在中国的西南部，电力供应问题已经成为了一个热门话题。夏季的高温和降水减少使得电力供应面临挑战。尽管国家已经发出指令，要求各大企业全力保障电力供应，但是在炎热的七月，西南地区的电力供需仍然紧张。

四川和云南，这两个电力供应大户，面临着严峻的电力供需形势。他们的电力主要来自水电和新能源，这些电源的产量受到气候和季节的影响。今年夏天，西南地区和华中地区的降雨量偏少，气温偏高，可能会出现气象干旱，这无疑会给电力供应带来更大的压力。

过去，四川和云南都是电力生产大户，但是他们也曾面临过“弃水”问题，也就是在水电丰富的季节，由于电力消费不足，大量的电力被浪费。为了解决这个问题，这两个省份都采取了政策引导，吸引工业企业进驻，提高电力消费。

然而，近年来的气候变化，特别是干旱的出现，给这两个省份的电力供应带来了新的挑战。去年，由于干旱导致水电发电量下降，这两个省份都对高耗能企业进行了限电管理。今年，由于降雨量偏少，水力发电受到压力，这两个省份的电力供应仍然偏紧。

一、从“弃水”到“缺电”

事实上，四川、云南原本是发电大省，多年以来一直深受“弃水”问题困扰。在正常的年份，夏季是一年中降水最为丰沛的季节，奔腾的河流随着地势的降低，将倾泻而下的动能，经由沿途的涡轮机转化为数量可观的电能，川滇两省每年的发电除了能够自给自足之外，还可以支援多个省份。四川的电力外送至江浙等东部沿海省份，云电送粤、云电送桂已经成为了近些年来解决云南弃水问题的关键路径。

在2020年之前，云南、四川两省的弃水问题严重。数据显示，2016年云南弃水电量攀升至315亿千瓦时，达历史最高点，同期四川的弃水电量也达到了164亿千瓦时。

变化从2016年开始，为了消纳更多地水电，地方政府从2016年后出台更多的政策引进工业企业，提升当地的电力消费。特别是当时全国推动铝冶炼行业的结构性改革，淘汰落后产能，以优惠的电价向一些耗电量高的企业抛出橄榄枝。

以云南省为例，利用水电优势，推出优惠电价吸引存量电解铝产能向云南聚集。据昆明电力交易中心统计，云南省内水电发电占比长期超过80%，汛期拥有大量电力富余，但由于2016年以前云南工业欠发达，大量的电力无法耗用，弃水电量超过百亿度电，西电东送是前期唯一出路。

自2016年开始，云南省下发多份文件，表示要将水电优势转化为经济优势。2017年，先后印发《关于推动水电铝材一体化发展的实施意见》等专项政策，通过优惠电价引入水电铝材、水电硅材等产业，推动水电铝材一体化发展专项用电方案。2018年，云南省提出要抓住供给侧改革下“北铝南移”时机发展水电铝，通过实施电解铝产能置换入滇，承诺给电解铝企业的优惠电价为0.25元/千瓦时。

从2018年开始，神火、其亚和魏桥等企业将其电解铝产能陆续转移至云南。2018-2020年之间，云南从山东、河南等省份承接了超500万吨的电解铝产能。水电铝材、水电硅材产业一体化发展大幅提升了当地用电量。2019年，弃水电量仅17亿千瓦时，同比减少158亿千瓦时，结束了“十二五”中期以来大规模弃水的历史。

据统计，2019年云南电解铝耗电量255万千瓦时，占工业用电20%。2022年，云南省用电增速达到11.8%，其中第二产业用电量同比增长15%，电解铝耗电量增加至575万千瓦时，占工业用电达到33%，复合增长率达到31%。

令这些企业没想的是，产能转移过来之后竟然遇到了限电的尴尬。去年，因为干旱气候的出现，导致了对高耗能企业的限电管理。2022年8月，云南省内电解铝运行规模达到历史高位521万吨，9月天气干旱，水电发电力下降，省内工业用电紧张，电解铝企业在9-10月响应用能管控，减产总规模达122万吨。

进入2023年初，云南省内降水较少，来水偏枯，水力发电承压，云南省外送电量已处于低位，难以进一步降低。2月，云南电解铝企业再次减产，减产规模达78万吨，两次合计减产达200万吨的规模。据上海有色网的调研，截至6月中旬这部分减产产能仍未重启，目前云南省内电解铝运行规模约为326万吨，较去年同期下降150万吨左右。和云南情况类似，四川已成为我国最大的光伏产业基地，亦是西部最大的电子产业生产基地。

高耗能产业向西南地区的转移，大幅提升了当地的用电量。令当地主管部门没有想到的是，特殊气候的出现，在保证外送的前提下，本地电力保供提出了巨大的挑战。

二、电力告急，拉闸限电

近日有关西南水电告急的消息引起了很多网友的关注。

自2023以来，云南大部分地区都无明显降水，结果导致河道来水总体偏少，再加上春季来临，蒸发增加，结果导致很多河床都开始出现流量减少甚至干旱的情况。

根据云南水利厅表示，当前云南气象干旱发展迅速，包括大理，玉溪丽江等局部地区旱情正逐渐显现。

受降水减少影响，云南的水力发电也受到了明显的冲击，一直以来水电占云南电力结构的比重都非常高。

根据云南电力部门公布的数据显示，截至2022年12月底，云南全省发电装机容量11144.6万千瓦，其中水电装机容量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，水电占比超过72%。

正因为电力结构相对比较单一，所以在降水减少，河流流量减少的情况下，云南的水电也出现了明显的下降，最终导致和云南出现了电力供应紧张的局面，甚至有部分产业只能减产或者停产。

从2023年2月份开始，云南就开始对电解铝企业实施限产措施，这已经不是云南第1次对这些高耗能产业实施限产。

最近几个月时间，云南的电解铝行业已经有过三次限产经历，前两次发生在2022年9月份，当时云南电解铝企业就先后两次接到压减用电负荷通知，比例分别为10％、15％~30％。

在限电背景下，很多高耗能行业都受到了不同程度的影响，这也让云南承接产业转移受到了比较多严峻的挑战。

最近几年时间拉闸限电并不少发生。

比如在2020年末的时候，因为受到寒潮等天气的影响，南方的湖南，江西，浙江等省份用电量大幅增加，结果导致南方部分省份电力供应不足，只能拉闸限电，有很多工业企业只能错峰生产。

而且有些城市为了保障居民用电，甚至连路灯都关闭掉了，当时就有网民爆料，到了晚上，义乌有部分路段的路灯就熄灭的消息。

到了2022年8、9月份的时候，我国部分省份又开始出现电力紧张的情况，当时因为煤炭价格大幅上涨，结果导致很多火电企业都是亏损运营，所以很多火电企业就以维护设备等各种理由减少发电。

在这种背景之下，很多地方也又出台了拉闸限电的措施，有部分企业又开始了错峰生产，甚至只能放假。

这几次拉闸限电对大家影响是比较大的，尤其是对于工业企业的正常运营影响比较大。一旦拉闸限电之后，企业的生产不能正常进行，订单不能正常交付，这对企业会产生很大的影响。对于“拉闸限电”这4个字，很多企业可以说是提心吊胆，一看到一些风吹草动，很多人都会产生各种担心。

三、未来出路

川滇两省电源装机结构多年来以水电为主，煤电占比偏少，可再生能源增长相对缓慢，一旦来水紧张，调节能力就会不足。

2022年，云南新增装机1279万千瓦，其中白鹤滩水电站投产后，云南区域内水电新增装机500万千万，水电仍是云南省发电装机增长的主要驱动力。但是，目前我国的水电开发已经接近尾声，在乌东德水电站和白鹤滩水电站投产后，云南省在建的仅有装机容量140万千瓦的托巴水电站，未来云南省的水电装机增量有限。

而作为清洁能源大省，云南新能源远景可开发容量达1.5亿千瓦以上。据南方电网云南电网公司消息，截至5月份，云南全省统调装机1.0543亿千瓦，其中风电装机达1125万千瓦，超过火电统调装机，成为云南省仅次于水电的第二大电源。

“十四五”期间，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。在未来的电力装机构成中，毫无疑问，新能源在川滇两省将成为水电之外最重要的组成部分。

今年3月，国家能源局开展全国主要流域可再生能源一体化规划研究工作，启动全国流域可再生能源综合开发基地。国家能源局指出，水电响应能力较强，可进一步平滑新能源出力曲线，通过调峰调频从而改善风光消纳问题。此外，风、光与水电年内的发力峰谷存在错位，存在较好的互补性，风光“枯期”水电发力，水电“枯期”风光可提供一定支撑。

因而，新型电力系统背景下水风光互补一体化项目成为了未来的选择。四川省发布的《四川省能源领域碳达峰实施方案》中称，大力推进风电、光伏发电开发，其中重点提到药加快打造金沙江上游、金沙江下游、雅砻江、大渡河中上游4个水风光一体化可再生能源综合开发基地，同步推进其他流域水风光多能互补开发。

6月，四川省能源局、发改委发布了一则《加快推进多能互补电源建设激励措施的实施细则》，文件中对之前发布的《加快推进多能互补的激励措施》中的申报条件、申报流程以及监督管理做出进一步明确。文件中指出：有调节能力水库电站原则上配置附近60公里范围内的新能源资源，就近接入水电站升压站实行水风光一体化开发，配置规模原则上不超过水电站核准批复的总装机容量规模。

水风光一体化项目的开发，可以解决外送通道受限的问题，利用水电输电通道打捆送出。在满足电网要求的前提下，怎样调节水电，防止弃光;预测光伏出力较大时，怎样提前腾库，避免弃水;预测光伏出力较小，怎样抬高水头，降低发电耗水率等都是流域梯级调度人员面临的实际问题。

据研究，这两个省份潜力巨大。仅金沙江中上游云南段水风光多能互补基地可开发10座装机2556万千瓦水电站、规划约50个装机约600万千瓦的风光伏电站，合计3150万千瓦;怒江云南段水风光多能互补基地共规划“两库十三级”总装机2227万千瓦的水电站，规划装机约600万千瓦的风光电、抽蓄电站，合计2800万千瓦。仅云南省内的金沙江中上游、怒江中下游风光水多能互补基地就可提供6000万千瓦的清洁低碳可再生能源。

“水电充当调节电源时，运维成本肯定会增加，但水电站附近的风光资源给已有的水电企业开发，可以弥补水电充当调节电源的损失。”上述四川电力企业人士对《能源》杂志称。

在未来，依托水电远程集控统一调度+智慧电网技术，理想的模式是将大中型水电站打造为风光电进行日周调节+蓄能的抽蓄功能电站，发挥水电站的调峰蓄能去平抑风电光电不稳定对电网的冲击。利用现有输电通道将风光水互补送出的同时提高了能源供给、送出通道利用率，是“基地开发、就近接入、打捆外送”创新协同开发模式的有益探索。尖峰化的用电负荷将是未来电力供应的常态，如何在面临尖峰负荷时实现风光水互补互调、低碳保供，将成为检验新型电力系统的试金石。

文章来源： 能源新媒，星能源研究所，尘烟染暮雪