2022年8月，受持续高温及干旱少雨影响，水电大省四川历史上首次出现丰水期电力、电量“双缺”，四川省内大量工业企业停产或限产，居民用电亦受影响。
　　2023年7月中旬，入伏后的四川将再迎电力供应“大考”，四川需要回答的问题是：除天气影响外，还有哪些因素影响电力供给，而面对这些因素，四川如何补齐短板？
　　对此，21世纪经济报道记者查询了近年来大量的研究文献，亦与四川省、国内的能源或宏观经济研究专家进行深入交流。如四川省产业经济发展研究院院长骆玲认为，四川电力建设有三个关键点：省内打得通、外电进得来、川渝主架建起来。
　　省内打得通，是指四川省的水电站能够将足够的电量送到省内负荷中心；外电进得来，即加强电网建设，能使得其他省市的电力“反向”输送到川内；川渝主架建起来，是指我国西南地区首个特高压交流线路——1000千伏川渝特高压，建成后将有效提升电网大范围优化配置能力。
　　“四川尽快补足电力供给短板，亦是在新型工业化背景下，建设成渝地区双城经济圈的客观要求。”骆玲对21世纪经济报道记者表示。
　　四川电力的供需悖论
　　四川拥有丰富的水电资源，因青藏高原向四川盆地陡降的大落差而形成，因此在甘孜、阿坝等地聚集了四川省最主要的水电站群。
　　过去数十年间，源源不断的水电不仅供给省内，亦通过“西电东送”，水电发电量的30%外送华东、华中地区。
　　但关键问题在于“送”的通道问题。第一是电网建设仍存短板。2022年末，四川大学水利水电学院等单位联合发表的一篇文献指出，四川500kV主网架承担着省内西电东送和支撑跨省西电东送的双重任务，但四川与省外电力互济通道少、能力低、保障弱。
　　目前建成的跨省跨区“六直八交”联网通道主要用于水电外送，仅德宝直流、川渝通道、川藏通道可实现省外来电，川渝通道受重庆缺电影响支援能力弱，川藏通道能力低且只能送电攀西地区。
　　第二是四川省内的水电站分布与负荷中心距离远，电网建设存在难题。在四川，工业耗电量占全省总耗电量的比重超6成。如根据四川省2022年统计年鉴，2021年四川省电力的总消费量是3286.3亿千瓦时，其中工业达到2032亿千瓦时，占比61.83%。
　　骆玲亦提及，四川的省调水电机组主要位于甘孜、阿坝等地，而负荷中心在成都都市圈和以泸州、宜宾为代表的川南地区。以成都为例，该地区装机容量占总装机不到4%，但用电负荷却占全省的35%左右。
　　这表明，由于四川省的电力“产地”与主要的终端消纳市场相距几百公里，电力输出的通道——电网建设情况将是影响该省能源供应的关键。
　　但国网四川电力认为，若仅依靠电网投资建设解决电力短缺问题将“缺乏时效性和经济性”，举例而言：建成一座220千伏变电站至少13至15个月，建成一座500千伏变电站，至少2年，建成一座火电厂，一般也需要4至6年时间，建成一座抽水蓄能电站，一般至少是5年时间。且电网建设亦非易事，还涉及规划、国土、交通等审批流程，同时，还涉及征地拆迁等问题。国网四川电力举例称，“近三年，成都地区由于电力客户不同意或者附近居民不理解，不支持施工，而导致的电网建设项目进度滞后超过10个”。
　　另有能源分析师对21世纪经济报道记者表示，一些风险也在累积并不断凸显。如近年来的极端气候频发，导致降雨带的偏移，其影响是部分原本降水量丰足的地区出现干旱，若此处恰有水电站，那么可能存在雨季来水不足导致水电站发电量不足的问题；第二是作为清洁能源大省，四川省除水电外的煤电、风光电的发电能力不足，难以在水电供应出现短缺之时补足用电缺口。
　　还需提及的是，尽管四川为水电大省，但三分之二的水电站为径流式水电，该类水电无调节能力，发电多少直接受制于来水，来多少水发多少电，“靠天吃饭”特点明显，与此同时，布局于四川境内，具备季节以上调节能力的国网直调大型水库电站，则有较高比例的电力直接输往外省。
　　21世纪经济报道记者注意到，《四川省“十四五”能源发展规划》也进行了情况总结。第一是具有季及以上调节能力的水库电站装机不足水电总装机的40%，“调节能力不足，丰枯矛盾突出”；第二是随着四川省工业化和城镇化快速推进，能源需求较快增长，重点领域、区域和季节性煤电油气保障还面临较大压力。同时，大规模新能源集中并网，极端天气、自然灾害情况下的电力应急备用和调峰能力不足等问题，都对四川省电网平稳安全运行提出了新的挑战。
　　上述问题最终在2022年夏季集中体现——2022年7月，四川省调水电日天然来水电量从7月初的8.4亿千瓦时跌至4亿千瓦时，导致全省电力供应能力断崖式下降，而随着当年8月持续的高温导致的用电量激增，最终使得四川全省出现历史性的电力短缺。
　　四川电力推动供需两侧改革
　　尽管如2022年的极端天气现象或并非常态化，但四川需重视能源供给平衡的问题，却已获得学界共识。
　　骆玲表示，当前，成渝双城经济圈正在稳步推进中，其目标是成为国内第四大经济增长极，推动新型工业化的持续发展是其中关键，这就从产业端对电力的稳定供给提出了更高的要求。从目前情况看，电力需求侧与供给侧的缺口已经存在，四川省电力公司测算显示，今年夏天最大用电需求负荷为6600万千瓦，而去年这一数值为5910万千瓦，而且随着成渝地区工业的发展，缺口还可能继续扩大。
　　2021年，中国电建集团成都勘测设计研究院李世钰等发表的名为《四川中长期清洁可再生能源电力供应的挑战与建议》的文章指出，“按照当前预测的四川省近中期负荷水平，并沿袭目前四川水电外送方式和比例，若没有其他电源的补充，在大规模水电外送后，四川省近中期将面临缺电的局面，2025年、2030年、2035年枯水年电力供应缺口分别为1200万KW、1500万KW、2200万KW，因此需要做好四川水电外送和自用的统筹规划。”
　　四川怎么做？在供给侧，四川继续建电网、引外电、提前存储煤炭。
　　今年5月，《成都市人民政府办公厅关于进一步支持成都电网建设的实施意见》称，预计到2025年，成都全市电力供应能力稳步增强，依托川渝1000千伏交流特高压工程，加速成都负荷中心500千伏“立体双环”坚强网架及其配套送出工程建设，基本建成国际先进城市配电网，电网安全负荷提升至2600万千瓦以上。
　　21世纪经济报道记者获悉，截至目前，成都一共实施了三次电网供电能力提升专项行动。第一次是2006年的“虹桥工程”，第二次是2012年“腾飞工程”，分别投资40亿和256亿元，第三次是2022年1月10日开始的“蓉耀工程”，该项目完全竣工后成都电网供电能力将提升50%。目前，成都已有10个输变电项目陆续投运，标志着成都电网供电能力正式达到1820万千瓦大关。
　　在外电引川方面，四川电力交易中心研究策划部主任李晨在接受媒体采访时表示，四川已与青海、湖北、陕西、甘肃、宁夏五省区达成了丰水期高峰时段日内峰谷互济合作协议，这是四川电网首次在丰水期开展大规模跨省区日内互济，可一定程度上缓解高峰时段性供电压力。
　　按照惯例，在丰水期，四川省的火电厂一般会减少开机时间，并利用水电发电高峰、火电依赖度小的窗口期，对发电设施进行年度检修与维护。
　　但21世纪经济报道记者从成都市经信局获悉，日前成都地区唯一的大型火力发电厂——国能成都金堂电厂已改变检修计划，而是加大了煤炭储存量，以备不时之需。
　　在需求侧，四川提出了一个新方式——需求侧市场化响应。
　　2023年4月，四川省经济和信息化厅等4部门印发了关于《2023年四川省电力需求侧市场化响应实施方案》，提出市场主体要形成四川电网最大用电负荷5%左右的需求侧市场化响应能力。
　　电力需求侧响应，指电力用户对价格或者激励信号作出响应，改变其固有的用电模式，减少 （或增加）或者推移某时段的用电量。其对象主要为四川省内的工商业用户，做法是调整生产时间，将原本在白天的生产计划安排到晚上进行，“主动”避开用电高峰时段，同时电力公司根据其用电量的变化情况进行一定幅度的电费补贴。
　　据国网四川电力测算，通过供应侧的方式削减这5%的高峰负荷，电厂及配套电网建设投入约为400亿元，但是达到同等效果建设用户侧储能仅需投入约100亿元，实施需求侧响应仅需约10亿元/年。
　　四川省某电力机构一位分析师对21世纪经济报道记者表示，四川电网补短板的关键在于加强川西水电送至成都等负荷中心的通道建设。他预计2025年左右全省的电力基础设施将趋于完善，如甘孜至天府南，以及阿坝至成都东的1000千伏特高压交流工程建成后，将提升甘孜、阿坝至全省负荷中心——成都都市圈的输电能力；而到2027年，攀西1000千伏特高压交流工程建成后，又提升攀西至省内负荷中心如川南地区的输电能力。
　　李世钰则建议，应建立“抽水蓄能电站 + 新能源”模式。进一步讲，抽水蓄能电站是目前技术最为成熟、可靠且经济实用的大规模储能电源，在电力系统中具有调峰填谷、调频调相、紧急事故备用等功能，因此“抽水蓄能电站 + 新能源”是满足四川电力系统需求和未来电源扩展的重要方向之一，能较好地改善新能源运行条件，解决新能源的消纳问题。
（文章来源：21世纪经济报道）