大渡河梯级水电站5年“弃水”电量超400亿度，成为四川乃至全国“弃水”重灾区

 　　2020年，中国主要江河流域的‘弃水’用电量约为301亿千瓦时，比去年同期减少46亿千瓦时。“弃水”主要发生在四川省，其主要流域的“弃水”电量约为202亿千瓦时，主要集中在大渡河干流，约占全省弃水电量的53%。”近日举行的2021年第一季度网上新闻发布会上，国家能源局报道了2020年水电建设运行情况，大渡河因“弃水”问题而得名。

 

　　大渡河是长江流域岷江的最大支流，也是四川水电资源丰富的三大河流之一。其干流和主要支流含水电资源3368万千瓦，占四川省水电资源总量的23.6%。拟建的28座梯级水电站总装机容量约为2700万千瓦，在中国十三个水电基地中排名第五。由于供电点靠近四川负荷中心，大渡河一度被称为四川水电的“一环路”。

　　但记者了解到，这一“回路”已经被封锁了很久，“弃水”用电量连年超过100亿千瓦时，成为四川乃至全国“弃水”重灾区。值得注意的是，除了现有电站外，“十四五”期间将建成的大渡河流域许多新建电站也面临着“投产弃电”的风险。

 

 

　　“2015年到2019年，只有国能大渡河某公司的电站超过400亿千瓦时的电量。”

 

　　大渡河流域水电资源量大、开发条件优越、区位优势明显，是中国不可多得的水电宝库。在四川水电三大河流金沙江、雅砻江、大渡河中，大渡河距离四川负荷中心最近，具有输电距离短、输电线路投资少、输电线路损耗小的优势。在此背景下，2013年初国务院发布的《能源发展“十二五”规划》明确提出“全面推进大渡河水电基地建设”，将双江口、猴子岩等11个电站列为发展重点。

　　但由于送出困难，大渡河的资源优势并没有得到充分释放。记者在国家能源局近几年召开的新闻发布会上了解到，大渡河因弃水问题突出多次被点名：2020年前三季度“弃水主要发生在四川省，主要集中在大渡河干流，约占全省“弃水”电量的57%；2019年前三季度“弃水”主要发生在四川省，各大流域“弃水”用电量达到210.3亿千瓦时，主要集中在大渡河干流”；2018年前三季度，“弃水严重的流域是大渡河流域，受输水工程限制”.

 

 

 

 

 

　　近日，川滇两省交界处的金沙江上机器轰鸣，“超级工程”白鹤滩水电站已全面复工。作为规模仅次于三峡水电站的全球第二大水电站，白鹤滩水电站设计装机高达1600万千瓦，是当今世界在建规模最大的水电站，年发电量超过600亿千瓦时。按照计划进度，白鹤滩水电站首台机组将于2021年6月投产发电，全部16台机组于2022年底前投产。

　　我国是水电大国，总装机规模超过3.5亿千瓦，稳居世界第一，远远领先于排名第二的美国（约1亿千瓦）。作为中国乃至世界水电领域具有里程碑意义的标志性工程，白鹤滩水电站的光环远不止于巨大的规模——它还是“十三五”规划“西电东送”骨干电源点、世界在建的综合技术难度最大水电站工程、世界单台发电机组规模最大水电站工程。

　　然而，原计划去年开工的白鹤滩水电站配套送出线路至今迟迟未获核准，让这一距离计划投运时间越来越近的“明星工程”蒙上了每年“弃水”数百亿千瓦时的阴影。

 

 

　　送电线路未按计划时间核准

 

　　根据国家能源局2018年9月印发的《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》（以下简称“《通知》”），为满足白鹤滩水电站电力外送需要，规划两条±800千伏、输电能力800万千瓦的特高压直流输电线路，一条落点江苏苏锡地区，一条落点浙江。

　　2018年8月，国家电网公司副总经理刘泽洪在踏勘白鹤滩-江苏±800千伏特高压直流工程受端站址时表示，该特高压工程将创新采用“混合级联多端柔直” 技术。其中，“混合级联”即送端采用传统直流和基于电压源控制的柔性直流技术；“多端柔直”即受端应用多端柔性直流技术，具有兼容性好、可靠性高等优势。由此可见，国网对白鹤滩水电站送出线路早已有全盘规划。

　　根据《通知》，上述两条特高压直流输电线路本该于2019年核准开工，但截至记者发稿时，仍未有核准迹象。根据国网近日编制的《2020年特高压和跨省500千伏及以上交直流项目前期工作计划》，该公司将推动白鹤滩-江苏、白鹤滩-浙江两项特高压直流工程分别于今年6月、12月获批复，这距离电站首台机组投产的日期分别只有1年和半年，在新冠肺炎疫情防控背景下，线路建设时间十分紧张。

　　特高压工程因输电距离、路径等不同，相应的工期也不同。记者梳理发现，以外送四川水电为主的向家坝-上海、锦屏-苏南、溪洛渡-浙江3条特高压直流工程为例，向家坝-上海特高压直流工程于2009年1月开工，2010年7月投运，施工期18个月；锦屏-苏南特高压直流工程于2009年12月开工，2012年12月双极建成投运，施工期24个月；溪洛渡-浙江特高压直流工程2012年8月开工，2014年7月投运，施工期也接近24个月。另外，目前正在建设的雅中-江西特高压直流工程于2019年9月开工，计划2021年底全面竣工投产，施工期长达27个月。

　　多位业界人士向记者表示，按照工作计划，白鹤滩水电站机组开始陆续投运时，配套的两条特高压送出线路均无法完工，电站“弃水”已成大概率事件。

 

 

　　多地争抢的香饽饽

 

　　为区别在运的向家坝-上海、锦屏-苏南、溪洛渡-浙江3条特高压直流输电工程，白鹤滩-江苏、白鹤滩-浙江和在建的雅中-江西特高压直流工程被称为四川水电外送“新三直”特高压。

　　据了解，国网早在2014年11月就已启动雅中-江西特高压直流工程前期工作，但该工程因送出方式、路径等存在争议，直至2019年8月才获国家发改委核准。

　　与雅中-江西特高压直流工程配套电源雅砻江中游多座水电站相比，白鹤滩水电站是金沙江下游河段第二个梯级电站，规模大、调节性好、建设条件优越，是国内大型水电站中难得的好电源。为此，国网规划将白鹤滩水电站电力通过两条特高压直流线路送入华东特高压交流电网，提高江苏、浙江等地的供电可靠性。

　　为确保白鹤滩水电站的巨量电力“送得出、落得下”，浙江日前提前取得了白鹤滩-浙江特高压直流工程一级配套项目——500千伏临平变电站的可研评审意见，标志着工程在浙江的首个配套项目落地取得阶段性成果，表明浙江为争取白鹤滩水电资源落地积极开展了多项准备。行动起来的还有江苏。早在2019年6月，江苏就已开始推动白鹤滩入苏特高压直流配套500千伏线路迁改，以便腾出线路走廊。

　　“看上”白鹤滩水电站的并非只有江浙两省。近日记者从多方获取的消息显示，四川、重庆、云南等地纷纷提出分配白鹤滩水电站电力的想法。其中，四川、重庆希望白鹤滩水电站电力全部留在川渝，云南则希望分得电力300万千瓦。多地“争抢”使得原本明朗的外送线路落点变得扑朔迷离，最终导致核准一拖再拖。

　　“现在多地之所以争抢白鹤滩水电站，是因为这些地方开始意识到水电资源不仅清洁、可再生、能储存、经济性高，而且可以承担调频、调峰、调相、备用等任务，综合优势明显。”中国水力发电工程学会副秘书长张博庭说。据悉，湖北、重庆等地近年来也要求重新分配三峡电力，这较多年前需求市场规模较小导致四川二滩水电站“弃水”、三峡电力分配困难的情形已是天壤之别。“白鹤滩是我国目前在建规模最大、优势明显的巨型水电站，因此引得各方争夺也就不足为奇了。”

　　线路建设环境异常复杂

 

　　除各方对优质水电资源的争抢外，建设环境复杂也是白鹤滩水电站送出线路迟迟未获核准的重要原因之一。

　　一位不愿具名的业内人士表示：“作为跨区域、长距离的高电压线路工程，特高压项目在多个省区市，面临着国家日趋严格的空间规划、建设许可、征占地、拆迁赔偿、环水保、超限运输、安全生产等方面的审批与执法，也面临着铁路、公路、航道、厂矿、城镇、村庄和军事、文物等敏感区的通行协议办理，以及大量电力线路的停电协调，这都增加了特高压线路核准及建设难度。”

　　据国网四川电力特高压指挥部常务副总指挥胡国强此前介绍，“新三直”特高压除换流站外，还要同期建成各类线路工程，时间紧、任务重，工程体量庞大、建设周期集中。“以白鹤滩水电站送出特高压配套的布拖换流站为例，其占地近千亩，是迄今为止全球占地面积最大、土石方量最多、地质条件最差的换流站，其中场平施工中大规模淤积土质处理尚无成熟经验可借鉴。”胡国强表示。

　　数据显示，“新三直”特高压沿线房屋拆迁近40万平方米，工程涉及的云南昭通及四川凉山、宜宾境内的美姑、昭觉、金阳、普格、屏山等非国网供区，信息沟通及属地支撑相对弱化，拆迁难度大。尤其是布拖换流站占地面积大，房屋拆迁3.3万平方米，涉及213户、800多彝族同胞拆迁安置，多民族聚居地居民搬迁和房屋拆迁协调难度大，面临社会稳定的巨大压力。此外，白鹤滩送出工程建设压覆矿权多，途经长江上游水土保持地带自然保护物种多等难题，也对工程依法施工与和谐建设提出了更高要求。

　　据了解，白鹤滩水电站库区经济相对落后，电站建设将极大改善当地的基础设施和交通条件，带动地区其他资源开发和相关产业发展，增加税收和就业机会，助力库区发展。因此，白鹤滩水电站建设及送出不仅涉及清洁能源外送消纳问题，更关系电站所在地经济社会可持续发展，线路越早核准开工、机组越早投运发电，水电站工程就能越早发挥综合效益。

　　记者从四川省电力公司了解到，2016年四川电网的调峰弃水电量较上年增长4成，再创近5年新高，达142亿千瓦时，相当于8000多万人口的四川省全年居民生活用电量的40%左右。

　　另一水电大省云南虽未公布2016年弃水电量的统计数据，但情况只会比四川更糟糕，预计将达400亿千瓦时。西南水电连年弃水，而且越弃越多，不仅造成大量的清洁水能白白流失，也给水电行业可持续发展带来不小打击。

 

　　年弃水数百亿？世界最大在建水电站弃水难题有解

 

 

 

 

 

　　“面对当前我国电力产能严重过剩的困难状况，让水电开发降速几乎是水电企业唯一的选择。” 中国水力发电工程学会副秘书长张博庭日前在“四川省水电学会2017年学术交流会”上指出。

　　他直言，由于严重“弃水”导致企业效益下降，很多企业失去了开发建设新水电站的积极性和经济能力。

　　随着全社会电力供求失衡的矛盾逐渐凸显，水电行业近年来“日子很不好过”。以四川省为例，2011年-2015年，该省全社会用电量从两位数增长急速下滑至-1.1%，出现了用电量自1998年以来的首次负增长。2012年至2016年，四川省调峰“弃水”电量分别为76、26、97、102、142亿千瓦时，四年总计442亿千瓦时的弃水量相当于河北省一个半月的全社会用电量。

　　从表面看，水电量大是造成“弃水”的主要原因。

 

　　据悉，四川境内有大小河流近1400条，水能资源理论蕴藏量达1.43亿千瓦，占全国的21.2%。其中，技术可开发量1.03亿千瓦，占全国的27.2%，经济可开发量7611.2万千瓦，占全国的31.9%。

　　据四川省能源局局长雷开平在上述会议期间介绍，截至2016年底，四川省水电装机突破7000万千瓦，占全省总装机的80%，占全国水电装机的22.2%；水电发电量占全省发电量的88.3%，占全国水电发电量的24.3%，水电装机规模和发电量均跃居全国第一位。

　　“因为水电发展，四川省能源消费结构已发生历史性变化。”雷开平表示，2016年四川省能源消费占一次能源的比例达45.8%，比2010年提高了25%，高于全国26个百分点。每年有大约1/3的电力外送华东，去年达到了1226亿千瓦时，2013年至2016年，累计水电外送4320亿千瓦时。

　　但是，水电均为国家规划所建，规模大发电多，并非“弃水”的直接原因。

　　“能源供需阶段性矛盾比较明显。随着前期大规模水电建设项目的相继投产和经济新常态下用电负荷增速的减缓，导致‘十三五’期供需矛盾凸现，全社会用电量由‘十一五’的年均增长10.4%，下降至‘十二五’年均增长5.4%。”雷开平称，“加之外送通道建设滞后，四川省外市场开拓难度不断增加。预计‘十三五’至‘十四五’前期，水电供需阶段性矛盾仍会持续。”

　　除了上述因素，雷开平还认为，四川水电发展另一个发展掣肘是与国家层面统筹平衡的机制还没有形成，《可再生能源法》明确了水电是可再生能源，但在国家政策方面，尤其是优惠政策方面，又没有把水电纳入进去。“而且，水电调度的机制不协调导致国调、省调的发电小时存在2000小时左右的差异。”

　　问题多、问题棘手，四川水电未来还要不要继续开发建设？哪些问题亟待解决？

　　参会的业内专家指出，四川水电首先要做到科学有序开发，未来开发重点要以龙头水库、有调节能力的电站为重点，增加调节能力。数据显示，四川省水电装机中具有季度调节性能的电站比重偏低，仅占36%。

　　受天然来水“丰多枯少”的影响，无调节能力电站枯期出力只有丰水期的1/3；因此迫切需要加大龙头水电站的政策支持，加快龙头电站建设进度，增加枯期出力。据雷开平介绍，随着两河口、双江口电站投产，到“十三五”末，具备季调节能力的电站比率从现有基础上有望提高到42%以上。

　　上述业内专家还指出，必须要优化建设方案。“因为水电开发越往后开发难度越大，越需要协调处理好生态环境、移民等关系。此外，还要从过去高度重视建设的角度，转向重视水电站的运行管理。”

　　水电水利规划设计总院一位不愿具名的专家接受本报记者采访时表示，“通过十多年的高强度开发，水电在中部和东部基本开发完毕，西南大江大河也都建设成梯级电站，多梯级电站，建成后，如何运行管理、如何合理调度，如何保护生态环境等都将提上日程。”

 

 

 

 

　　延伸阅读

 

　　水电资源开发程度居全国之首，水电装机和水电发电量居全国第一，四川是中国最大水电开发基地。然而，消纳难、发展疲软，又让四川陷入发展水电的“纠结”。

　　近几年，电力产能过剩导致西南地区“弃水”问题突出，水电行业整体陷入低谷。从“十二五”规划要求新开工水电1.2亿千瓦，到“十三五”规划新建0.6亿千瓦，水电开发已经降速一倍。身为水电大省，四川一边规划着规模发展、推进梯级开发，一边又面临产能过剩被迫“弃水”，水电“症结”真真切切摆在眼前，更成了行业“心病”。

　　水电是清洁的可再生能源，从经济社会发展对能源需求和环保的长远角度考虑，其持续开发利用对我国能源结构调整、温室气体减排有重大意义。但眼下，电力工业发展处于新常态，电力需求疲软、省间壁垒、通道不足、投资疲软等多种因素正掣肘着水电发展。

　　对此，国家发改委、国家能源局不久前先后下发《关于促进西南地区水电消纳的通知》和《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，从输电通道建设、电网优先调度等方面推动落实水电并网消纳。

　　但是，电力行业多年来形成的体制机制壁垒森严，电力产能过剩无法一时化解，仅靠政策之力无法短期内解决问题。要通过电力通道外送、电网调度实现产能释放，通过合理开发发挥最大效益，仍需政府、行业、企业在规划制定、资源优化配置、打破壁垒等环节上做好顶层设计，切实可行地下好“一盘棋”，让西南水电“活”起来。