5月以来，云南的降水量较少，水电比较紧缺，而云南电力供应紧张，急的却是广东，下面大家就和易商讯小编一起了解一下云南“喊渴” 广东急了。
云南“喊渴” 广东急了
水电大省“等水来”，这次是云南。
进入2023年以来，经过来水偏枯的1至4月，5月的降水也并未根本扭转局面。云南当地的判断是，降水过程对旱情缓解有限，至6月初全省大部地区无有效降雨，局地旱情仍将持续和发展，对农业种植、电力保供有较大影响。
降水的影响已体现在发电量上。今年4月，云南省降雨量仅16.9毫米，同比下降71%；同期发电量则为215.9亿千瓦时，同比降幅亦达到19.65%。
面对云南电力供应的严峻形势，有关“广东怎么办”的疑问声量渐强。
在“西电东送”工程中，云南、广东分别是南方电网体系中最大的送电方和用电方。天风证券援引数据显示，在广东省电力供给结构中，2022年云南送广东电量为1221亿千瓦时，占广东省外受电量的68.92%，占广东发受电量总和的16.03%。6至8月，广东即将迎来用电量季节性高峰，云南的缺电可能加剧用电难题。
就在不久前，《广东省推进能源高质量发展实施方案》印发，其中一项目标提到，广东电源装机规模将从2022年的1.7亿千瓦提升至2025年的2.6亿千瓦，相当于3年内扩能52.9%。在这“一缺一补”之间，存在何种关联？
缺电
去年，川渝地区缺电曾引来全国目光，“西电东送”及其背后的地区电力关系也被更多人看见。但事实上，时间再往前倒推一年，广东更早一步遭遇大规模用电难题。
2021年5月中旬开始，广东出现电力供需紧张情况，部分地区实行错峰用电。国家发改委在此后的例行新闻发布会上分析原因时提到，云南来水偏枯偏晚，造成水电发电不足。“广东用电的1/3来自云南，云南供电中水电占大头”，因此，“电力供需矛盾在5月份凸显出来”。
为何云南缺电，对广东用电影响如此明显？首要原因，就在于广东的“缺”。
作为全国经济第一大省，广东的用电量一直位居全国前列。2022年，广东全社会用电量达7870亿千瓦时，居于全国首位。巨大的用电需求下，广东发电量同样可观，去年达到6102.2亿千瓦时，仅次于内蒙古位居全国第二，此前一年则居全国首位。
尽管如此，广东仍然是全国电力“缺口”最大的省份之一。若仅以“发电量-用电量”计算，广东发电的净贡献率为-1768亿千瓦时，同样仅高于山东。而在那之前，广东也曾是净贡献率最低的省份。
广东的“缺电”局面，甚至从某种意义上催生了“西电东送”。
为支持广东经济发展，避免工厂因能源匮乏而“开四停三”，同时有效利用经济欠发达的西部地区丰富的水电资源，1981年，位于广西和贵州交界处的红水河天生桥二级水电站，作为“西电东送”的第一个电源点开工建设。此后，广东用电愈加与云南等西部省份深度“绑定”。
数据显示，自1993年云南最早向广东输送季节性电能开始，到去年29年间累计输送超过1.16万亿千瓦时；而与此相比，云南“西电东送”累计送电量超过1.3万亿千瓦时。
云南的电，曾让广东在很长时间内解电力之渴。但眼下，“缺电”的危机又隐隐浮现。
去年的区域性缺电，让不少人开始关注电力系统可能面临的变化。如中国科学院大气物理研究所季风系统研究中心副主任魏科就曾提到，全球变暖将成为未来的一种“新常态”，暂时性的缺电还将反复出现，应做好长期“抗战”的准备。
但对于地方来说，“常态”与否尚有待进一步研判。如厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强指出，如果现在的状况变成常态，就需要政府、企业对电力系统增加投资，“但如果目前看来还未必是常态，没有人会投资百年一遇、50年一遇的问题，那么只能采取短期手段，利用现有产能尽可能应对”。
发电
广东是否做好了加码投资、应对“新常态”的准备？
从最新的规划来看，广东的行动不可谓不超前。仅电源装机规模一项指标，到2025年的目标被锁定在2.6亿千瓦，而2020年，该指标仅为1.4亿千瓦，5年内几乎要实现翻番。而在更早前发布的《广东省能源发展“十四五”规划》中，该指标2025年的目标还是2.38亿千瓦。
可以说，广东有意按下能源投资的“加速键”，但这是否意味着，广东将减少对“西电东送”的依赖？
在多位专家看来，答案可能是否定的，广东此举更可能是基于若干年后供需关系的变化，以保证经济增长为考量的规划。
广东经济增长还需要更强的电力支撑。根据上述“十四五”规划预测，由于以电动汽车、5G及数据中心、智能制造、智能家居为代表的新产业、新业态成为用电增长新动能，加之电能替代深入推进，2025年广东全社会用电量将达到约8800亿千瓦时，与去年相比3年内再增长1000亿千瓦时。面对迅速增长的用电需求，增加投资势在必行。
而从投资结构上看，增加的产能在现有条件下也很难迅速“变现”。
对比几种发电模式的装机规模变化，2025年广东以风电、光伏为代表的可再生能源发电装机规模将达到7900万千瓦，而2020年现有装机总量则为3298万千瓦，5年内增长4602万千瓦，增加值最高；其次是煤电，增长3351万千瓦至6237万千瓦；再次是增长2662万千瓦的气电。
火电仍将是广东发电的主力。从去年的数据看，广东火力发电量为4440.7万千瓦时，占全省发电量的72.8%。目前国内最大的在建火电项目，正是位于广东省清远市的国能清远电厂项目。
然而，火电所需的天然气、煤炭等资源，广东都大量依赖外部供应，特别是90%以上的煤炭均为外煤。这也为广东的火电平添一丝不确定性——事实上，2021年广东缺电的一个原因，就源自供应侧天然气、煤炭价格高涨，资源供应紧张，火电企业发电积极性不高。
广东亦在设法解决能源供应安全问题。
在最新规划中，广东将加强煤炭、油气供应保障，提升年度国内电煤中长期合同签约量，争取实现2025年天然气产量达100亿立方米/年左右，并推进煤炭储运能力和储气能力建设，到2025年力争实现全省煤炭储备能力达3300万吨。
更难解决的问题在于新能源发电。
据林伯强分析，广东风电、光伏发电的占比仍然比较小，装机规模占比并不能等同于发电量占比，而且光、风发电量平均利用小时数在多种发电方式中最低，远小于核电，装机规模增长也不一定带来发电量增长。另外，在反常气候下，强烈依赖天气因素的风、光发电同样会受到影响，很难成为比现有供电模式更稳定的电力。
送电
而通过“西电东送”而来的电力，仍然有不少广东无法“拒绝”的优势。
作为清洁能源的水电，其发电所造成的碳排放量远低于煤电。有数据显示，2017年全年，南方区域西电东送电量达2028亿度，相当于减少发电标煤0.5亿吨，减少二氧化碳排放1.4亿吨、二氧化硫排放100万吨。
此外，林伯强还提到，广东发展风、光发电，可能更多出于能源绿色低碳转型考虑，因为同样是清洁能源，西电东送的电价比广东自身的风、光发电更低。
据媒体报道，由于跨省水电暂未放开进入电力市场，不参与竞价，云南送广东目前协议电量落地电价依然参照广东省燃煤基准价。2019、2020年，云南送广东增量平均交易电价为0.40767元/千瓦时和0.34427元/千瓦时，分别较广东燃煤基准价低12%和25.6%。
2021年的缺电，加剧了云南和广东两省之间有关电力供应的量、价博弈：云南希望减少外送电量，以保障本省正在强力打造的电解铝产业；而广东则希望增加电量，并享受增送电量的低电价。
而随着两地发展状态的变化，广东所面对的不确定性愈加明显。如林伯强所说，“云南今后不太可能再给广东便宜的水电，今后增长的分量可能需要靠广东自己的风电、光伏来满足。”
广东也在谋划更多外电来源接续送电。
上述实施方案就提到，将加快推动藏东南至粤港澳大湾区输电工程核准开工，争取藏东南澜沧江上游清洁能源基地送电南方电网第I、II回输电工程纳入国家规划并推动实施，积极开展青海清洁能源基地送电广东前期工作，支持开展新疆、内蒙清洁能源基地送电广东研究论证。
据林伯强分析，发展风、光发电对占地面积要求较高，广东空间不足，但这恰是西北戈壁的优势，这将成为将来风电、光伏发电的主要来源。因此，未来广东新能源发电的理想状态，在他看来，还应依靠外电送电，而且只有西北戈壁能满足广东的用电需求。
而要走到这一步，将意味着一轮新的全国性谋划。
“今后经过所谓的大谋划，让绝大多数的电从戈壁来，并且从戈壁滩一直送到广东，这是全国一盘棋的方向。”林伯强分析道，“所以说，这里肯定要有一个巨大的转型，包括电网转型等等。”
此外，他还进一步指出，今后，除了电网输送之外，氢能也应该建一条输送通道。“因为通过氢能，这些便宜的风、电就能变得可储备、可运输，这样一来，广东今后很多地方可能就需要用氢能了，这些都是后面要谋划的。”他说。
多能互补 守住能源保供底线
随着滇东电厂4号机组成功并网，云南省统调火电机组实现近年来首次全部开机运行。火电日发电量达到2亿千瓦时左右，最高达到2.06亿千瓦时，为近年来最好水平。截至目前，云南省统调燃煤发电量累计达198.49亿千瓦时，年累计发电量增幅超过26%，有效降低了因干旱导致的水电发电能力不足影响。
面对复杂严峻的电力供需形势，云南省能源部门充分发挥电力运行调度、煤炭增产增供、新能源开发建设等专班机制作用，迅速制定实施电力能源保供、电煤保供、电煤中长协履约监管、新能源并网投产等一系列综合保供方案，加大生产供应力度，加快推进项目建设，加强安全生产督导检查，坚决守住不拉闸限电底线，同时，协调加强区域互济，优化西电东送安排，协调落实金沙江下游电站枯期留存电量，有效缓解汛前保供压力。
云南省能源局数据显示，截至3月底，云南全省发电装机容量11509.4万千瓦，其中，水电8193.6万千瓦、火电1535.1万千瓦、新能源1780.7万千瓦。一季度，云南全省规模以上发电企业发电量736.5亿千瓦时，同比增长2.5%。其中，太阳能发电涨幅较大，同比增长21.9%。
在水电发电量减少的情况下，云南省多措并举保障省内用电量同比增长8.0%。其中，农业、工业用电量同比分别增长23.6%、10.8%，云南省外送电量249.9亿千瓦时、增长28.9%。
云南省规模以上煤炭生产企业生产原煤1885.1万吨，同比增长10.3%。中石油云南石化生产成品油增长1.7%，销售成品油下降2.1%。中缅天然气管道输送量10.9亿立方米，同比增长23.8%。全省天然气消费量6.7亿立方米，增长6.4%。
南方电网云南电网公司充分发挥南网大平台优势，优化配置电力资源，建立电量数据“日跟踪、周分析、月总结”机制，精准研判电力供需形势，以政企协同用电服务平台为抓手，做到负荷能放能收，加强部分高耗能企业负荷管理，坚决守牢民生及重点行业领域用电底线。同时，政府职能部门和电网企业联合深入企业走访，讲解最新政策和供需形势，指导企业科学制定生产计划，倾听反馈企业诉求。
挖潜增效 新能源开发提速换挡
云南电网调度大厅屏幕上跳动的数字令人振奋：风电日发电量达1.87亿千瓦时、光伏日发电量达0.42亿千瓦时，创历史新高，风电成为仅次于水电的第二大电源。
作为清洁能源大省，云南新能源远景可开发容量达1.5亿千瓦以上。“十四五”期间，云南省电力保供面临多重考验，风电、光伏等新能源将成为增量电源的主力，对缓解供需矛盾、优化电源结构、保障电力供应发挥重要作用。
云南省坚持“能开全开，能开尽开”，不断加大新能源开发力度，清单化研究项目建设问题和保障措施，新能源项目投产并网明显加快。1至4月，云南全省新开工新能源项目达65个、装机517万千瓦，新投产新能源项目装机479.8万千瓦；新入库新能源项目201个，计划总投资437.36亿元。在新能源等项目拉动下，前4月，云南全省能源固定资产投资同比增长61%，增速继续保持重点行业前列。
随着上网电价政策的明晰，光伏发电迎来新的发展机遇。云南省发展改革委、云南省能源局联合出台光伏发电上网电价政策明确，对云南省新建光伏项目实行弥补发电成本并保障合理收益、激励项目加快投产的上网电价机制。其中，根据光伏发电项目全容量并网时间不同，采用燃煤发电基准价与市场交易电价不同比例相结合的电价机制进行结算，实现“早投优价”。
政策以市场为导向，采用更加灵活的方式对光伏发电成本进行疏导，更加匹配以水电为基础的云南电价体系，对加快项目建设投产进度、规范市场行为等起到了引导激励作用，也稳定了项目投资开发预期。
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