云南電力發展結構研究

付賢婷，陳瑾，蔣翔，方豪

(云南省電力設計院，昆明 650051)

1 “十一五”以來電力發展分析

云南省是一個以水電為主的電力系統，水電裝機規模占全部電源比重約70%。大多數為徑流式電站，幾乎沒有調節能力。省內電源分布呈現“西水東火”的特點。水電利用小時數在4300～4500小時左右，火電利用小時均在4600～5300小時。

圖1 云南省電源裝機結構圖 單位:10 MW

云南省煤炭資源豐富，但以小型煤礦居多。受連續礦難影響，煤炭復產緩慢，電煤市場供應量下降，枯期火電發電能力得不到充分利用。

“十一五”期間云南省水、火電裝機容量基本滿足云南省內負荷增長和西電東送需求，但來水偏少，加之電煤供應不足，云南電力供需總體偏緊，2005年至2010年云南省累計計劃限電293億千瓦時，缺電主要發生在枯期。2011年計劃限電27.2億千瓦時，全年平均缺電率為3.13%，缺電程度呈逐年下降趨勢。

圖2 云南火電逐月利用小時數情況

2 “十二五”電力結構研究

為了測算“十二五”火電建設空間，以2015年納入云南省電源規模80740 MW為基礎電源方案 (其中水電61730 MW+火電14440 MW+風電4560 MW);基礎負荷水平考慮為32860 MW，敏感負荷水平考慮為35020 MW，外送廣西按3000 MW考慮為敏感因素，得到表2結果。

為了滿足本省枯期用電，在不同的負荷和外送情況下，“十二五”期間云南省火電建設空間約900～3600 MW。如果邊界條件為方案4，此情況下火電項目不能按期投產，電力供應緊張形勢可能進一步加劇。

圖3 云南統調歷史限電情況

表2 不同負荷方案對火電建設規模的要求

2015年云南水電占總裝機比例超過70%，平水年豐期棄水電量主要集中在7、8、9三個月。富集的電力可結合滇西北、滇西南當地礦產資源，利用電價機制，引導具備季節性生產能力的黃磷、鐵合金、還原鐵等電爐冶煉產業可持續發展，把地方水電資源優勢切實轉化為經濟發展優勢，最大限度地就地消納。

云電送桂方面，云南省2015年豐期在滿足省內負荷用電的基礎上，增加3000 MW外送廣西電力沒有任何困難，并可以滿足按豐枯電量比70%:30%的要求送電。建議推進相關輸變電工程建設，充分消納云南豐期富余水電，滿足廣西用電要求。

云南省“十二五”期間建成投產的水電站大多是徑流式電站，缺少龍頭水庫，豐枯期發電量懸殊較大。建設龍頭水庫的補償政策尚未出臺，電站項目業主對建設龍頭水庫積極性不高。為了徹底改善云南省“豐盈枯缺”的電力結構矛盾，建議制定龍頭水庫電站的補償機制，為今后爭取建成投產一批調節性能較好的龍頭水庫提供政策支持。

3 中長期電力結構研究

3.1 研究思路

云南省電力結構的主要矛盾已逐漸轉化為負荷發展和外送需求與電源發展之間的矛盾。從宏觀角度對藏東南水電和送電方向和規模提出建議，歸納總結未來云南省水電、火電、風電、光伏和核電的發展思路。

3.2 2020年電力發展分析

2020年云南省內全社會用電量達到2937億千瓦時，最大負荷46000 MW，外送容量按2015年協議及規劃的22350 MW考慮。“十三五”期間水電新增瀾上8830 MW，瀾下的155 MW;金下13100 MW;怒江中下游5650 MW;中小水電2050 MW;風電1500 MW。火電基礎裝機14440 MW考慮。

在滿足省內負荷用電需求，且可在“十二五”外送水平的基礎上新增外送規模12000 MW，達到34350 MW，主要送電方向是廣東、廣西。

表3 2020年電源結構對系統供需形勢的影響分析

根據表3，2020年云南火電裝機規模達到18640 MW以上是較為合適的，可以滿足省內負荷的發展需要，并適應怒江干流電站或白鶴灘電站不能按時建成投產的情況;可以提高外送通道利用率，優化外送電力特性，減少豐期棄水電量，緩解“豐余枯缺”的矛盾。

3.3 2030年電力發展分析

2030年云南省內全社會用電量預計達到4100億千瓦時，最大負荷66000 MW。外送容量按2015年協議及規劃的22350 MW考慮。火電基礎裝機按14440 MW考慮。水電裝機除向家壩外全部參與平衡，風電裝機按10000 MW參與平衡計算。

表4 2030年云南供需形勢

到2030年可以滿足省內負荷用電需求，并維持“十三五“外送34350 MW的規模。龍頭水電站的開發，特別是龍盤電站的建設，對解決云南“豐余枯缺”矛盾的作用較為明顯，對云南水力資源的利用意義重大，宜優先開發。

按火電年最大利用小時數不超過5500考慮，當火電裝機規模由14440 MW分別提高至1620、1860、20000 MW，云南枯水年和平水年可外送規模如表5所示。

表5 2030年不同水電外送方案云南電力電量平衡情況

3.4 負荷特性對電源結構影響

以2030年負荷特性為例，通過改變日平均負荷率，可以減少豐期棄水電量，增加枯期電力盈余。當提高夏季日平均負荷率2%，降低冬季日平均負荷率2%，可減少棄水電量約35億千瓦時，增加枯期電力盈余約1200MW。

3.5 藏東南送電規模與方向分析

經測算，2011年～2030年華東四省一市新增可供藏東南水電競爭的市場空間約180000 MW，華中東四省市場空間約143000 MW。廣東省市場空間約57000 MW。廣西省市場空間約28000 MW。藏東南水電距送電市場距離見圖4。

圖4 藏東南水電送電方向

為保證水電資源得到充分利用，藏東南水電可就近送往貴州電網，部分電力在貴州消納，部分電力利用原貴州西電東送通道接續送往廣東消納。結合電站投產進度，2020年藏東南水電可送貴州7500 MW，2030年達到15000 MW。富余的其它藏東南水電可以通過云南和四川的外送通道向華東、華中、廣州送電。

3.6 云南中長期電源發展思路

1)水電:按照規劃投產進度，2030年達到119260 MW，2030年藏東南水電裝機規模約20000 MW。云南及近區水電應優先保證云南本省的用電需要，富余電力電量可以通過外送獲得經濟效益。龍頭水庫的建設，可以實現各個梯級電站的聯合調度，調整整個流域的豐枯出力，提高電站利用效率，有效緩解“豐余枯缺”的矛盾。

2)火電的建設是保證云南枯期用電的關鍵措施，并可對部分地區起到電源支撐作用，中長期云南繼續發展火電是有必要的。在14440 MW的基礎上，適當增加火電裝機規模是很有必要的。在水電按計劃投產的情況下，云南2030年火電裝機容量達到20000 MW，可以維持“十三五“外送34350 MW的規模。考慮到云南省褐煤比重大，電煤開采條件差的特點，未來煤電應優先考慮循環流化床、煤矸石電廠等燃料適應性強的電廠。

3)風電:根據2030年基礎方案的電力平衡結果，云南枯期水電存在14000 MW以上的空閑容量，調峰能力充裕，可以滿足2030年規劃的20000 MW風電規模的接入，替換火電裝機容量約7000 MW。

4)光伏:光伏電站規劃裝機容量不大，且小方式下光伏電站出力為零，不占用系統調峰容量，從系統平衡角度來說，對系統影響不大，而且其發電量可作為系統的有益補充，但豐期也可能增加水電的棄水電量。

5)核電:核電在系統中帶基荷運行，基本不具備調峰的能力，將占用火電的工作位置，進一步擠壓火電的發展空間。而豐期核電將占用保安開機的份額，由于其不能調峰運行，將增加水電的棄水電量。隨著省內電源基本開發完畢，發展核電可作為云南省遠景年保障電力供應的一種途徑。

4 結束語

1)加快龍頭水庫建設，實行水電優化調度，推行豐枯峰谷電價，建立龍頭電站電價補償機制

2)合理建設火電，保障電煤供應，優化火電運行

3)有序建設風電，適當發展光伏電站

4)研究遠景年建設核電的可行性

5)具備季節性生產負荷，可以在國家產業政策允許的范圍內，通過適當調整豐枯電價，引導上述產業合理增加規模，并實現季節性生產。

6)云南省中小水電裝機規模大，絕大部分沒有調節性能，為解決汛枯出力懸殊，提高電站發電效率及經濟效益，應當加強滇西水電較為富集的地區送電通道和骨干電網建設，拓展電力輸送通道送電能力。

［1］云南省電力設計院.云南“十二五”輸電網規劃優化研究［Z］.2012，53－X06261K.

［2］云南省電力設計院.云南中長期目標網架規劃 ［Z］.2012，53－X06271.