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南方能源观察
微信号：energyobserver
eo记者 周慧之
江西之虑
在提出“两雅工程”的同时，四川也开始与潜在市场对接的行动。2016年1月，四川曾前往江西表达希望将雅中水电送过去的设想，但是江西“一口回绝。”
江西有自己的顾虑：一是自身体量小。如果江西要从2020年开始接收输电容量为1000万千瓦的雅中直流，属于“小港”接“大船”。加之受端网架结构薄弱，直流特高压通道的利用率将打上折扣。如果要实现在华中多省分电，那么华中交流环网的建设将提上议程，能否获批，存疑。
“从雅中的可研报告可以看出来，预测的江西电力市场空间有点虚高。”一位从事电力规划设计的人士告诉eo记者，报告对于江西2020年的用电预测有两个负荷水平，分别是2900万千瓦的低方案和3600万千瓦的高方案。
“只有高方案才能支撑接收1000万千瓦的外来电力，低方案只有300万千瓦时的空间。就算是低方案，也要求江西在‘十三五’用电年均增速在8%以上。”在上述人士看来，如果要江西独自消化，按照2017年江西用电增速9.4%的速度，完成低方案有可能。但是冲击高方案就要求“十三五”后三年每年涨幅在11%，“很悬。”
按照江西能源局公布的数据，2017年江西全社会用电量1293.98亿千瓦时，比上年增长9.43%。如果保持该增速，到2020年雅中直流投产时江西的用电量为1855亿千瓦时，比上一年增加160亿千瓦时左右。
如果雅中直流的输电容量以4000小时算，一年输电能力可达400亿千瓦时。即使按照2009年雅砻江中游规划的送电小时数在2350—3270之间（取中间值2810小时）算，每年的输电量也有281亿千瓦时，远超江西省在2020年全社会用电量的全部增量。
相比之下，东部工业大省江苏2017年全社会用电量5807.89亿千瓦时。“要像江苏这样的体量，一年吃掉一条直流才没问题。”有业内人士表示。
为何雅中直流要规划如此大的输电容量？据eo记者测算，尽管按照现有口径统计的四川调峰弃水量在140亿千瓦时左右，但如果四川也采用云南装机弃水的统计方法，四川一年的弃水量在500亿千瓦时左右。除去大渡河弃水一半占比，粗略算雅砻江、金沙江支流中小水电弃水量为250亿千瓦时，大抵与前述算出的281亿千瓦时的输电容量相当。
二是中意白鹤滩的优质电源。江西曾表态，与云南的合作是“一拍即合。”江西已与云南省政府达成省间协议，在“十四五”中后期引入白鹤滩的水电。
云南同样是“情投意合”。有相关人士告诉eo记者，早在2012年两会期间，云南与江西就已经表达过“云电送赣”的意愿，但是通道规划上一直未能获得国网方面的认同。2017年初，云南省委书记陈豪在接受媒体采访时表示，“我们跟江西省签订的电力外送协议，最初是战略性合作协议，现在是签订了实质性水电外送合作协议。”
白鹤滩水电站是金沙江下游干流梯级开发的第二个电站，左右两岸初装机容量1600万千瓦。如果江西单边接收，一回直流输送能力为800万千瓦，假设同样以2810个利用小时计算，年送电量为225亿千瓦时。时间上，白鹤滩水电站预计在2022年完成全部机组的投产。如果江西按照前述的增速计算，到2022年将达到2222亿千瓦时，社会用电量比上一年增加193亿千瓦时。在用电量需求和水电站投产的时序上，江西与白鹤滩的匹配度确实高于雅中直流。
更重要的是，作为世界上第二大水电站，白鹤滩的电源点明确、优质。这与雅中直流以“四川省消纳为主，余电外送华中”的初始定位，以及承担中小水电外送的任务，形成足够鲜明的对比。
事实上，自从2008年遭遇冰冻雨雪灾害，江西开始多年奔走于呐喊特高压入赣。2009年1月21日，时任江西省副省长洪礼和提出，“力争国家特高压电网在‘十一五’期末落点江西。”2010年12月，首条±1000千伏特高压直流拟列入“十二五”规划的消息不胫而走，流向为新疆送江西，不过并未获得批准。
2011年的“电荒”，加剧了江西对缺电的焦虑和危机感。由于内陆核电启动尚需时日，外来电就成为江西力争的重点。2011—2014年期间，江西连续四次在两会上表达对引入特高压的迫切需求。
2011年3月6日，33名来自江西的全国人大代表联名向“两会”提交了一份《关于加快推进特高压电网建设确保我国能源安全和电力可靠供应的议案》。这份议案提到，“江西具有加快发展特高压电网，保障全省能源电力供应、促进经济结构调整的迫切要求和有利条件；加快推进特高压输电工程落点江西，打通江西与西部大煤电、大水电、大风电基地的大通道，实现更大范围内的能源资源优化配置显得尤为重要。”为此，江西建议加快推进特高压中纵张北—南方通道和南昌特高压输变电工程。
接下来的三年里，江西代表团持续释放对“特高压”渴望的信号。
2012年的议案是建议将武汉—南昌特高压交流工程以及陇东—江西特高压直流工程纳入国家能源发展“十二五”规划、电力规划和电网专项规划。2013年，江西代表团在前一年的基础上又增加了一条直流，提出特高压入赣“一交两直”工程，包括张北—赣州1000千伏特高压交流，陕北—南昌、陇东—新余±800千伏特高压直流工程。2014年，又提交了“一交三直”工程，在“一交两直”的基础上，增加了金沙江—江西直流特高压工程。白鹤滩、乌东德水电站就处在金沙江流域干流。
值得注意的是，江西曾建议可先期建设张北—南昌中的武汉—南昌段，并与雅武交流工程同步开工、公布建成。这意味着通过如此路径安排，江西原本有机会接入四川雅安的水电。可并不走运的是，雅武交流在几个月后二审失利，江西接纳雅安水电的可能性也破灭。
更遗憾的是，电力“十二五”规划并未如期而至。而且由于特高压技术路线仍存质疑，2012—2013年之间批准的特高压交流项目寥寥无几。直到2014年第二季度，为落实大气污染防治计划，国家能源局才一次性批准了12条“西电东送”通道。不过，江西代表团的“一交三直”，无一入选。
尽管在2014年两会上江西仍未放弃争取特高压入赣。但在紧迫性上，已经悄然发生转变，而且江西争取的特高压多为远期项目。从2014年5月发布的《江西省电力中长期规划》中可以感受到这一点。这份规划提出的总体思路是：2020年之前依靠自建煤电满足用电需求。
更大的转折来自2014年下半年——火电审批权下放至省级政府。2014年12月，国家能源局批复了《关于江西2014年度火电建设规划实施方案的复函》。与此同时，在2015年，“北煤南运”通道蒙西—华中煤运铁路（下称“蒙华铁路”）开工。这条国内最长的运煤专线起于内蒙古浩勒报吉，直入江西吉安，设计输送能力2亿吨/年计划在2019年投运。不少业内人士认为这是“为江西量身打造的”。
蒙华铁路的获批时间是2012年1月，此前包括江西，华中地区在2011年遭遇了罕见的“春季电荒”。这条铁路是铁道部放权的经典案例，当时国家发改委要求铁道部不能对蒙华铁路控股，而且要加入地方元素。最终蒙华铁路有16家股东，江西铁投也有入股。
为配套蒙华铁路，沿线的湖北荆州、湖南岳阳、江西新余和吉安均规划了多个火电厂。《江西省“十三五”能源发展规划》指出，在目前完成核准及已纳入国家规划的发电项目基础上，再新建130万千瓦煤电项目。
不过由于火电项目进展缓慢，江西一直处于紧平衡状态，2017年火电利用小时在5023小时，紧随河北的5056小时，排在全国第二。
站在发电公司的立场，电力紧平衡、政府有项目规划，“就意味着投资建厂的机会。”2015年4月，国家开发投资公司（下称“国投”）全额认购赣能股份非公开增发。后者是江西唯一一家国有电力上市公司。
入股后国投持股33.72%成为赣能股份的第二大股东。巧合的是，国投正是雅砻江水电的大股东，并以52%的股份绝对控股。国投的到来，为江西火电建设带去资金。
赣能股份在发布的公告中提到，“江西省电力市场消纳空间在全国有一定的优势。”而这次募集资金后建设的火电项目，也将用于填补江西的电力缺口。
对于江西立足于火电的做法，外界表示非常理解：本地电厂不仅能带来税收和就业，加强当地基础设施的建设如修路，更为关键的是能保障供应的持续性和稳定性。对于一次能源缺乏的省份来说，可控的“安全感”尤为重要。
然而在接收外来电上，江西留给外界的普遍印象是：有意向，却无决心。“江西跟多家都有意向在谈外来通道，却没有看到一个项目真正落地。”
不少业内人士认为，这是江西的策略，江西想通过同时谈判多家，获得议价的筹码。不过在其看来，“江西的体量摆在那里，回归到资源为王时，这样的想法有些草率。”
“一旦用电紧张，雅砻江将待价而沽。”多位业内人士建议，“相比煤电价格的波动，水电可以提前锁定未来几十年的价格。存量水电由于前期开发、补偿成本较低，在价格上反而会有优势，应当抓住存量水电的机会。反之，白鹤滩由于开工晚，库区移民成本可能更高。”
根据中电联的数据，水电平均造价已经比上一年上涨3.4%，达到11360元/千瓦。而在“十二五”期间，常规水电单位造价仅7467元/千瓦。
不过就目前来看，据记者了解，白鹤滩水电规划了两个±800千伏的直流，其中一侧“已被江苏锁定”，另一侧将落子山东，华中无缘。
水电开发已步入尾声，电源优质的白鹤滩水电站选项已被排除，留给江西的选择并不多了，这或许也是江西妥协接受雅中直流的原因之一。一旦龙头水库两河口投产，对于整条流域调节性能的改善显著，也值得期待。
湖南重返
江西的松口，可能还得益于新玩家的入局。
2017年10月，四川、云南、江西三省曾在国家能源局电力处的会议室有过一次激烈的意见阐述，各自有理，也各不相让。三方一度陷入僵局。到了2018年上半年，第四方新的买家悄然加入，原有局面开始出现转机。
eo记者在2018年6月下旬致电湖南省能源局相关部门，就湖南是否将接收雅中直流的外来电，获得了肯定的答复。对方表示，湖南与江西将共同引入雅中直流，只是目前正在就框架协议的具体内容和关键条款进行协商。
从今年3月两会期间众方的表态，已可见信号。当时，国网湖南省有限公司董事长孟庆强在接受媒体采访时建议，如果雅中直流无法确定，可以考虑将落点调整为存在电力缺口的湖南南部。
看上去，湖南即将成为雅中直流的新入局者，然而更准确的说法是——老玩家的重返。
事情与三年前有些相似。2015年，同样是在两会上，国网湖南省电力公司正局级调研员李维建提出了三个建议：一是建议尽快同意蒙西（荆门）—长沙1000千伏特高压交流工程开展前期工作；二是确保酒泉—湖南±800千伏特高压直流工程送受端配套工程同步建设；三是积极支持四川雅中—湖南±800千伏特高压直流工程建设。
不难看出，国网在此前就有将雅中外送湖南的规划。如同前文所述，后因为酒湖工程优先获得核准，雅中只能另选新的落点。酒湖工程，是酒泉风电基地的配套外送工程，也称为祁韶直流，设计容量800万千瓦。
接收如此大规模的直流特高压，对于网架结构薄弱的湖南来说，存在安全上的担忧。事实上，对于接收±800千伏祁韶直流带来的压力，湖南原原本本了地写进了《湖南省“十三五”电力规划》当中：
“当酒泉—湖南特高压直流工程满功率运行并发生双极闭锁故障时，受制于联络通道饱和，湖南电网潮流能力不够，联络线路存在热稳问题，为保证特高压电能安全稳定输送，提高湖南电网安全稳定水平，必须加强湖南电网与华中电网的联络通道建设。”
为此，湖南提出的对策是，“根据安全性、经济性和可行性原则，新增通道初步考虑交流特高压和500千伏联络线两类方案，初步设想一是建设荆门—长沙—南昌双回1000千伏交流特高压，将湖南电网通过特高压线路融入华中电网，形成‘强直强交网络’；二是新建湖北潜江—昆山双回、葛换—岗市第二回500千伏线路，最终通过湘鄂6回500千伏线路融入华中电网。”
究竟采用哪一种方案，湖南认为需要“综合评估特高压输电方案和1000千伏交流输电方案后进行择优决策”。
湖南电力调控中心副主任刘永刚今年在接受媒体采访时也反映了这个问题，“祁韶直流送电能力未能充分发挥，输电能力发挥不到50%，还不能完全满足湖南用电需求”国网湖南省电力公司董事长孟庆强则呼吁，加快建设“荆门-武汉—南昌—长沙—荆门”的特高压“华中环网”，加强湖南与外省交流输电通道联络。
湖南接收祁韶直流遇到的“大直流”进“小电网”问题，正是江西此前公开表达过的。与湖南一样，江西只有三回500千伏与华中电网相连接。江西认为短期内接收雅中直流特高压，将使其网架结构难以消化。
建设1000千伏特高压交流的华中环网，是国网倾向于为两省解决安全隐患提抓的一剂共同药方。也是湖南在规划中提到的荆门—长沙—南昌1000千伏交流特高压。
“环网可以加强江西与周边电网的网间联络，同样的占用耕地资源，不如多花点钱建1000千伏的联络线，两边的网络就更强。”有接近国网的人士建议。对于湖南而言，华中环网一方面能解决祁韶直流能力发挥受限的问题，另一方面可与江西共享来自四川的水电。
“如果一个省消化不了，可以考虑联合购电。”上述人士认为，华中环网建成之后，就可以在几个省之间配置电量。
不过1000千伏特高压交流想要获得审批落地，并不容易。根据中电联的数据，2017年新增1000千伏工程能力下降33.1%。
华中电网是水电装机比重最高的区域电网。位处腹地的华中，既不像西部坐拥丰富的资源，也不如东部沿海，一年增量足以消化一条特高压外来电。一旦发生电煤运输紧缺，华中就会成为电力缺口的重灾区。然而，华中电网又被认为处于“西电东送、南北互供”的枢纽位置，是实现全国联网的核心地带。
接下来湖南与江西到底会以何种形式接收雅中直流？核心是雅中直流的定位，以及相应的外送方式。对此，作为水电送出省份，四川也有着自己的困惑和考量。
四川求变
雅武交流的告终和雅中直流的推迟，对于四川电网自己的下一步规划带来了难题。
对于四川电网特征的一个形容是，“丰水期西电东送，枯水期南电北送”。说的是四川虽为资源输出大省，但省内资源分布并不均衡，水资源分布在西部，煤炭资源分布在南部，而负荷中心却在东北部。因而省内水电送到经济发达的负荷中心仍有距离，省内输电网络的加强建设同样重要。
不过由于外送路线始终未能明确，四川省内500千伏的输电线路处于停滞状况，因此也造成了断面受限，川西水电难以顺利送到川东负荷中心的困境。为支撑负荷中心的高峰用电，夏季丰水期水电依旧需要“上岗”，尽管发电利用小时数不到2000，远低于其他省份。据介绍，四川因断面受限受到影响难以送出的水电在1300万千瓦左右，而四川省内火电的生存状况是全面亏损。
对于四川省内电源与负荷分布不平衡，而输电网建设远未满足省内需求的局面，一位电力设计人士解释，“在重大工程看不清楚的时候，暂时不会加强500千伏的电网。要按照规划统一安排，不会头痛医头、脚痛医脚地去建设电网。”
“电网建设有个规律，省内通道要配合外送通道的建设，这样可以最大限度发挥效益。所谓窝电也要综合来考虑，确实是全省范围弃水，不是一两个点，即使送出来，也是弃。在解决局部地区的送电，如果送出来的电消纳不了，通道反而浪费了。”四川省内人士分析称，“四川省内主要原因不是通道，而是市场问题。如果市场打开了，还是送不出来，才是窝电。”
“从更高层面考虑，四川电网怎么加强，需要等大的技术线路定下来再说。在外送通道没有明确的情况下，先加强省内线路，有可能导致浪费。”上述从事电力设计的人士进一步举例解释。“如果物资在A，市场在B，先修一条线路，把A和B打通。后面又需要建一条国道把A送到C，那之前A到B的县道，就没有车可以跑了。而且明显建国道技术合理，县道乡道是临时措施。”
一位业内人士指出，从交流到直流，从雅安到雅中，路线的频繁更替对于四川省内输电线路的建设带来巨大困难。而且国家对于西南建设交流特高压环网以加强输出端的网架结构也并不支持。“我觉得四川电网现在是不知往何处去的问题。”
一边是四川电网的无奈，另一面则是四川省政府想做一点改变。
通常认为四川与云南在水电领域有着截然不同的发展策略：四川讲究“川电外送”，云南注重“云电自用”。对于云南来说，电力工业很重要，主要用于扶持当地经济。“在云南，与电力有关的都是大事。”
“现在对新的通道都要参照云南的方式，进行网对网外送。”有四川业内相关人士告诉记者，“从建第四通道（即雅中直流）开始，省里在推这个事情。”
所谓网对网，指的是由地方省调对机组进行统一的调度，地方将收取一部分输配费用。本质上是“余电外送”的逻辑。点对网，则是电站通过国家调度中心直接送往接收端电网。“相当于在外省在四川建了个水电站，跟本地不发生关系。”
在最初二滩公司对雅砻江中游梯级水电的输电规划中，提到的外送方式是“网对网”。这与当时设计外送的分散电源有关，也与两河口电站属于龙头水库有关。在为四川电网供电后，雅砻江中游支流的中小型水电的外送只能是通过省调来完成。
为何四川想要改变“点对网”的外送方式？“主要是涉及到调度的公平性问题。点对网电厂发电小时数远高于四川省调电厂，网对网则对所有电厂都是公平消纳。”相关人士指出，“国调可能会优先保障外送电站的满发。”
这是到底优先“保谁”的问题。“网对网”的方式令接收端没有安全感，“点对网”又让送电端感到不公平。
目前四川外送陕西的德宝线±500千伏直流和500千伏交流的川渝三通道已经采用了“网对网”的外送模式，“这几条通道容量比较小，三条总共才600万千瓦，考虑到之前的网间协议，包括二滩水电站是专门送重庆，所以就维持了网对网。四川外送华东的三大通道向上线、锦苏线、宾锦线均为‘点对网’外送模式。”
“如果都由国家调度中心来，省间协议无法操作，地方能够发挥的空间要小。”在一位四川省内相关人士看来，“雅中的定位是第四通道，是四川省调，是雅砻江中游集群水电的外送。”假如说雅中直流本身更适合“网对网”，又是否意味着未来均要采取这种模式呢？
2018年7月，四川省发改委公示的《关于深化电力体制改革的实施意见（征求意见稿）》中正对此有所提及，“鼓励新建电源并入省属地方电网，允许国家电网中电源资源转入省属地方电网。”
雅砻江中游干流以四川省内消纳为主的最初定位，为四川这一呐喊提供了条件。“点对网下来，地方的税收和电网建设方面，通过输配电价难以收回。”上述人士进一步解释说，“要保证直流线路的外送，省内线路能力会受到限制，如果这些能力能够完全发挥，算出来的输配电价是完全不一样的。”
然而若按照目前云南电网采用的“网对网”模式，水电站先和云南电网结算，再由云南电网卖给超高压公司，地方政府和电网之间的输配费用配置方式将发生改变。“国网肯定是反对的，最后能不能走不好说，要征求各方意见。”四川省内人士表示。
对于接收省份来说，尽管外送方式并不会体现在价格上，但是对于“网对网”的调度方式——“省内优先、余电外送”能否保证受端的供应稳定感到质疑。有业内人士建议，“关键是通过合同来锁定资源量和供应曲线。”
“核心是调度和结算的改变。”四川正尝试对旧有模式发起挑战。
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（本文作者为eo记者周慧之，微信号为backtohuizhi，欢迎更多交流）
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