构建四川绿色能源供给消费新模式

郭 勇

（四川省能源投资集团有限责任公司，四川 成都 610081）

1 四川省绿色能源生产消费现状

1.1 绿色能源生产情况

据中电联2016年 《电力工业统计快报》统计，2016年四川发电装机容量为9108万kW，其中火电装机1642万kW，占比10.10%，水电装机7246万kW，占比88.97%，其他装机（含风、光、生物质）共计220万kW，占比0.93%。

从2012年至2016年，火电装机容量基本维持稳定；水电装机容量逐年增加，但同比增速逐年减少；其他类型装机容量逐年快速增长，同比增速较高。数据显示，“十二五”期间四川以水电为代表的清洁能源装机年均增长18.1%，相当于每两年多就投产一座三峡电站。四川2012—2016年分类发电装机容量详见表1-1。

表1-1 四川2012—2016年分类发电装机容量

据中电联2016年 《电力工业统计快报》统计，2016年四川发电总量为3448.29亿kW·h，其中火电发电量348.26亿kW·h，占比18.03%，水电发电量3067.96亿千万时,占比79.56%，其他发电总量（含风、光、生物质）共计32.07亿kW·h，占比2.42%。

从2012年至2016年，火电发电量逐年减少；水电发电总量逐年增加，但同比增速逐年减少；其他类型发电量逐年快速增长，同比增速较高。四川2012—2016年分类发电量详见表1-2。

表1-2 四川2012—2016年分类发电量

1.2 绿色能源消纳情况

据四川省统计局统计，2016年四川全省用电量达2101亿kW·h，同比增长5.45个百分点。四川2012—2016年全省用电量详见表1-3。

表1-3 四川2012—2016年全社会用电量

2012年至2016年间，四川电网以水电为代表的清洁能源弃水电量连年增加，分别为76、26、97、102、141亿kW·h，预计2020年达到最大值，约350亿kW·h。

2 绿色能源消纳困境的原因

2.1 内部需求增速放缓

2.1.1 电力需求增速放缓

2012年以来，我国经济发展进入“新常态”，用电增速大幅回落，用电结构进一步优化，用电格局进一步调整。当前我国正处于“经济增速换挡期、结构调整阵痛期、前期政策消化期”三期迭加阶段，传统动力逐渐减弱，新生动力不断形成，但新的动力难以弥补传统动力减弱带来的影响，经济下行压力较大，电力需求随之放缓，电力供求失衡的矛盾逐渐凸显。在“十二五”的最后一年，受益于高耗能行业快速发展而狂飙突进的电力行业终于走到了转型的拐点之上。在国家经济整体转型的背景之下，电力行业，正经历着从高需求增长转向低需求增长，甚至是负增长的痛苦过程，这也是四川自1998年以来首次负增长。根据国家发改委能源研究所的最新计算，未来中国电力需求增长速度最高值将会是4%以上，不到5%。

2.1.2 消费水平不足

我国人均用电水平与发达国家存在较大差距。历史规律显示，典型发达国家在完成工业化时的人均用电量大致为5000～5500kW·h。2015年，我国人均用电量达到4142kW·h，仍然低于这些国家完成工业化时的人均用电水平。目前，我国人均用电量仅相当于OECD国家2010年平均水平的46%。

2015年四川人均用电量2428 kW·h，与国内发达省份广东4895 kW·h，江苏 6412 kW·h，浙江6416 kW·h相比差距明显，并且仅为全国平均水平58.64%。部分地区2015年人均用电量详见表2-1。

表2-1 部分地区2015年人均用电量

2.1.3 可替代能源消费占比大

四川除了拥有丰富水电资源，也有丰富的天然气资源。据国家统计局统计，2015年，四川天然气生产量达到267.22亿m3，占全国总产量1246.07亿m3的19.85%，仅仅低于陕西，位居全国第二。另外，2015年四川天然气消费量达170.98亿m3，远远高于全国平均天然气消费量62.84亿m3，占全国总消费量1948.06亿m3的8.78%，位居全国第一。四川作为“双能源”大省，虽然具备“以电代煤、以电代油、清洁替代”能源替代客观条件，但相关的政策制定也需要同步考虑天然气的存在，客观上来讲对推动执行电能替代，扩大用电内需会造成一定的影响。

2.2 外送能力不足

2.2.1 外送通道能力不足

四川电力外送通道严重不足且推进缓慢。“十二五”末，四川跨省跨区电力交换能力已达到2850万kW，位居全国省级电网第一，但对比四川超过8000万kW的电力装机和近3000万kW左右的省内负荷，外送能力依然不足。“十三五”期间，四川仅获批一条川渝电网500千伏第三信道工程，最大可增加约200万kW外送能力，但同期四川预计增加2000万kW电力装机。因此，“十三五”四川省“弃水”限电面临严峻挑战。

2.2.2 省级壁垒

电力外送遇到省级壁垒是很严峻的，一方面追求降电价，需要邻省便宜电源，以陕西为例，陕西需要四川的水电，而另外一方面则保本省的火电，保本省的煤矿，保本地的税收，保本地的就业，这种自相矛盾的需求致使四川水电参与外省电力交易困难。

2.2.3 外送成本

当前区域市场推进困难，省间交易壁垒严重，受端省份面对落地电价便宜的电能，也不太情愿，因为挤占了本身的发电市场，恶化了本省发电企业的生存环境；送端省份面对经济下行压力和市场承载能力，更愿意将价格“贵”的电力销往外地，而把“便宜电”留在本省；送端和受端你情我愿的，加上昂贵、不太科学、一省一省迭、一区一区加的输配电价，成交没有了经济基础。

2.3 相关政策不完善

2.3.1 绿色能源替代政策

四川省发展改革委、省能源局联合省经济和信息化委、财政厅、环保厅等七个厅局于2017年3月14日印发了《四川省推进电能替代实施意见》，但该意见只停留在意见层面，并未就具体补贴措施、免税政策等实施细节出台相关落地与可执行政策。

2.3.2 能源战略

目前，加快能源转型成为我国能源电力发展的重大战略选择，加快电力行业绿色转型是促进我国能源转型的关键。但谋划水电消纳和外送通道建设，促进水电资源在更大范围内优化配置的相关政策不完善。中西部电网和农村电网基础薄弱，虽然国家出台了一系列支持农电发展的政策措施，但一直缺乏行之有效的投资机制和持续稳定的支持政策，农网改造作为一项惠民工程，仅仅依靠电网企业难以负担。

3 绿色能源消纳的重要性和急迫性

近年来，全球资源危机、环境恶化、气候变化等问题日益突出。应对全球气候变暖问题已成为世界各国必须应对和解决的重要问题。为此世界大多数国家签订了《京都议定书》的减排目标，并制定了可行的减排计划，以减缓全球气候变暖带来的危害。

2015年底，《巴黎协定》及相关决定达成，它明确了全球绿色低碳转型的大方向，传递了绿色低碳发展清晰而坚定的信号。后《巴黎协定》时代，我国应尽快开展绿色低碳转型，其核心即能源转型。中国在巴黎气候大会做出了将于2030年左右使二氧化碳排放达到峰值并争取尽早实现；2030年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降60%～65%；非化石能源占一次能源消费比重达20%左右的承诺。

水电作为我国目前可开发程度高、技术相对成熟的清洁可再生能源，在今后很长一段时间内仍将是我国推动能源生产和利用方式变革，减少化石能源消费、减少温室气体排放、调整优化能源结构的重要手段。但严重的水电弃水问题与当前紧迫的节能减排形势背道而驰。为了清洁能源利用和水电开发，向低碳、绿色能源转型必须解决弃水电量消纳问题。

《水电发展“十三五”规划》明确，下一步要不断扩大 “西电东送”能力，2020年水电送电规模达到1亿kW，基本建成长江上游、黄河上游、乌江、南盘江红水河、雅砻江、大渡河六大水电基地。因此，以国家大战略决策及规划为前提，解决西部水电大量弃水、促进清洁水电外送，尽最大努力保障“西电东送”战略的实施，显得尤为重要。

4 绿色能源消纳的措施

4.1 消费侧控制

4.1.1 电能替代

坚持改革创新，完善电力市场化交易，加快电能替代关键设备研发，对符合条件的电能替代项目，通过奖励、补贴等方式给予资金补助，引导企业实施替代改造。通过特殊的输配电价政策，免征高可靠性费用等价格引导机制推进电能替代。严格环保和能效达标准入，加大对企业燃煤锅炉、窑炉、港口船舶燃油等排放物的监督检查，加快电动汽车配套设施规划建设。由电网企业加大对配套电网的投资建设，减少企业对实施电能替代的投入。鼓励金融机构和社会资本参与电能替代项目的运营，鼓励发电企业与电能替代企业签订战略合作协议，培育电能替代用电市场。以公路交通领域为例，到2020年全国公路交通领域替代潜力为680亿kW·h，按目前四川机动车保有量达1428万辆，占全国7.35%计算，可消纳弃水电量约为49.98亿 kW·h。

4.1.2 用电水平建设

建立健全基于价格激励的负荷侧响应措施，进一步优化推广发电侧和用户侧峰谷电价机制。建立灵活售电侧电价机制，激励用户参与积极性，制定和细化参与者补贴标准，设立专项资金，探索基于时间的动态价格机制，试行分时电价、关键峰荷电价和实时电价等电价策略。建立信息化系统，整合系统运行、市场交易和用户用电数据，提高负荷侧大数据分析能力等，提升设备智能化、自动化水平，积极推进大容量和分布式储能技术的示范应用和推广。据《四川省“十三五”人口发展规划》统计，到2020年四川省人口将达到9374万人，加快电能替代与用电水平建设，如届时人均用电量在现有水平上每提升一个百分点，将减少22亿kW·h弃水，人均用电水平能达到2015年全国平均水平的60%，将减少约109.17亿kW·h弃水电量；达到2015年全国平均水平的65%，将减少约300亿kW·h弃水电量。

4.1.3 大用户直接交易

通过电网交易平台的构建，建立发电侧竞价市场，降低用电企业电力成本，增强发展能力，促进用电水平提高。尽快建立水电竞价交易机制，按照公平公正、积极稳妥的原则，逐步降低电量准入门槛，扩大直接交易对象范围和电量规模，吸引更多购售电主体参与直接交易，实现电力资源优化配置。积极开展跨省区大用户交易，完善跨省区输配电价格形成机制，建立跨省区电力市场体系，充分利用北京交易中心和广东交易中心平台，动员各方开展年度、季度、月度和短期双边、多边直接交易、挂牌交易、委托代理交易等，促进水电更大范围的消纳。

4.2 供给侧控制

4.2.1 加快外送通道建设

进一步加快水电外送通道建设，构建以四川电网和云南电网为枢纽的跨省区、互联互通的电力资源优化配置平台，打造更为坚强有力的西电东送送电端，解决清洁能源汇集和外送问题。为应对“十三五”、“十四五”新投雅砻江中游、金沙江上游、金沙江下游等大型水电站电力外送，应提早规划和建设输电通道。在输配电价改革中，将电网企业“东西帮扶”投资纳入输配电价，在全国范围统筹平衡，支持“西电东送”发展，根据实际调整中央预算内资本金占比。目前四川已建成 “四交四直”电力外送通道，加快准东—成都±1100kV直流、乌东德—温州±800kV直流、雅中—华中±800kV直流、白鹤滩—湖北±800kV直流，外送能力将达到4340万kW。

4.2.2 实施煤电建设调控机制

严控自用煤电建设，加强煤电建设风险预警，根据预警等级采取针对性的调控措施。对于纳入规划尚未核准的项目，暂缓核准；对于已核准的项目采取分类处置，控制建设进度，调整建设工期。限制外送煤电规模，为避免因接受外来煤电造成受端省份电力冗余，按需推进煤电基地配套煤电项目的规划建设。

4.2.3 完善水火发电权交易机制

进一步完善省内市场发电权交易，以市场机制更加充分利用水电资源，减少化石能源消费，深入挖掘水火替代市场，进一步完善省内水火替代交易办法和交易制度，开展双边、多变协商交易、集中撮合发电权交易、将发电权交易纳入电力市场规划。大力推进跨省区发电权交易，以电网安全和公平开放为基础，积极研究区域发电权交易模式，建立网、省两级发电权交易的协调机制、区域发电权交易方式及价格机制。

4.2.4 优化电网调度运行方式

积极发挥电网统筹协调的优势，加强水文、气象、防汛以及发电企业协调沟通，组织各方形成合力以应对水电弃水，保障水电高效利用。充分发挥水库调节作用，合理确定调节型水库控制水位，研究建立流域梯级水电联合调度体系制度，逐步推动流域统一运营管理机制，制定梯级水电联合调度运行规程和技术标准，充分发挥流域梯级水电效益。

4.3 完善相关政策

4.3.1 建立水电参与全国碳交易机制

建立全国统一的碳交易市场，开展国内强制性碳交易，以市场手段提高全社会资源配置效率，实现对环境利好的碳减排。将水电企业作为碳排放权的主要卖方，将碳交易相关收入充抵成本，降低清洁能源产品价格，提高其市场竞争力。

4.3.2 民族地区用电补贴

四川民族地区经济社会发展水平与人民生活品质均较落后，尤其是相当部分民众仍以树木为燃料，以油、木为烛，家用电器少，环境破坏较严重。建议加大投资力度，完善民族地区电网建设，积极争取把民族地区电网建设列入农网改造统贷统还政策，争取把以电代燃料补贴列入国家扶贫攻坚政策。

4.3.3 建立水电消纳配额机制绿色通道

充分认识外送水电消纳配额机制的重要意义，建议将水电纳入可再生能源开发利用目标引导制度，与其他非水可再生能源享受同等待遇。根据售电区能源结构、能源消费水平以及跨区信道输电容量，确定各地区水电消纳配额，制定受电区各省（区、市）全社会用电量中的水电电量比重指标，并以此为依据编制本行政区的行政发展规划，明确保障水电等可再生资源充分利用的有效措施。东部受电区的新增用电需求优先满足西部水电消纳，明确接受外输水电的比例逐步提高。加强配额完成情况监督考核，纳入受电区节能减排考核体系以及省级人民政府政绩考核体系。

5 结论与建议

综上所述，造成四川绿色能源消纳困境的原因为内部需求增速放缓、外送能力不足、相关政策不完善等诸多原因共同作用的结果，建议在供给侧加快外送通道建设、实施煤电建设调控机制、完善水货发电权交易以及优化电网调度运行方式；在消费侧进一步开展大用户直接交易、提高用电水平以及加大电能替代实施力度，并进一步完善相关配套政策。通过以上措施，实现能源资源优化配置，有利于确保节能减排、提高非化石能源比重及可持续发展目标的实现，对构建能源供给和消费新模式，建立清洁低碳、安全可靠的现代能源体系具有重要意义。