湖北省消納西南水電的策略研究

蔣 霖，王 楓，唐金銳，李泰軍，胡濟州，庸 威

(1.國網湖北省電力公司，湖北 武漢 430077；2.中國電力工程顧問集團中南電力設計院有限公司，湖北 武漢 430071)

0 引言

今后十五年的時間，是西南水電大規模開發時期，根據國家總體能源規劃，華中東四省（包括湖北）是消納西南水電的重要市場，應該也必須消納西南水電[1-4]。在此背景下，通過分析研究，明確湖北應該消納西南哪些水電、可以消納多大規模、什么時機消納較合適，有助于提高湖北電網運行經濟性、安全性，增強湖北電網規劃的主動性和適應性。

1 湖北消納區外電力的必要性

1.1 湖北電力工業情況

從全省全口徑裝機結構來看，湖北省電源生產結構以水電為主；但扣除三峽外送電力后，湖北省電源結構以火電為主，由于水電裝機占全省水電經濟可開發量的比重已超過90%，因此短期內這一結構將難以改變。2014年湖北省電源結構見表1。

表1 2014年湖北省裝機構成表Tab.1 Generator unit construction in Hubei in 2014(單位：104kW)

1.2 未來電力供應需求分析

根據湖北省的國民經濟發展情況，結合歷史用電結構情況，對湖北未來的全社會用電量和用電負荷進行了預測，分為高方案和低方案。

（1）電力負荷預測高方案

湖北2020年和2025年全社會負荷將分別達到5 260×104kW和6 885×104kW。考慮到目前湖北在建及已核準火電項目973×104kW、已取得路條及納入規劃火電項目136×104kW，以及特高壓交流送入電力，湖北電力平衡計算結果如下：

1)至2020年，湖北電源建設空間達到1 000×104kW。

2)不考慮核電，2025年湖北電源建設空間約為2 839×104kW。

（2）電力負荷預測低方案

湖北2020年和2025年全社會負荷將分別達到4 450×104kW和5 384×104kW。考慮到目前湖北在建、已核準、已取得路條及納入規劃火電項目1 109×104kW，以及特高壓交流送入電力，湖北電力平衡計算結果如下：

1)至2020年，湖北電力由盈余狀態轉為基本平衡。

2)不考慮核電，2025年湖北省電源建設空間約為1 127×104kW。

1.3 中長期電力供應措施分析

根據上述分析，結合全國其他地區的電力平衡計算結果，至2025年左右，華中區域將超越華東，成為我國最大的能源（非油氣）輸入區域[5]。且華中區域處于全國能源流的末端，缺少沿海區位優勢，能源進口難度大，能源供應問題最為突出。

為保證中長期電力供應，湖北可采取措施包括：加快開發風電和太陽能發電建設、增加湖北吸納三峽電量、有序推進火電建設、經濟合理消納區外電力、積極推進省內核電建設。受湖北資源限制，新能源對本省電力供應的貢獻度非常有限。而三峽電力回收難度大，回收的比例有限。因此，湖北的電力供應安全將主要依靠火電建設、區外電力消納以及核電建設措施來保障。

1.4 湖北消納區外電力的時機與規模

根據未來建設的鐵路煤運能力[6]，以及二氧化硫、氮氧化物排放控制指標[7]，對湖北省的煤電建設極限進行了分析，初步測算結果表明，受環保及交通運輸制約，2020年，湖北煤電建設極限值約為4 100×104kW[8]，2025年約為4 500×104kW。

（1）電力負荷預測高方案

“十三五”，至2020年，若湖北電源建設空間1 000×104kW全部依靠省內自建煤電彌補，則屆時省內煤電規模達到4 575×104kW，超過煤電建設極限值。因此，建議湖北消納區外電力，落點一條直流，保證本省電力供應安全。

“十四五”，2025年，湖北電力建設空間相比2020年增加1 840×104kW，即使“十四五”期間核電規模達到500×104kW，若全部依靠省內自建煤電彌補，省內煤電規模將超過湖北煤電建設極限。因此，建議“十四五”湖北消納區外電力，落點一條直流，保證湖北省電力供應安全。

（2）電力負荷預測低方案

“十三五”，湖北基本處于盈余狀態，無需消納區外電力。但部分煤電機組的緩建，將為區外電力受入創造一定的條件。

“十四五”，2025年，湖北電力建設空間相比2020年增加1 100×104kW，由于“十四五”期間湖北省內核電規模達到500×104kW存在較大的不確定性，若全部依靠省內自建煤電彌補，屆時省內煤電規模將接近湖北煤電建設極限。一旦核電發展滯后、環保壓力加大或鐵路運輸卡口，湖北省電力供應安全將無法得到保證。因此，建議“十四五”湖北消納區外電力，落點一條直流，保證湖北省電力供應安全。

（3）小結

“十三五”期間，在電力負荷預測高方案下，可消納區外電力，落點一條直流；在電力負荷預測低方案下，湖北基本處于電力盈余狀態，無需落點直流。

“十四五”期間，不管在電力負荷預測高方案下還是低方案下，建議消納區外電力，落點一條直流。

2可供湖北消納西南水電規模

2.1 西南水電概況

我國西部的水力資源豐富，主要集中在大渡河、雅礱江、金沙江、瀾滄江、怒江、雅魯藏布江等6大流域。雅魯藏布江的水電開發工作深度尚淺，預計2030年前不可能集中開發形成規模，論文中暫不考慮。結合相關流域輸電規劃研究成果[4,9-11]，這5大流域梯級水電站以及四川季節性水電開發時序和規模如表2所示。大渡河流域電站規劃裝機總規模約為2 670×104kW，未來的送電方向主要為四川地區。

雅礱江流域電站規劃裝機總規模約2 850×104kW。雅礱江上游總體規劃裝機規模有限，約250×104kW；雅礱江中游規劃總裝機規模約1 130×104kW；雅礱江下游主要送電華東，部分在重慶和四川消納。

表2 西南水電開發規模、進度及送電方向Tab.2 The planning schedule and accommodating area of the southwest hydropower(單位：104kW)

需要說明的是，雅礱江中游水電距離四川負荷中心也較近，根據目前的輸電規劃，其枯期電量留存四川消納的可能性大。

瀾滄江流域電站規劃裝機總規模為3 116×104kW。瀾滄江上游（西藏段）裝機規模625×104kW；瀾滄江上游（云南段）裝機規模883×104kW，送電廣東；瀾滄江中下游河段規劃水電均已投產，送電廣東、云南地區消納。

怒江流域電站規劃裝機總規模約為3 690×104kW。怒江上游總裝機容量約1 460×104kW；怒江中下游梯級開發規模約為2 220×104kW，考慮送廣東、云南等地區消納。

金沙江流域電站規劃裝機總規模約為8 100×104kW。金沙江上游總裝機規模約1 450×104kW；金沙江中游總裝機規模約為2 100×104kW，主要送電云南、廣西、廣東地區消納；金沙江下游總裝機規模約4 520×104kW。目前，溪洛渡左岸、右岸、向家壩均已投產，金下二期烏東德水電在廣東、云南地區消納，金下二期白鶴灘水電總裝機1 600×104kW。

根據相關研究結果[5]，四川“十三五”可外送季節性電力630（枯水年）～1 015×104kW（平水年）；2025年可外送季節性電力1 180（枯水年）～1 580×104kW（平水年）。

2.2 可供湖北消納的西南水電規模

根據上節分析內容，除四川季節性水電外：“十三五”期間可供湖北消納的西南水電包括雅礱江中游水電。“十四五”期間可供湖北消納的西南水電包括金沙江上游水電和金下二期白鶴灘水電。

3 湖北消納西南水電策略

3.1 西南水電策略思路

西南水電屬于可再生能源，宜就近消納，以降低輸變電工程投資，減少能源損耗。而華中（湖北）是西南水電最近的消納市場，從全國能源流經濟、合理角度出發，湖北應優先消納西南水電，其次再考慮消納北方煤電基地送出的火電（以下簡稱“北方火電”）。

但在消納西南水電，應注重其高效性、經濟性及安全性。湖北電力供應長期受到水文年、豐枯期影響，枯水年、枯水期供電壓力較大。接受西南水電時，應重點關注出力特性較好的水電。

2015年，湖北煤電標桿上網電價全國第6，接受外電應該充分考慮經濟性，關注送入電力的落地電價，努力降低用電成本。

湖北用電負荷有限，接受外區送入電力時，需考慮電網實際接受能力，避免受入電力規模較大，影響電網安全穩定運行和系統調峰[12]。

3.2 西南水電出力特性

根據相關流域輸電規劃研究成果，可供湖北消納的雅礱江中游水電、金沙江上游水電、白鶴灘水電和四川季節性水電豐枯期外送電量比如下表3所示。

可見，白鶴灘水電的出力特性最好，平水年豐枯期電量比為61∶39，枯水年豐枯期電量比為54∶46；其次為金沙江上游水電，平水年豐枯期電量比為70∶30；再次為雅礱江中游（枯期全部外送），最后為四川季節性水電和雅礱江中游水電（枯期全部留存四川），豐期送電而枯期不送電。

表3 可供湖北消納西南水電的出力特性Tab.3 Output characteristics of the southwest hydropower accommodated in Hubei

3.3“十三五”消納西南水電策略

“十三五”期間，電力負荷預測高方案下，需要消納區外電力，落點一條直流。表4給出了雅礱江中游水電枯期全部外送和枯期全部留存四川時送湖北消納的替代率。

表4 雅礱江中游水電替代率Tab.4 Substitution effect of the hydropower in middle reach of Yalong River

由于雅礱江中游水電出力特性不理想，即使枯期電量全部外送，湖北受入超過500×104kW時，替代率就不足100%，即無法替代同等容量的火電機組，造成資源浪費。如果僅送500×104kW，則雅礱江中游水電剩余容量將無法充分利用。實際上，雅礱江中游水電枯期電量將首先要保證四川地區供電，很可能全部留存四川，此時雅礱江中游水電的豐枯期電量比更差，在湖北受入超過300×104kW時，替代率就不足100%。

因此，從全國資源優化利用角度出發，雅礱江中游水電不宜送湖北消納，可送往其他省份消納。

3.4“十四五”期間湖北消納西南水電的優化

“十四五”期間，可供湖北消納的西南水電包括金沙江上游水電和金下二期白鶴灘水電。

根據金沙江上游水電和金下二期白鶴灘水電出力特性，得出送湖北消納時的替代率如表5。可見，在送湖北消納800×104kW水電條件下，金沙江上游水電和白鶴灘水電的替代率均為100%，替代火電裝機效益明顯，湖北能夠完全消納上述西南水電。

表5 金沙江上游水電和白鶴灘替代率計算結果Tab.5 Substitution effects of the hydropower in upper reach of Jinsha River and Baihetan hydropower

在此基礎上，重點從水電送入后湖北調峰、火電利用小時數及電價的影響來對比研究湖北應該消納哪個水電更合適。

調峰方面，分析結果見表6所示，結果表明，受入白鶴灘水電，可降低省內調峰壓力10.7個百分點；受入金沙江上游水電，將增加省內調峰壓力1.5個百分點。

表6 2025受入西南水電后對湖北調峰壓力的影響Tab.6 Impact of accommodating southwest hydropower on peak load regulation demand in 2025

對電價的影響方面，分析結果見表7所示，上網電價是按照水電站單位千瓦造價估算得出。結果表明，白鶴灘水電的“落地電價”為0.441 6元/kW·h，與省內火電上網電價持平；金沙江上游水電的“落地電價”為0.466 0元/kW·h，較白鶴灘水電“落地電價”高出0.024元/kW·h。

表7“十四五”西南水電落地電價測算結果Tab.7 Price level of the southwest hydropower

火電利用小時數影響方面，結果表明，由于白鶴灘水電利用小時數低于省內火電利用小時數，而金沙江上游水電利用小時數高于省內火電利用小時數，因此，受入白鶴灘水電后，省內火電利用小時數上升，而受入金沙江上游水電后，省內火電利用小時數下降。

因此，“十四五”期間，推薦湖北消納白鶴灘水電。

3.5 湖北消納四川季節性水電策略

對四川季節性水電的“落地電價”進行了測算，四川季節性水電的“落地電價”為0.36元/kW·h，較省內煤電上網電價低約0.08元/kW·h，可見，在避免對湖北省內調峰等造成過大影響的條件下，可適當消納，以降低省內用電成本。

后續將根據省內負荷特性、調峰電源現況及規劃對接受四川季節性水電的規模進行分析確定。

4 結論

1）受能源資源、環保及交通運輸制約，為保證中長期電力供應安全，湖北省必須大規模接受外電、大力發展核電。

2）由五大流域電站的開發時序、送電方向，及四川季節性水電的規模可得，除四川季節性水電外，“十三五”可供湖北消納的西南水電包括雅礱江中游水電，“十四五”可供湖北消納的西南水電包括金沙江上游水電和金沙江下游二期水電（即白鶴灘水電）。

3）“十三五”期間，在電力負荷預測高方案下，湖北可考慮消納北方火電；在電力負荷預測低方案下，湖北基本處于電力平衡狀態，沒有空間接受外電。但部分煤電機組的緩建，將為區外電力受入創造一定的條件。

4）“十四五”期間，不管在電力負荷預測高方案還是低方案下，建議湖北積極爭取消納白鶴灘水電。

5）湖北可合理消納四川季節性水電，降低用電成本。

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