“数”语 - 地域系列 | 四川篇：天府之国电力系统的挑战与潜力

四川是中国“西电东送”工程的重要生产基地，它凭借自然资源优势，打造了以水电为主、水风光多能互补的清洁能源体系，为四川乃至全国实现双碳目标做出了积极贡献。2020年四川人均碳排放2.5吨左右，是人均碳排放最低的几个省份之一[1]。白鹤滩、乌东德等大型水电机组的投产都是近年来四川水电蓬勃发展的缩影。

“数”语新开“地域系列”，就让我们从四川说起。

然而，随着气候变化加剧，极端天气对四川电力安全的影响进一步凸显。2023年的4月中旬，高温天气已经显现，四川已经连续一周出现30度以上高温。2022年夏天，四川遭遇了历史同期最高极端高温、最少降雨量、最高电力负荷的“三最”叠加[2]，引发了多重连锁反应。省内首次启动能源供应保障一级应急响应，工业停产，让电于民。缺电影响还通过产业链传导至其他区域，汽车零部件生产企业停工对东部沿海整车制造业造成了影响。此外，还引发了四川及其他省份对电源规划的重新审视。

目前四川的电力系统主要面临电源多能互补性不强、外送电和省内用电需求矛盾两大挑战，但同时也蕴藏着无限潜力。

水电实力突出，但“丰余枯缺”特点显著

_{四川水电，无论从装机容量还是发电量来看，都是全国第一（见图1）。截至2021年底，四川省电力总装机容量为11495万千瓦。其中水电装机占比一直稳定在78-80%，远高于全国平均水平（16.4%），火电装机量虽在近几年有所增长，但占比保持下降趋势，从2015年的18.7%下降至2021年的15.9%[3]。} 

_{图1 2020年水电装机和可再生能源发电前十的省份对比 | 数据来源：作者根据《中国电力统计年鉴》等资料整理}

_{也正是由于水电规模的绝对优势，四川电力“丰余枯缺”的特点也显得尤为突出。每年6-10月为丰水期，1-4月、12月为枯水期，其余时间为平水期。为应对水电供应的季节性矛盾，四川实行了丰枯浮动电价政策。在销售侧，丰水期电价下浮5%，枯水期电价上浮5%[4]。此外，四川还针对部分大工业用户和一般工商业用户实行峰谷电价，高峰时段在丰枯电价基础上进行60%上下浮动；针对居民用电实行丰水期“电费返还”优惠补贴（见图2）[5][6]。}

风光占比低，资源集中地远离负荷中心

近年来，四川非水可再生能源发展迅速。2021年风电和光伏装机容量较2015年水平分别增长了6倍和4倍，但整体占比依然较低——风电装机占4.6%，光伏发电装机占1.7%，均低于全国平均水平。风光发电量也仅占全省可再生能源发电总量的3%，在全国属于较低水平[7]。此外，四川的风光资源主要集中在西部的甘孜、阿坝、凉山和攀枝花“三州一市”地区，离负荷中心建立较远（如图3所示），送出通道还有待加强。

不同类型可再生能源的规模相差悬殊、资源集中地远离负荷中心等问题使得四川在低碳发展电力的同时，难以兼顾电力供应稳定性，水风光多能互补一体化发展必须加快。《四川省电源电网发展规划 (2022—2025 年)》已经提出，2025年全省电力总装机将达到1.656亿千瓦，其中水电装机1.06亿千瓦，火电装机2760万千瓦，风电、光伏发电装机分别达到1000万千瓦和2200万千瓦[8]。届时，水电装机占比将下降至64%，风光装机总和将达到近20%，比2021年水平提高13个百分点（见图4）。

图4 四川省各类电源装机容量现状与2025年目标 | 数据来源：作者根据《中国电力统计年鉴》、《四川电力年鉴》、《四川省电源电网发展规划 (2022—2025 年)》等资料整理

未来，四川需从电源侧、电网侧、需求侧共同推进多能互补的发展：

• 补上多能互补短板，发展风光、气电、抽水蓄能等多种能源，同时加大氢能、储能等能源技术的应用；
• 加速推动金上-湖北特高压直流和阿坝-成都东特高压工程，实现四川电网的提档升级；
• 通过需求侧管理，利用储能、数字化技术等手段，最大化利用有限的电力通道，提高用能效率。

挑战2：“送电省外”与“省内需电”间的矛盾

外送水电支持华东地区

目前，四川省国调大水电机组所发电量中的大部分电力被统一调度到中东部省份，只有少部分留在四川本地消纳。2020年，四川省的跨省外送电量为1426亿千瓦时，占总发电量的33%[9]。

近年来，国家在四川投资建设多条特高压输电线路与外部电网相连，已实现电力向华东、华中和重庆等地区的长距离输送。截至2020年底，四川水电已累计向外省输送电量超过1.1万亿千瓦时，相当于11个三峡水电站的年发电量，所输电力可支持华东地区（上海、江苏、浙江）7%的用电需求，在重庆和上海，大约“每5盏灯就有一盏由来自四川的电力点亮” （见图5）[10]。

图5 四川省主要电力外送线路及2021年跨省外送电量

省内用电需求迅速增长

当卓越的水电优势转变为成本优势，大量的耗电企业就慕“电”而来，使得四川省内的用电需求增长迅速。近年来，四川省依托丰富的水电资源，大力发展以晶硅光伏、动力电池为代表的绿色低碳优势产业[13]。2019年四川出台精准电价政策，对于重点布局的战略和特色产业实行优惠电价，用电成本大幅下降。

四川省2020-2022年工商业用电的到户电价在0.5-0.6元/千瓦时，居民用电的到户电价在0.5-0.8元/千瓦时，但纳入精准电价政策支持范围的企业如电解铝、多晶硅、大数据、新型电池、电解氢等企业，到户电价仅0.3-0.4元/千瓦时[14][15]。

因此，越来越多的企业追逐便宜的清洁电力转移到四川，其中就包括宁德时代等动力电池生产的龙头企业[16]。根据相关研究，生产24kWh锂离子电池组的能耗将近90GJ，其中电池加工环节占到了66%[17]。四川价格低廉的水电，不仅能有效降低锂电池生产的成本，而且还能从源头做到减污降碳，实现生产全生命周期的零排放。

2015-2020年期间，四川工业用电占比超过60%，工业用电增量贡献了四川省全社会用电量增长的50%。从外送电占比也可以看出省内用电需求的增长，2017-2020年四川省外调电量基本保持不变，稳定在1380-1430亿千瓦时的区间，但占比从39%下降到了33%（见图6）[18]。

随着经济社会的进一步发展，四川自身的电力需求在未来还会持续增长。根据《四川省电源电网发展规划 (2022—2025 年)》，2025年四川全社会用电量将达到4870亿千瓦时，最大用电负荷8900万千瓦，年均增速将分别达到10.4%和9.7%[19]。届时，高速增长的省内外用电需求叠加可能的极端天气，将给四川的电力供应带来更大的压力。

潜力：探索建立净零电力系统

虽然挑战尚存，但这不能掩盖四川率先打造净零电力系统、加速中国落实双碳目标的无限潜力。放眼全球，一些国家和地区的电力特征与四川相似。例如挪威和加拿大魁北克省，其水电发电量占比分别达到91.5%和94%，甚至高于四川省85%的水平（2020年），这为它们在碳减排方面走在世界前列奠定了重要基础[20][21][22]。

挪威计划于2030年实现碳中和[23]。魁北克省电力运营公司设定了2030年碳中和的目标，魁北克最大城市蒙特利尔积极探索利用净零电力系统带动其他领域实现减排，如建筑领域2040年实现碳中和[24][25]。 

作为中国可再生能源电力占比最高的省份之一，四川是否有可能率先建成净零电力系统，并带给中国其他省份及世界其他地区更多启示和借鉴？如何发挥净零电力的优势吸引更多优质企业落户，通过产业链引导上下游实现碳中和目标？如何考虑清洁电力作为稀缺资源在电力输出和输入省份之间的公平分配？这些都是未来值得探索的问题。

2023年4月，世界资源研究所（WRI）已正式启动“四川省绿色低碳高质量发展研究”项目，其中重要组成部分之一就是探索建立清洁低碳安全高效的电力系统。项目首场专题研讨会——电力中和专场也于4月21日在成都举行，查看详细信息。