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南方能源觀察
微信號：energyobserver
eo記者 周慧之
江西之慮
在提出“兩雅工程”的同時，四川也開始與潛在市場對接的行動。2016年1月，四川曾前往江西表達希望將雅中水電送過去的設想，但是江西“一口回絕。”
江西有自己的顧慮：一是自身體量小。如果江西要從2020年開始接收輸電容量為1000萬千瓦的雅中直流，屬於“小港”接“大船”。加之受端網架結構薄弱，直流特高壓通道的利用率將打上折扣。如果要實現在華中多省分電，那麼華中交流環網的建設將提上議程，能否獲批，存疑。
“從雅中的可研報告可以看出來，預測的江西電力市場空間有點虛高。”一位從事電力規劃設計的人士告訴eo記者，報告對於江西2020年的用電預測有兩個負荷水平，分別是2900萬千瓦的低方案和3600萬千瓦的高方案。
“只有高方案才能支撐接收1000萬千瓦的外來電力，低方案只有300萬千瓦時的空間。就算是低方案，也要求江西在‘十三五’用電年均增速在8%以上。”在上述人士看來，如果要江西獨自消化，按照2017年江西用電增速9.4%的速度，完成低方案有可能。但是衝擊高方案就要求“十三五”後三年每年漲幅在11%，“很懸。”
按照江西能源局公佈的數據，2017年江西全社會用電量1293.98億千瓦時，比上年增長9.43%。如果保持該增速，到2020年雅中直流投產時江西的用電量為1855億千瓦時，比上一年增加160億千瓦時左右。
如果雅中直流的輸電容量以4000小時算，一年輸電能力可達400億千瓦時。即使按照2009年雅礱江中游規劃的送電小時數在2350—3270之間（取中間值2810小時）算，每年的輸電量也有281億千瓦時，遠超江西省在2020年全社會用電量的全部增量。
相比之下，東部工業大省江蘇2017年全社會用電量5807.89億千瓦時。“要像江蘇這樣的體量，一年吃掉一條直流才沒問題。”有業內人士表示。
為何雅中直流要規劃如此大的輸電容量？據eo記者測算，儘管按照現有口徑統計的四川調峰棄水量在140億千瓦時左右，但如果四川也採用雲南裝機棄水的統計方法，四川一年的棄水量在500億千瓦時左右。除去大渡河棄水一半佔比，粗略算雅礱江、金沙江支流中小水電棄水量為250億千瓦時，大抵與前述算出的281億千瓦時的輸電容量相當。
二是中意白鶴灘的優質電源。江西曾表態，與雲南的合作是“一拍即合。”江西已與雲南省政府達成省間協議，在“十四五”中後期引入白鶴灘的水電。
雲南同樣是“情投意合”。有相關人士告訴eo記者，早在2012年兩會期間，雲南與江西就已經表達過“雲電送贛”的意願，但是通道規劃上一直未能獲得國網方面的認同。2017年初，雲南省委書記陳豪在接受媒體採訪時表示，“我們跟江西省簽訂的電力外送協議，最初是戰略性合作協議，現在是簽訂了實質性水電外送合作協議。”
白鶴灘水電站是金沙江下游幹流梯級開發的第二個電站，左右兩岸初裝機容量1600萬千瓦。如果江西單邊接收，一回直流輸送能力為800萬千瓦，假設同樣以2810個利用小時計算，年送電量為225億千瓦時。時間上，白鶴灘水電站預計在2022年完成全部機組的投產。如果江西按照前述的增速計算，到2022年將達到2222億千瓦時，社會用電量比上一年增加193億千瓦時。在用電量需求和水電站投產的時序上，江西與白鶴灘的匹配度確實高於雅中直流。
更重要的是，作為世界上第二大水電站，白鶴灘的電源點明確、優質。這與雅中直流以“四川省消納為主，餘電外送華中”的初始定位，以及承擔中小水電外送的任務，形成足夠鮮明的對比。
事實上，自從2008年遭遇冰凍雨雪災害，江西開始多年奔走於吶喊特高壓入贛。2009年1月21日，時任江西省副省長洪禮和提出，“力爭國家特高壓電網在‘十一五’期末落點江西。”2010年12月，首條±1000千伏特高壓直流擬列入“十二五”規劃的消息不脛而走，流向為新疆送江西，不過並未獲得批准。
2011年的“電荒”，加劇了江西對缺電的焦慮和危機感。由於內陸核電啟動尚需時日，外來電就成為江西力爭的重點。2011—2014年期間，江西連續四次在兩會上表達對引入特高壓的迫切需求。
2011年3月6日，33名來自江西的全國人大代表聯名向“兩會”提交了一份《關於加快推進特高壓電網建設確保我國能源安全和電力可靠供應的議案》。這份議案提到，“江西具有加快發展特高壓電網，保障全省能源電力供應、促進經濟結構調整的迫切要求和有利條件；加快推進特高壓輸電工程落點江西，打通江西與西部大煤電、大水電、大風電基地的大通道，實現更大範圍內的能源資源優化配置顯得尤為重要。”為此，江西建議加快推進特高壓中縱張北—南方通道和南昌特高壓輸變電工程。
接下來的三年裡，江西代表團持續釋放對“特高壓”渴望的信號。
2012年的議案是建議將武漢—南昌特高壓交流工程以及隴東—江西特高壓直流工程納入國家能源發展“十二五”規劃、電力規劃和電網專項規劃。2013年，江西代表團在前一年的基礎上又增加了一條直流，提出特高壓入贛“一交兩直”工程，包括張北—贛州1000千伏特高壓交流，陝北—南昌、隴東—新餘±800千伏特高壓直流工程。2014年，又提交了“一交三直”工程，在“一交兩直”的基礎上，增加了金沙江—江西直流特高壓工程。白鶴灘、烏東德水電站就處在金沙江流域幹流。
值得注意的是，江西曾建議可先期建設張北—南昌中的武漢—南昌段，並與雅武交流工程同步開工、公佈建成。這意味著通過如此路徑安排，江西原本有機會接入四川雅安的水電。可並不走運的是，雅武交流在幾個月後二審失利，江西接納雅安水電的可能性也破滅。
更遺憾的是，電力“十二五”規劃並未如期而至。而且由於特高壓技術路線仍存質疑，2012—2013年之間批准的特高壓交流項目寥寥無幾。直到2014年第二季度，為落實大氣汙染防治計劃，國家能源局才一次性批准了12條“西電東送”通道。不過，江西代表團的“一交三直”，無一入選。
儘管在2014年兩會上江西仍未放棄爭取特高壓入贛。但在緊迫性上，已經悄然發生轉變，而且江西爭取的特高壓多為遠期項目。從2014年5月發佈的《江西省電力中長期規劃》中可以感受到這一點。這份規劃提出的總體思路是：2020年之前依靠自建煤電滿足用電需求。
更大的轉折來自2014年下半年——火電審批權下放至省級政府。2014年12月，國家能源局批覆了《關於江西2014年度火電建設規劃實施方案的覆函》。與此同時，在2015年，“北煤南運”通道蒙西—華中煤運鐵路（下稱“蒙華鐵路”）開工。這條國內最長的運煤專線起於內蒙古浩勒報吉，直入江西吉安，設計輸送能力2億噸/年計劃在2019年投運。不少業內人士認為這是“為江西量身打造的”。
蒙華鐵路的獲批時間是2012年1月，此前包括江西，華中地區在2011年遭遇了罕見的“春季電荒”。這條鐵路是鐵道部放權的經典案例，當時國家發改委要求鐵道部不能對蒙華鐵路控股，而且要加入地方元素。最終蒙華鐵路有16家股東，江西鐵投也有入股。
為配套蒙華鐵路，沿線的湖北荊州、湖南嶽陽、江西新餘和吉安均規劃了多個火電廠。《江西省“十三五”能源發展規劃》指出，在目前完成核準及已納入國家規劃的發電項目基礎上，再新建130萬千瓦煤電項目。
不過由於火電項目進展緩慢，江西一直處於緊平衡狀態，2017年火電利用小時在5023小時，緊隨河北的5056小時，排在全國第二。
站在發電公司的立場，電力緊平衡、政府有項目規劃，“就意味著投資建廠的機會。”2015年4月，國家開發投資公司（下稱“國投”）全額認購贛能股份非公開增發。後者是江西唯一一家國有電力上市公司。
入股後國投持股33.72%成為贛能股份的第二大股東。巧合的是，國投正是雅礱江水電的大股東，並以52%的股份絕對控股。國投的到來，為江西火電建設帶去資金。
贛能股份在發佈的公告中提到，“江西省電力市場消納空間在全國有一定的優勢。”而這次募集資金後建設的火電項目，也將用於填補江西的電力缺口。
對於江西立足於火電的做法，外界表示非常理解：本地電廠不僅能帶來稅收和就業，加強當地基礎設施的建設如修路，更為關鍵的是能保障供應的持續性和穩定性。對於一次能源缺乏的省份來說，可控的“安全感”尤為重要。
然而在接收外來電上，江西留給外界的普遍印象是：有意向，卻無決心。“江西跟多家都有意向在談外來通道，卻沒有看到一個項目真正落地。”
不少業內人士認為，這是江西的策略，江西想通過同時談判多家，獲得議價的籌碼。不過在其看來，“江西的體量擺在那裡，迴歸到資源為王時，這樣的想法有些草率。”
“一旦用電緊張，雅礱江將待價而沽。”多位業內人士建議，“相比煤電價格的波動，水電可以提前鎖定未來幾十年的價格。存量水電由於前期開發、補償成本較低，在價格上反而會有優勢，應當抓住存量水電的機會。反之，白鶴灘由於開工晚，庫區移民成本可能更高。”
根據中電聯的數據，水電平均造價已經比上一年上漲3.4%，達到11360元/千瓦。而在“十二五”期間，常規水電單位造價僅7467元/千瓦。
不過就目前來看，據記者瞭解，白鶴灘水電規劃了兩個±800千伏的直流，其中一側“已被江蘇鎖定”，另一側將落子山東，華中無緣。
水電開發已步入尾聲，電源優質的白鶴灘水電站選項已被排除，留給江西的選擇並不多了，這或許也是江西妥協接受雅中直流的原因之一。一旦龍頭水庫兩河口投產，對於整條流域調節性能的改善顯著，也值得期待。
湖南重返
江西的鬆口，可能還得益於新玩家的入局。
2017年10月，四川、雲南、江西三省曾在國家能源局電力處的會議室有過一次激烈的意見闡述，各自有理，也各不相讓。三方一度陷入僵局。到了2018年上半年，第四方新的買家悄然加入，原有局面開始出現轉機。
eo記者在2018年6月下旬致電湖南省能源局相關部門，就湖南是否將接收雅中直流的外來電，獲得了肯定的答覆。對方表示，湖南與江西將共同引入雅中直流，只是目前正在就框架協議的具體內容和關鍵條款進行協商。
從今年3月兩會期間眾方的表態，已可見信號。當時，國網湖南省有限公司董事長孟慶強在接受媒體採訪時建議，如果雅中直流無法確定，可以考慮將落點調整為存在電力缺口的湖南南部。
看上去，湖南即將成為雅中直流的新入局者，然而更準確的說法是——老玩家的重返。
事情與三年前有些相似。2015年，同樣是在兩會上，國網湖南省電力公司正局級調研員李維建提出了三個建議：一是建議儘快同意蒙西（荊門）—長沙1000千伏特高壓交流工程開展前期工作；二是確保酒泉—湖南±800千伏特高壓直流工程送受端配套工程同步建設；三是積極支持四川雅中—湖南±800千伏特高壓直流工程建設。
不難看出，國網在此前就有將雅中外送湖南的規劃。如同前文所述，後因為酒湖工程優先獲得核准，雅中只能另選新的落點。酒湖工程，是酒泉風電基地的配套外送工程，也稱為祁韶直流，設計容量800萬千瓦。
接收如此大規模的直流特高壓，對於網架結構薄弱的湖南來說，存在安全上的擔憂。事實上，對於接收±800千伏祁韶直流帶來的壓力，湖南原原本本了地寫進了《湖南省“十三五”電力規劃》當中：
“當酒泉—湖南特高壓直流工程滿功率運行併發生雙極閉鎖故障時，受制於聯絡通道飽和，湖南電網潮流能力不夠，聯絡線路存在熱穩問題，為保證特高壓電能安全穩定輸送，提高湖南電網安全穩定水平，必須加強湖南電網與華中電網的聯絡通道建設。”
為此，湖南提出的對策是，“根據安全性、經濟性和可行性原則，新增通道初步考慮交流特高壓和500千伏聯絡線兩類方案，初步設想一是建設荊門—長沙—南昌雙回1000千伏交流特高壓，將湖南電網通過特高壓線路融入華中電網，形成‘強直強交網絡’；二是新建湖北潛江—崑山雙回、葛換—崗市第二回500千伏線路，最終通過湘鄂6回500千伏線路融入華中電網。”
究竟採用哪一種方案，湖南認為需要“綜合評估特高壓輸電方案和1000千伏交流輸電方案後進行擇優決策”。
湖南電力調控中心副主任劉永剛今年在接受媒體採訪時也反映了這個問題，“祁韶直流送電能力未能充分發揮，輸電能力發揮不到50%，還不能完全滿足湖南用電需求”國網湖南省電力公司董事長孟慶強則呼籲，加快建設“荊門-武漢—南昌—長沙—荊門”的特高壓“華中環網”，加強湖南與外省交流輸電通道聯絡。
湖南接收祁韶直流遇到的“大直流”進“小電網”問題，正是江西此前公開表達過的。與湖南一樣，江西只有三回500千伏與華中電網相連接。江西認為短期內接收雅中直流特高壓，將使其網架結構難以消化。
建設1000千伏特高壓交流的華中環網，是國網傾向於為兩省解決安全隱患提抓的一劑共同藥方。也是湖南在規劃中提到的荊門—長沙—南昌1000千伏交流特高壓。
“環網可以加強江西與周邊電網的網間聯絡，同樣的佔用耕地資源，不如多花點錢建1000千伏的聯絡線，兩邊的網絡就更強。”有接近國網的人士建議。對於湖南而言，華中環網一方面能解決祁韶直流能力發揮受限的問題，另一方面可與江西共享來自四川的水電。
“如果一個省消化不了，可以考慮聯合購電。”上述人士認為，華中環網建成之後，就可以在幾個省之間配置電量。
不過1000千伏特高壓交流想要獲得審批落地，並不容易。根據中電聯的數據，2017年新增1000千伏工程能力下降33.1%。
華中電網是水電裝機比重最高的區域電網。位處腹地的華中，既不像西部坐擁豐富的資源，也不如東部沿海，一年增量足以消化一條特高壓外來電。一旦發生電煤運輸緊缺，華中就會成為電力缺口的重災區。然而，華中電網又被認為處於“西電東送、南北互供”的樞紐位置，是實現全國聯網的核心地帶。
接下來湖南與江西到底會以何種形式接收雅中直流？核心是雅中直流的定位，以及相應的外送方式。對此，作為水電送出省份，四川也有著自己的困惑和考量。
四川求變
雅武交流的告終和雅中直流的推遲，對於四川電網自己的下一步規劃帶來了難題。
對於四川電網特徵的一個形容是，“豐水期西電東送，枯水期南電北送”。說的是四川雖為資源輸出大省，但省內資源分佈並不均衡，水資源分佈在西部，煤炭資源分佈在南部，而負荷中心卻在東北部。因而省內水電送到經濟發達的負荷中心仍有距離，省內輸電網絡的加強建設同樣重要。
不過由於外送路線始終未能明確，四川省內500千伏的輸電線路處於停滯狀況，因此也造成了斷面受限，川西水電難以順利送到川東負荷中心的困境。為支撐負荷中心的高峰用電，夏季豐水期水電依舊需要“上崗”，儘管發電利用小時數不到2000，遠低於其他省份。據介紹，四川因斷面受限受到影響難以送出的水電在1300萬千瓦左右，而四川省內火電的生存狀況是全面虧損。
對於四川省內電源與負荷分佈不平衡，而輸電網建設遠未滿足省內需求的局面，一位電力設計人士解釋，“在重大工程看不清楚的時候，暫時不會加強500千伏的電網。要按照規劃統一安排，不會頭痛醫頭、腳痛醫腳地去建設電網。”
“電網建設有個規律，省內通道要配合外送通道的建設，這樣可以最大限度發揮效益。所謂窩電也要綜合來考慮，確實是全省範圍棄水，不是一兩個點，即使送出來，也是棄。在解決局部地區的送電，如果送出來的電消納不了，通道反而浪費了。”四川省內人士分析稱，“四川省內主要原因不是通道，而是市場問題。如果市場打開了，還是送不出來，才是窩電。”
“從更高層面考慮，四川電網怎麼加強，需要等大的技術線路定下來再說。在外送通道沒有明確的情況下，先加強省內線路，有可能導致浪費。”上述從事電力設計的人士進一步舉例解釋。“如果物資在A，市場在B，先修一條線路，把A和B打通。後面又需要建一條國道把A送到C，那之前A到B的縣道，就沒有車可以跑了。而且明顯建國道技術合理，縣道鄉道是臨時措施。”
一位業內人士指出，從交流到直流，從雅安到雅中，路線的頻繁更替對於四川省內輸電線路的建設帶來巨大困難。而且國家對於西南建設交流特高壓環網以加強輸出端的網架結構也並不支持。“我覺得四川電網現在是不知往何處去的問題。”
一邊是四川電網的無奈，另一面則是四川省政府想做一點改變。
通常認為四川與雲南在水電領域有著截然不同的發展策略：四川講究“川電外送”，雲南注重“雲電自用”。對於雲南來說，電力工業很重要，主要用於扶持當地經濟。“在雲南，與電力有關的都是大事。”
“現在對新的通道都要參照雲南的方式，進行網對網外送。”有四川業內相關人士告訴記者，“從建第四通道（即雅中直流）開始，省裡在推這個事情。”
所謂網對網，指的是由地方省調對機組進行統一的調度，地方將收取一部分輸配費用。本質上是“餘電外送”的邏輯。點對網，則是電站通過國家調度中心直接送往接收端電網。“相當於在外省在四川建了個水電站，跟本地不發生關係。”
在最初二灘公司對雅礱江中游梯級水電的輸電規劃中，提到的外送方式是“網對網”。這與當時設計外送的分散電源有關，也與兩河口電站屬於龍頭水庫有關。在為四川電網供電後，雅礱江中游支流的中小型水電的外送只能是通過省調來完成。
為何四川想要改變“點對網”的外送方式？“主要是涉及到調度的公平性問題。點對網電廠發電小時數遠高於四川省調電廠，網對網則對所有電廠都是公平消納。”相關人士指出，“國調可能會優先保障外送電站的滿發。”
這是到底優先“保誰”的問題。“網對網”的方式令接收端沒有安全感，“點對網”又讓送電端感到不公平。
目前四川外送陝西的德寶線±500千伏直流和500千伏交流的川渝三通道已經採用了“網對網”的外送模式，“這幾條通道容量比較小，三條總共才600萬千瓦，考慮到之前的網間協議，包括二灘水電站是專門送重慶，所以就維持了網對網。四川外送華東的三大通道向上線、錦蘇線、賓錦線均為‘點對網’外送模式。”
“如果都由國家調度中心來，省間協議無法操作，地方能夠發揮的空間要小。”在一位四川省內相關人士看來，“雅中的定位是第四通道，是四川省調，是雅礱江中游集群水電的外送。”假如說雅中直流本身更適合“網對網”，又是否意味著未來均要採取這種模式呢？
2018年7月，四川省發改委公示的《關於深化電力體制改革的實施意見（徵求意見稿）》中正對此有所提及，“鼓勵新建電源併入省屬地方電網，允許國家電網中電源資源轉入省屬地方電網。”
雅礱江中游幹流以四川省內消納為主的最初定位，為四川這一吶喊提供了條件。“點對網下來，地方的稅收和電網建設方面，通過輸配電價難以收回。”上述人士進一步解釋說，“要保證直流線路的外送，省內線路能力會受到限制，如果這些能力能夠完全發揮，算出來的輸配電價是完全不一樣的。”
然而若按照目前雲南電網採用的“網對網”模式，水電站先和雲南電網結算，再由雲南電網賣給超高壓公司，地方政府和電網之間的輸配費用配置方式將發生改變。“國網肯定是反對的，最後能不能走不好說，要徵求各方意見。”四川省內人士表示。
對於接收省份來說，儘管外送方式並不會體現在價格上，但是對於“網對網”的調度方式——“省內優先、餘電外送”能否保證受端的供應穩定感到質疑。有業內人士建議，“關鍵是通過合同來鎖定資源量和供應曲線。”
“核心是調度和結算的改變。”四川正嘗試對舊有模式發起挑戰。
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（本文作者為eo記者周慧之，微信號為backtohuizhi，歡迎更多交流）
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