規模，提出以下三類方式：

方式一：省內電源能開盡開，無外電引入；

方式二：水電、煤電支撐性電源與新能源深度開發，適當引入外電規模500萬千瓦；

方式三：水電、煤電支撐性電源與新能源協調開發，充足引入外電1500萬千瓦。

上述三種方式均可滿足省內2035年4500億千瓦時、7400萬千瓦負荷的供電，各類型電源配比情況如表1～表2所示：

表1 不同電源配比情況 單位：萬千瓦

表2 三種方式的指標對比情況

從三個方式的指標對比來看：在省內電源880萬千瓦開發的不確定因素情況下，方式三中長期引入3/2回外電、規模適中，配套省內電源資源適度開發，約束性指標滿足要求、預期性指標較優。方式一、二引入外電規模較小，較為依賴省內資源開發，煤電發電量較大，電煤保障壓力較大，實施性、適應性及綠色化水平相對不高。

從現階段來看，三個方式均能滿足省內“十四五”及中長期的電力供應，各有優劣，可結合省內資源開發及外電入滇的進展、電價政策等進一步論證分析。

4 結束語

本文結合云南電網現狀，對各類型電源在電力保供、調節等方面的作用進行了詳細分析；通過中長期省內資源和外電入滇的盤點，對省內“十四五”及中長期電力供需形勢的嚴峻局面和如何確保省內電力供應提出了初步方案，分析了各方案的電源結構及指標對比。本研究結果可為中長期云南省內電源開發規模、時序及引入外電入滇，抽水蓄能等調節性資源開發提供參考。