环球热门:西南水电告急形势不容乐观 专家：原因在于电力资源的供需错配

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近日，一则关于西南水电大省的新闻引起广泛关注。据媒体报道，受金融危机影响，西南省份电力供应不足，可能导致这一地区经济发展停滞甚至倒退。2023年2月，云南对电解铝企业实施限产措施。这是云南电解铝企业半年内第三次被限产。

受到较大影响的云南铝业股份有限公司2月27日在投资者互动平台上透露了此次限产的原因:公司近日接到云南电网通知，当前云南省电力供需形势严峻，水电入库容量同比大幅减少。

事实上，从2022年下半年开始，包括云南在内的多个西南水电大省都出现了供水偏枯、水电发电能力严重不足、省内水电蓄水严重不足的情况。今年的形势依然不容乐观。

“近年来，西南水电大省的电力短缺与2016年前后的大规模弃水形成鲜明对比，原因是电力资源供需不匹配。”华北电力大学经济管理学院教授袁家海告诉《中国新闻周刊》，当地依靠丰富的水电建立的能源经济体系正受到严重冲击。

当西南水电面临的问题频频从“送不出去”变成“送不出去”时，面临挑战的不仅仅是西南省份的高耗能产业。

缺电的不只是云南。

“此轮减产影响最大的是云南铝业、云南神火和云南琪雅，限产约80万吨。春节后开始减产，2月下旬完成。”上海有色网大数据部总监刘晓雷告诉《中国新闻周刊》，电解铝价格一度上涨，超过19000元/吨，目前已降至18000元/吨。

早在2022年9月，云南电解铝企业就收到了两次降低用电负荷的通知，比例分别为10%和15%~30%。当时业内估计两轮限产对全年产能的累计影响约为190万吨，约占云南已建电解铝产能的三分之一。更早的2021年，云南省能耗“双控”形势严峻，电解铝企业用电负荷也在当年有所降低。

电力供应缺口导致限产，这似乎成了云南承接高耗能产业宏伟计划的绊脚石。

电解铝企业是用电大户，用电成本约占总成本的40%至50%。《云南省2022年有序用电规划》提出，按照“以安全为首要前提，先移峰、后避峰、后限电、最后合上开关”的顺序，合理安排有序用电，确保安全有序用电，做到限电不合上开关，限电不限于民用。

云南的旱季是每年的10月到次年的4月。图/视觉中国10月至次年4月是云南的旱季。图/视觉中国

有序用电，电解铝企业往往首当其冲。“电力供应缺口一时半会儿难以解决。企业普遍认为，云南电解铝厂开工率低将成为常态。”有电解铝行业人士向《中国新闻周刊》感慨。

2月中下旬减产的原因和去年9月一样，就是云南电力供应出现缺口。

云南电力结构比较单一，水电占比近80%。截至2022年12月底，云南省发电装机容量11144.6万千瓦，其中水电8061.59万千瓦，火电1533.55万千瓦，风电891.39万千瓦，太阳能475.89万千瓦。

各流域来水量的多少，直接决定了水电发电量，可谓“靠天吃饭”。

而且云南干湿季节分明，冬春季为旱季，降水量仅占全年的15%，特别是春季气温升高，蒸发量增大，容易发生干旱。所以每年的10月到次年的4月是云南的枯水期，枯水期的水电产量通常不到50%。旱季干旱将加剧水电供应短缺。

这正是云南在今年2月中下旬遇到的问题。2月初，云南省水利厅表示:2023年以来，云南省大部分地区无明显降水，河流来水普遍偏少，水库、塘坝总库容下降较快。当前气象干旱发展迅速，玉溪、大理、丽江部分地区旱情影响逐渐显现。

截至2月中旬，云南省90%的地区出现气象干旱，大部分地区以中度及以上气象干旱为主。云南省水利厅召开的水旱灾害防御形势会商会指出，预计2023年，云南省大部分地区降水总量正常偏少，旱涝灾害较上年严重，全省各地防汛抗旱面临严峻形势。

根据中国气象局近两年发布的《中国气候变化蓝皮书》，中国降水变化存在明显的区域差异，西南地区东部和南部的年降水量呈减少趋势。看来“我国主雨带正在北移”，对于水电占比超过70%的云南来说，并不是什么好消息。意味着过去水电的“输出格局”可能被改变。

北京大学能源研究院特约副研究员李想告诉《中国新闻周刊》，水电具有很强的季节性。通常枯水期偶尔会缺电，丰水期甚至会“弃水”。但近两年来，云南、四川等西南水电大省来水异常，枯水期和丰水期缺电频率在增加。“如果连续出现极端现象，那是正常的。水电面临的问题从‘发不出去’变成了‘发不出去’。”

在袁家海看来，这种变化对当地有些措手不及，只能快速应对。

他分析，“十三五”中后期，云南、四川主要采取增加外送规模、引进工业企业吸纳富余水电的方式，既解决了弃水问题，又增加了经济产出。但这一切都是建立在当地水电发电量将始终保持在历史正常水平的预测上。但“十四五”以来，雨季降雨量减少、全年高温干旱加剧的“意外”情况，使作为主要电源的水电发电量明显减少，其他类型电源没有增加或可靠供电能力不足，被迫采取限产限电措施是“合理”的。

如果西南水电的发电能力将被大大削弱，那么近几年水电减少的情况将成为常态。袁家海判断，西南水电大省未来很长一段时间将面临严峻的电力安全考验。

外送电矛盾更加突出。

当水电出力有限时，地方火电难以发挥调节作用，这是西南省份面临的第二个难题。

虽然火电是云南省第二大电源，但在2020年之前，火电发电的小时数已经被水电大大挤压。云南火电利用小时数从2007年的5014小时下降到2019年的2113小时。

“燃煤电厂60%到70%的运营成本来自于购煤。水电站不需要采购任何燃料，发电成本更有优势。在水资源丰富的西南省份，水电把火电利用小时数挤得很低。”李想告诉《中国新闻周刊》，中国火电年利用小时数在4500-4800小时时，云南只有2000小时左右。“2019年底，云南热电厂国电宣威电厂甚至申请破产清算，负债率超过400%。”

不过，他认为这是市场竞争的结果。“在一些电力市场成熟的国家，当风能、光能等可再生能源发电能力较强时，电价就会下调。虽然火电成本更高，但考虑到停机和重启的成本，甚至会以‘负电价’出售。虽然我国尚未建立成熟的电力市场，但火电与水电相比显然没有成本优势。”

云南昆明某换流站，是“西电东送”大通道。图/新华云南昆明“西电东送”通道的一座换流站。图/新华

在没有成熟的电力市场引导资源灵活配置的情况下，更多的火电归国企所有是缓解当前困境的为数不多的选择之一，但必须解决火电亏损问题。“目前云南也在探索容量市场，电站不发电也能拿到容量价格。等到有需要的时候，比如旱季，再把闲置的产能打开。”李想说。

2023年1月1日，《云南省燃煤发电市场化改革实施方案》正式实施。其中提到，云南将建立煤电能源市场，允许煤电上网价格在基准价格上下浮动20%。同时，云南在全国率先建立煤电调节容量市场，根据各类电源和用户的不同需求，分摊调节容量成本。

除了推进煤电市场化改革，建立容量市场，云南还在规划中提出建设火电。2022年7月，云南省政府发布的《云南省工业强省三年行动(2022-2024年)》提出，加强系统弹性调控电源建设，做好煤炭清洁高效利用，加快建设480万千瓦火电装机项目，全面实施煤电机组弹性改造，充分发挥煤电机组的托底调峰作用，增加新能源消纳能力。

袁家海认为，西南水电大省应按照水电发电量较历史同期有一定幅度下降的预期，安排好今年的能源电力供需。但显然，在几个月内迅速投产大量发电机组是不现实的，只能最大限度地利用现有电力资源，实现“开源节流”。“合理安排火电检修计划和电煤采购计划，确保用电高峰期机组正常启动和燃煤供应，充分发挥火电调峰发电能力。”

作为“开源节流”的重要途径，袁家海特别提到，“要提前规划水电本地消纳和外送电规模，与江苏、广东等地协商送受电，争取本地节电，作为安排全省电力供需的边界前提。”

云南是“西电东送”大省，电力占一半以上。“十三五”期间，随着滇西北DC、晋中DC、永福DC、芦高照DC、刘琨DC的建成投产，云南共建成“十DC两交流”大通道12条，外送通道容量达到4220万千瓦。

云南和广东分别是南方电网最大的电力供应商和用户。近年来，云南约90%的电力输送到了广东。

2022年，云南“西电东送”完成1436.48亿千瓦时，同比下降2.48%，占云南发电量的38%，主要是框架协议计划完成。据昆明电力交易中心消息，2023年，云南“西电东送”电力按计划捆绑外送，计划年外送电量1452亿千瓦时，比2022年增长1%。

尴尬的是，作为“西电东送”的主送省，云南今年即使缺电也需要在省际协议框架下送电。李想解释说，建设省际UHV线是为了支持“西电东送”。输电的方向、时间、用电量是确定的，相对刚性，受长期购电协议约束，而不是由实时市场价格机制引导。它明确规定了输电的考核方式，所以在对外输电协议谈判时，只能由各省发挥。“相对僵化的调度方式难以发挥UHV线双向互助的作用。如果四川、云南缺电，很难获得反向传输。”

“随着西南水电大省电力负荷的增加和水电发电量的减少，电力供需形势较十三五初期发生了较大变化。弃水问题已经成为历史。考虑当地发展需要和资源的开发约束，有必要适当变更大型水电站的输电协议。但从整体发展考虑，重新谈判阻力很大，增加的保留权力有限。”袁家海认为。

在他看来，解决西南水电外送矛盾，一是要把握好增量水电项目的主动权，根据自身需求在一定范围内安排外送电力；二是将外送协议逐步纳入全国统一的电力市场体系，借助市场力量配置资源；三是加快新能源项目开发，等量替代水电产量，在保证总产量不变的情况下，发挥大型水电项目的调节能力。

受挫的产业转移

云南当然希望保留更多的电力来支持当地工业的发展。

“企业不想限产，政府正在协调电网和企业的关系。政府和企业希望把更多的水电留在当地，而电网企业要全面考虑多个省份的需求。”刘晓雷说。

昆明电力交易中心数据显示，2022年，云南电网发电量3789.11亿千瓦时，同比增长7.02%。同年，在经济回暖和新增铝硅用电量的带动下，云南省全社会用电量2389.52亿千瓦时，同比增长11.8%，增速居全国第二位。

2018-2020年，云南凭借水电优势和低电价，从山东、河南、陕西、甘肃等省承接电解铝产能500多万吨。2019年以来云南电解铝产量快速增长，当年增速达到14.6%，2020年达到72.1%，从150万吨左右增长到250万吨以上。

其中，规模较大的新投资方是魏桥集团，其之前的电解铝产能主要集中在滨州市。2019年10月，威桥集团向云南省文山州转移电解铝产能203万吨，分两期完成，2022年投产。

中国有色的报告显示，截至2022年12月，我国电解铝产能为4445万吨。其中云南已建产能532万吨，约占12%。2022年云南电解铝产量约433.8万吨，电解铝用电量占全省用电量的近30%。

“最近三四年大部分电解铝企业都搬到了云南，云南本地用电需求增长很快。丰水期的发电量可以支撑计划产能，但每年10月到次年4月底的产能很难匹配。”刘晓雷告诉记者，云南电解铝企业用电成本约为0.45元，火力发电成本接近0.5元/千瓦时。

降低成本只是企业考虑的因素之一。在“双碳”目标下，碳排放明显受限，电解铝企业为了谋求发展只能从燃煤电站走向节电省份，这是行业大势所趋。

过去电解铝行业多是“煤电铝一体化”。电解铝厂配有热电厂，用电成本约占总成本的四分之一。电解铝工业也被视为能源消耗大户。但在“双碳”目标的压力下，“煤电铝”的概念已经过时，取而代之的是“水电铝”和“光伏铝”。“即使云南电解铝企业使用的电源不是100%水电，旱季也需要火电，水电约占87%。”

刘晓雷表示，虽然电解铝行业尚未进入碳交易市场，但欧盟已从今年10月1日起迈出了征收碳边境税的第一步，要求企业提供产品碳足迹证书，以跟踪整个生产过程的碳排放。为避免未来碳关税和国内碳配额交易的影响，带动电解铝企业更多使用可再生能源，竞相在水电资源丰富的云南、四川等省份布局产能。

工信部等三部门去年11月中旬发布的《有色金属行业二氧化碳排放峰值实施方案》提出，确保有色金属行业到2030年实现二氧化碳排放峰值。其中，铝是碳排放的重点品种，碳排放量占全行业的75%以上。规划提出，力争2025年和2030年电解铝可再生能源使用比例分别达到25%和30%。

“据SMM(上海有色网)统计，目前国内电解铝产能约4500万吨，可再生能源驱动的产能约1000万吨，占比不到25%。”刘晓雷告诉记者。

显然，云南不想错过这样的机会。2022年7月，《云南强省三年行动(2022-2024)》发布，其中列出了12个重点产业，第二个就是“绿铝谷”。提出的目标是，到2024年，全省铝转化率达到90%左右，率先建成2至3个绿色低碳高端铝产业园，绿色铝产业链产值力争达到3.5万个。

“力争完成电解铝产能”，但这一目标正在受到挑战。

“一些电解铝产能转移受到了影响。比如威桥集团的云南宏泰，除了文山州砚山县的项目，红河州还有一个200万吨的项目还没有投产。这个项目面临着很大的不确定性。如果电力供应充足，即使云南没有电价优势，电解铝企业也愿意转移产能。但如果电力供应面临刚性缺口，企业转移产能后是不可能停产的。”有电解铝行业人士对记者表示，核心问题是水电大省承接电解铝生产的能力有限，产能转移速度势必放缓。

“决定项目收益的廉价稳定的水电已经成为过去。”袁家海认为，在存量高耗能项目推高全社会用电量、四年来装机没有明显增长、干旱缺水仍将持续的情况下，西南水电大省进入“缺电”周期。从宏观调控的角度来看，为了保证社会生产生活用能安全，必须严格控制高耗能项目的审批。

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