电力及公用事业|绿电消纳专题报告一：西南地区水电消纳问题启示|新能源_新浪财经

专题报告

电力及公用事业

绿电消纳专题报告一：西南地区水电消纳问题启示

1.新能源消纳现状及政策变化

1.1 能源低碳转型本质以发电量及消费量为导向，装机量是过渡考核指标

“十四五”规划和“双碳”目标以发电量和消费量为导向。我国“十四五”规划及“双碳”目标的确定以可再生能源发电量占比、非化石能源消费比重为主要导向：“十四五”规划提出，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过 50%。《2030 年前碳达峰行动方案》中，非化石能源消费比重达到 20%左右，单位国内生产总值能源消耗比 2020 年下降 13.5%，单位国内生产总值二氧化碳排放比 2020 年下降 18%；到 2030年，非化石能源消费比重达到 25%左右，单位国内生产总值二氧化碳排放比 2005 年下降 65%以上。

“双碳”目标的确立促使新能源全产业链迎来高速发展。在“双碳”目标首次提出后的2020 年新能源累计装机量大幅增长 29.5%，新增装机量是 1.22 亿千瓦，是 2018、2019年新增装机量的总和，2023 年新能源新增装机量为 2.93 亿千瓦，是 2020 年新增容量的2.4 倍。根据 2024 年 6 月数据，我国新能源累计装机量达到 11.8 亿千瓦，上半年新增3.2 亿千瓦，较去年同期增长 37.3%。

装机量大幅增长的因素，一是因为“双碳”目标确定，以及十四五规划对各省可再生能源消纳、各发电集团的建设指标考核等；二是新能源优质资源会被优先开发，随着资源的不断分配，项目的获取、建设难度增大、考虑经济性、成本、电价等因素，各大发电集团建设明显提速；三是新能源补贴退坡与上游制造业降本增效并行，配套电网企业收购等相关政策，新增项目收益率仍符合公用事业合理收益区间，进而支撑企业持续投入资本开支。

与此同时，传统电源中的火电的建设速度明显放缓，装机容量占比从 2015 年的 66.4%下降至 2024 年 6 月的 45.8%；同时间段水电装机占比从 21.2%下降至 13.9%；核电装机占比始终在 1.8%~2.4%区间内；风电装机占比从 8.5%上升至 15.2%，光伏发电装机占比从 2.1%上升至 23.2%。

火电作为基荷能源和重要调节性资源，发挥保障电力系统安全稳定运行的作用，发电量占比明显有“托底”的效果，从 2015 年的 74.9%下降 7.2 个百分点至 67.8%；水电发电量占比从 17.7%下降 5.3 个百分点至 12.5%；核电发电量占比从 3%增长 1.7 个百分点至 4.8%；风电发电量占比从 3%增长 7.7 个百分点到 10.7%；光伏发电量占比从 0.0%增长 4.3 个百分点到 4.3%。

受限于新能源机组利用小时数较低的限制，2024 年 6 月，我国新能源装机量占比已经达到 38.44%，发电量占比仅为 15%。

1.2 新能源整体渗透率持续增长，电力系统消纳压力加剧

新能源发电出力具有波动性、随机性、间歇性以及时间错配等特点，相较于火电、水电等，其对电网的安全稳定运行带来更大的挑战。当电网的可调节资源不足时，不可避免地会产生弃光弃风现象，导致新能源电力无法被完全消纳。IEA 曾把新能源渗透率(即新能源发电量在总发电量中占比)提升过程分为 6 个阶段，不同阶段对于电力系统灵活性的需求不同，由于新能源快速扩张和电力系统既有灵活性不足，电力系统安全运行的影响持续增加。

2023 年我国新能源渗透率为 12.4%，已有 17 个省新能源渗透率超过 10%，部分省份即将进入第三、四阶段，意味着电网承受的消纳压力加剧，且由于负荷与电源不匹配，部分地区省间和省内消纳已存在困难。根据 2023 年各省发电量数据，青海是全国新能源渗透率最高的地区，新能源发电量占比达到 38.4%；根据国家统计局数据，截至 2023年底，青海省总装机 54.48GW，新能源装机占比 68.8%，水电装机占比 23.9%。

根据全国新能源消纳监测预警中心数据，2023 年全国新能源弃风率和弃光率分别为 2.7%和 2%。其中，弃风率>=5%的地区有 4 个，分别为青海 5.8%、河北 5.7%、内蒙古 5.1%、甘肃 5%；弃光率>=5%的地区有 3 个，分别为西藏 22%、青海 8.6%、甘肃 5%。

2024 年弃风弃光率持续上升，1-6 月全国新能源弃风率和弃光率分别为 3.9%和 3.0%。其中，弃风率>=5%的地区有 8 个，分别为吉林 7.9%、青海 7%、内蒙古 6.7%、河北6.5%、辽宁 6.4%、甘肃 6.1%、新疆 5.7%、黑龙江 5.6%；弃光率>=5%的地区有 4个，分别为西藏 28.3%、青海 8.8%、甘肃 8.3%、新疆 5.1%。

从地区分布看，以 2023 年弃风弃光率、装机量、利用小时数测算弃电电量的绝对值：风电方面，“三北”地区加上陕西、河南两地全年弃电量在 5 亿 kWh 以上，新疆、甘肃、内蒙古、河北是弃风量最多的地区。光伏方面，主要集中在西北地区，青海、甘肃、宁夏、河北是弃光量最多的地区。部分地区虽然装机容量低导致弃电量较小，但实际上消纳能力较弱，少量风光增量都会对消纳造成压力。

1.3 新能源消纳政策变化，市场化程度逐步加深

1.3.1 保障性收购范围缩小，推动新能源参与市场交易

为支持新能源产业发展，我国长期实行新能源保障性消纳政策，“全额保障性收购”分别在 2006 年的《可再生能源法》、2016 年《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》、2024 年的《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》提到，并根据实际情况对其概念进行重新修订。

阶段一：2006 年《可再生能源法》，国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。

➢ 本法中可再生能源包括风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等非化石能源。

➢ 电网企业应当与按照可再生能源开发利用规划建设，依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量，发电企业有义务配合电网企业保障电网安全。

阶段二：2016 年《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，全额收购规划范围内可再生能源发电项目的上网电量，首次提出“保障性收购利用小时数”概念，鼓励超过该部分范围的电量参与市场交易。

➢ 本办法适用范围包括风力发电、太阳能发电、生物质能发电、地热能发电、海洋能发电等非水可再生能源。水力发电参照执行。

➢ 该办法在《可再生能源法》的基础上更新了“全额保障性收购”的含义，是指电网企业（含电力调度机构）根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，在确保供电安全的前提下，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。

➢ 可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。其中，保障性收购电量部分通过优先安排年度发电计划、与电网公司签订优先发电合同（实物合同或差价合同）保障全额按标杆上网电价收购；市场交易电量部分由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同，电网企业按照优先调度原则执行发电合同。

十三五期间，我国发布了《可再生能源发展“十三五”规划》，新能源发展开始提速，2015年、2016 年前后，在电价补贴叠加技术降本的推动下，国内风电、光伏装机非常迅猛，为新能源场站带来高收益的同时，也出现了许多“超前建设”的情况，导致弃风弃光问题突出，2015 年和 2016 年我国弃风率分别为 15.2%和 17%，弃光率分别为 12.6%和10%。西北区域尤其严重，2016 年，陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆五省弃风弃光率达到 33.34%、19.81%，此时，新能源项目成本都还很高，高弃电率严重影响项目收益。在此背景下，

阶段三：2024 年《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，保障性收购电量范围再次缩小，由依托“保障性收购利用小时数”更新为按照“可再生能源消纳保障机制、比重目标等”等相关规定。

➢ 可再生能源发电项目的上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量：

① 保障性收购电量：指按照国家可再生能源消纳保障机制、比重目标等相关规定，应由电力市场相关成员承担收购义务的电量，这也意味着保障性收购电量会随着上述标准的调整而变化。

② 市场交易电量：指通过市场化方式形成价格的电量，由售电企业和电力用户等电力市场相关成员共同承担收购责任。对未达成市场交易的电量，在确保电网安全的前提下，电网企业、电力调度机构可按照相关规定，采用临时调度措施充分利用各级电网富余容量进行消纳。

➢ “合理”弃风、弃光部分电量：因可再生能源发电企业原因、电网安全约束、电网检修、市场报价或者不可抗力等因素影响可再生能源电量收购的，对应电量不计入全额保障性收购范围，电网企业、电力调度机构、电力交易机构应记录具体原因及对应的电量

2019 年 5 月 10 日，国家发改委、国家能源局颁布了《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，规定国家按照省级行政区为单位，设定每个区域的可再生能源电量比重，包括总量消纳责任权重和非水电消纳责任权重，从而促进各省级区域优先消纳可再生能源，形成可再生能源电力消费引领的长效发展机制。该权重自 2021 年起以年为周期考核和更新，2024 年 8 月 6 日，国家发改委办公厅、国家能源局综合司发布《关于 2024 年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，下发了 2024 年和 2025年各省可再生能源电力和非水电消纳责任权重和预期目标，并首次对特定行业—电解铝行业下发绿电消费比例要求。

《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》最核心的两个变化：一是进一步将新能源消纳交还给市场，市场交易电量通过市场化方式形成价格，由售电企业、电力用户等市场成员共同承担收购责任；二是发电企业未能参与市场交易的弃电量，由企业自己承担，不纳入保障性收购范围。这两个变化进一步弱化了保障性收购的“保障”含义，使得新能源入市进程又前进了一大步。

1.3.2 新能源补贴电价退坡，保障性收购电量电价均收缩

我国可再生能源发电项目上网电价标准经历的四个阶段，补贴电价首次在 2009 年提出，后逐年递减，因此保障性收购电量电价两部分均收缩，增量部分新能源项目将进入以“市场化交易电价”为主的新时代，存量部分新能源项目也将逐步进入市场交易。

阶段一：早期新能源上网电价标准实行政府定价和政府指导价两种形式。

➢ 根据 2006 年《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，风力发电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定；太阳能发电、海洋能发电和地热能发电项目上网电价实行政府定价，其电价标准由国务院价格主管部门按照合理成本加合理利润的原则制定。

阶段二：新能源标杆上网电价时期，分资源区制定新能源上网电价。

➢ 风电发电项目的电价补贴政策先于光伏发电项目出台，在 2009 年 7 月出台《关于完善风力发电上网电价政策的通知》、2013 年 8 月出台《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》中，分资源区制定陆上风电和光伏电站（集中式和分布式）标杆上网电价，电站标杆上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫等环保电价）的部分，通过可再生能源发展基金予以补贴。新能源电价补贴政策根据产业技术进步和成本降低情况，周期性地对标杆上网电价进行调整。

阶段三：新能源上网电价转变为指导电价时期。

➢ 为科学合理引导新能源投资，实现资源高效利用，促进公平竞争和优胜劣汰，2019年 4-5 月，国家发改委出台《关于完善风电上网电价政策的通知》、《关于完善光伏发电上网电价机制》，将陆上风电、海上风电、集中式光伏、分布式光伏的标杆上网电价改为指导价。

➢ 新增新能源电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价；指导价低于当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱销、除尘电价）的地区，以燃煤机组标杆上网电价作为指导价。

阶段四：新能源平价上网时期，按当地燃煤发电基准价执行。

➢ 2021 年6 月，国家发改委发布《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》，是新能源平价上网的重要文件。自 2021 年起，新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，上网电价按当地燃煤发电基准价执行，可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。

2019 年 1 月，国家发改委、国家能源局下发《关于规范优先发电有限购电计划管理的通知》，提出优先发电价格按照“保量保价”和“保量限价”相结合的方式形成，前者有电网企业按照政府定价收购，后者电量电价通过市场化方式形成，政府定价部分比例逐年递减，当同类型机组大部分实现市场化方式形成价格后，取消政府定价。因此，新能源项目只有在保障小时数内才能以“燃煤基准价”收购，保障小时数以外的电量要参与市场化交易。随着电力市场化交易的不断推进，各地对新能源以“燃煤基准价”收购的电量，并不是按照国家发改委 2016 年发布的保障小时数，而是在此基础上逐渐减少。

2.西南地区弃水问题解决对新能源消纳的启示

2.1 西南地区水能资源及电源结构

云南省：云南省能源资源得天独厚，尤以水能、煤炭资源储量较大，开发条件优越；地热能、太阳能、风能、生物能也有较好的开发前景。云南全省水能资源蕴藏量居全国第3 位，水能资源主要集中于滇西北的金沙江、澜沧江、怒江三大水系。煤炭资源主要分布在滇东北，全省煤炭资源量居全国第 7 位，具备烟煤、无烟煤、褐煤等多煤种。地热资源以滇西腾冲地区的分布最为集中，居全国之冠。太阳能资源仅次于西藏、青海、内蒙古等省区，全省年日照时数在 1000~2800 小时之间，省内多数地区的日照时数为2100~2300 小时。因云南降水在地理位置上分布不均，金沙江中上游以及澜沧江和怒江三大流域均流经滇西地区，滇西南和滇南降水相对更加丰富，因此云南水能资源主要集中在滇西地区，煤炭资源则主要分布在滇东、滇南地区，主要用电负荷集中在滇中，全省形成了滇西水电主导，滇东、滇南火电为主、负荷集中于东部和中部的格局。

2023 年，云南省全口径装机为 13161 万千瓦，其中，以水电为主的清洁能源装机为 11745万千瓦占比 89.2%：水电 8143 万千瓦，风电 1531 万千瓦，光伏 2072 万千瓦；火电装机1416 万千瓦，占比10.8%。2012-2023 年，云南省水电装机12 年复合增速为11.93%，2012-2015 年及 2020-2022 年为水电的投产高峰年，期间分别增加 2935、1239 万千瓦。

四川省：四川省能源资源丰富，主要以水能、煤炭和天然气为主，水能资源约占 75%，煤炭资源占 23.5%，天然气及石油资源占 1.5%。全省水能资源理论蕴藏量占全国的21.2%，技术可开发量全国的 27.2%，经济可开发量占全国的 31.9%，技术和经济可开发量均居全国首位，水能资源集中分布于川西南山地的大渡河、金沙江、雅砻江三大水系，约占全省水能资源蕴藏量的 2/3。省内现保有煤炭资源主要分布在川南，位于泸州市和宜宾市的川南煤田贮存了全省 70%以上的探明储量，有无烟煤、贫煤、瘦煤、烟煤、褐煤、泥炭等较全煤炭种类。省内天然气资源丰富，是国内主要的含油气盆地之一，约占全国天然气资源总量的 19%。省内风能资源主要分布在川西高原和盆周山区，太阳能资源主要集中在川西高原的阿坝州、甘孜州、凉山州以及攀枝花市这“三州一市”地区。与云南省能源结构类似，四川省水能资源主要分布在大渡河、金沙江、雅砻江三大流域流经的川西、川南地区，煤炭资源也同样主要分布在川南地区，风电和太阳能资源主要分布在川西高原，主要用电负荷集中在川中，全省形成了以川西、川南水电主导，川南火电为主，负荷集中于东部和中部的格局。

2023 年，四川省全口径装机为 12947 万千瓦，其中，以水电为主的清洁能源为 11103万千瓦，占比 85.8%：水电 9759 万千瓦，风电 770 万千瓦，光伏 574 万千瓦；火电装机1845 万千瓦，占比14.2%。2012-2023 年，云南省水电装机12 年复合增速为11.92%，2012-2015 年以及 2021-2022 年为云南省水电投产高峰期，期间分别增加 3651、1857万千瓦。

2.2 水电机组集中投产叠加电力消费能力不足，导致西南地区产生弃水

云川两地均具备水电装机比例大、水电丰多枯少的特性，汛期存在较大的发电压力。“十二五”后期开始，由于两地水电机组集中投产、用电量增长大幅低于预期、输送通道能力受限等因素影响，弃水矛盾日益突出。

云南省：云南省从 2014 年起开始出现较为严重的水电弃水，2016 年弃水电量达到历史峰值。2013-2020 年省内弃水量分别为 50、173、153、315、287、175、17、25 亿千瓦时，分别占当年云南省用电量的 3.4%、11.3%、10.6%、22.3%、18.7%、10.4%、0.9%、1.2%，2016 年弃水量及弃水量与省内用电量的比值都达到峰值。

四川省：四川省从 2012 年开始出现弃电，近 10 年弃水量区间维持在26~202 亿千瓦时，整体弃水电量变化波动较云南省平稳。据统计，2013-2022 年省内弃水量分别为 26、97、102、142、140、122、92、202、102、166 亿千瓦时，分别占当年四川省用电量的 1.3%、4.8%、5.1%、6.8%、6.3%、4.9%、3.5%、7.1%、3.1%、4.8%，2020 年弃水量及弃水量/用电量都达到峰值。但需要注意的是，根据有关资料可知，2014 年四川省内全年调峰弃水损失电量 96.8 亿千瓦时，占丰水期水电发电量的 14.93%，四川省弃水电量口径为“调峰弃水损失电量”，而云南省弃水电量口径为“全年弃水量”。

两地区在电力供需形势、能源资源结构等多方面存在共性，弃水问题产生的主要原因有以下几点：

（1）水电快速发展与电力需求增长缓慢不匹配：

在西部大开发及节能减排等国家政策的导向作用下，位于我国水电富集地区的大渡河、红水河、乌江、澜沧江、金沙江等水电基地陆续建成投产，形成了多个巨型梯级水电站群，并具有机组单机容量大、电站装机规模大、机组投产速度快等特点。“十二五”期间，云南省水电装机量新增 3347 万千瓦至 5782 万千瓦，较 2010 年底云南省水电累计装机2435 万千增加 137.5%；四川省水电装机量新增 3869 万千瓦至 6939 万千瓦，较 2010年底四川省水电累计装机 3070 万千瓦增加 126%。

但在水电机组集中投产、容量大幅增长后并没有匹配到同样增速的电力需求增长，2013-2016 年云南省总装机增速分别为 33%、22%、8%、5%，明显高于省内用电量增速 11%、5%、-6%、-1.9%，直到 2017 年云南省内用电增速大幅提升 9%。同样，2013-2016 年四川省总装机增速分别为 14.6%、25.7%、14.7%、10.1%、5.0%，省内用电两增速 4.6%、6.4%、3.4%、-1.1%、5.5%，在 2016 年省内电力需求开始逐步改善。

（2）局部网架薄弱和特高压输送通道能力受限：

一是云南和四川两地部分地区负荷中心网架薄弱，变电容量不足、电网调节能力有限导致供电能力无法满足用户需求，在水电出力较强的汛期仍需火电机组运行来满足供电需求，造成水电弃水出现。二是地方县级供电企业的网架有待加强，除云南、四川电网外，省内还存在独立的地方电网企业和地调小水电，基本上通过 110kV 单回线与主网相联，但随着供电地区经济社会快速发展，供电负荷的增长对 200kV 及以下的输变电工程的需求逐渐增大。三是特高压建设特高压外送通道建设进度较慢，输电通道建设需要与云南、四川水电消纳市场的华中、华东、南方地区共同规划，导致一定程度上的窝电和弃水。

（3）系统调节能源需优化，缺少控制性（调节性）水库电站：

根据国家能源局在 2015 年发布的《水电基地弃水问题驻点四川监管报告》中显示，电网系统调度运行能力不足也是导致水电弃水的原因：一是部分汛期应停机的火电机组仍运行发电；二是电源支撑点火电机组未按最小出力运行；三是在用电负荷低谷时段，需要水电机组调峰弃水。此外，“十二五”期间，云南、四川两地主要发电流域上游缺少控制性（调节性）水库电站，投产电站大多为调节能力较弱的径流式水库。

（4）风电装机规模迅速增长占用部分水电市场空间：

云南省风电装机发展较快，“十二五”期间风电新增 580 万千瓦，仅次于省内水电新增装机，高于火电新增装机，截至 2015 年底累计装机量为 614 万千瓦，考虑到云南省“十二五”期间用电需求增速较低，市场空间有限，在实际系统运行过程中，云南风电装机年利用小时数可达 2200 小时以上，并没有因为弃水情况严重而减少出力，反而占用了部分水电市场空间。

2.3 两方面改善西南地区弃水：增加省内用电市场、增加外送比例

云南省：“十二五”期间，云南省积极协调增加外送电量，推进电力市场价建设，完善输配电价改革，积极参与电力市场交易，在完成政府间框架协议的基础上，通过市场化交易机制增加外送电量，促进水电消纳。同时，云南省积极培育省内用电市场，大力支持工业企业用电需求，以较低的水电价格吸引高铝、硅等高耗能产业落地，全省用电量持续增长态势。

（1）“西电东送”外送通道建设，省内网架逐步完善：

➢ 1993 年向广东输送季节性电能，开始“西电东送”：1991 年 4 月，原国家能源部、国家能源投资集团、广东省人民政府、云南省人民南省人民政府签署了《关于云南省向广东输送季节性电能的协议》明确从 1993 年开始，云南每年汛期向广东提供电力电量支撑，至此拉开了云南省“西电东送”的序幕。1993 年 8 月 3 日，鲁布革—天生桥 220 千伏交流输变电工程顺利投产，云南开始向广东输送季节性电能，正式迈出了“西电东送”的第一步，成为国内“西电东送”起步最早、发展最快的省份。

➢ “西电东送”由小规模、季节性送电，向大规模、全年持续送电转变：1993 年，通过鲁布革电厂向广东输送季节性富余电力 60 万千瓦；“十五”期间，送电规模由 60万千瓦增长到 90 万千瓦；“十一五”期间，送电规模提高至 780 万千瓦；“十二五”期间，糯扎渡、溪洛渡直流投产，送电广东规模达到 1850 万千瓦。十三五”期间，云电外送电量突破 6600 亿千瓦时，是 1993 年至 2015 年送电量总和的 1.5 倍；2020年 6 月 21 日，“西电东送”电量累计突破 1 万亿千瓦时。截至 2023 年 6 月 30 日，累计送电量突破 1.5 万亿千瓦时。

➢ 五省区外送电力市场—广东、广西、上海、浙江、海南：1993 年通过鲁布革电厂开始向广东送电，2010 年通过向家坝电站开始向上海送电，2014 年与广西签订《云电送桂中长期合作框架协议》开始向广西送电，2019 年通过南方电网大平台向海南送电，2022 年白鹤滩电站开始向浙江送电。云南持续努力夯实广东、广西、上海、浙江、海南等五省区外送电力市场，“西电东送”规模全国第一。

➢ 加强省内网架的建设和改造，增强 500 千伏、220 千伏网架供电能力：尤其是提高省内水电外送通道能力，满足丰水期水电全额输送负荷中心的要求；推动各级电网协调发展，提升供电能力，促进水电消纳。省内网架逐步完善，“十五”末期形成“日”字形单环网，“十一五”期间形成围绕滇中和滇东的“品”字型 500 千伏主干网架，“十二五”期间在“品”字型 500 千伏主干网架的基础上形成了“两纵两横一中心”的网架格局，到 2022 年底云南电网已建成“四横三纵一中心”的 500千伏主网架大格局，并与南方电网通过十回直流异步联网运行，安全保障能力和运行水平全面提升。

根据云南省历年电力市场报告统计，2016 年云南省外送电量同比增长 16.4%，“十三五”期间 5 年复合增长率达到 5.83%，总外送电量达到 6600 亿千瓦时，是 1993 年至 2015年送电量总和的 1.5 倍，协议外增送超过 1000 亿千瓦时，为云南省最大程度缓解了弃水压力，为东部省区提供了源源不断的绿色能源。其中，广东省作为云南“西电东送”的主要受端省份，随着特高压外送通道的建设，2016-2020 年送广东电量增速分别为11.7%、11%、12.2%、6%、0.6%的正增长。2023 年云南省外送电量达到 1345 亿千瓦时，其中送广东 1163 亿千瓦时。

“十四五”以来，由于省内电力需求增加、气候因素导致来水情况较差，云南省“十四五”时期电力供需形势为“丰紧枯缺，总体偏紧，存在一定缺口”，2021-2023 年送出电量增速分别 +0.8%、 -2.5%、 -6.4%，增速呈下降趋势。云南省通过持续优化运行调度、加快水电和新能源投产并网、推动火电保持稳发增发、优化西电东送计划安排、充分发挥南方区域大平台余缺互济优势，全力保障省内和西电东送电力供应。

（2）引入光伏硅、电解铝、新能源电池等高耗能产业，增加省内电力需求：

为了解决弃水问题，考虑省外通道建设周期，同时考虑省内经济发展，云南省在“十三五”期间通过优惠电价大量引入高耗能产业，主要包括绿色铝、光伏硅产业，并在“十四五”末期开始引入新能源电池产业，利用得天独厚的绿色能源、先进的电力市场化机制为大工业用户提供低于全国平均水平的用电价格。2024 年前四个月，三个产业对规上工业增速的贡献率达 32.9%，其中，新能源电池产业产值增长 23.7%，硅光伏、绿色铝产业产值分别增长 29.5%、26.4%。2023 年，云南绿色铝、硅光伏产业产值均超过千亿元，新能源电池产业总产值逾 330 亿元。

➢ 光伏硅产业：2016 年，光伏龙头企业隆基绿能与云南省政府签署了战略合作框架协议，合作内容包括在云南建设千亿级单晶硅光伏产业集群，标志着云南省光伏硅产业的正式启动。2017 年 12 月，云南省发布《关于推动水电硅材加工一体化产业发展的实施意见》，依托水电清洁能源优势进一步延伸硅产业链，到 2020 年，全省工业硅总产能达 130 万吨。2022 年 6 月，云南省发布《云南省光伏产业发展三年行动（2022—2024 年）》，目标到 2024 年打造“工业硅—多晶硅—单晶硅—电池片—组件+配套产业+光伏电站”的光伏全产业链，高效电池片产能达 100GW/年以上、高效组件产能达 20GW/年以上。截至 2024 年 5 月底已建成多晶硅产能 5 万吨、单晶硅产能逾 120GW；截至 2024 年 6 月，云南省金属硅产能共计 10.74 万吨，占全国总产能的 19.2%。

➢ 电解铝产业：2018 年，中铝集团与云南省签署了战略合作协议，进一步推动了云南省铝产业的发展，促进了当地铝产业的集群化和绿色低碳发展。2019 年 10 月，山东魏桥创业集团与云南省政府签署了合作共建绿色铝创新产业园的系列协议，标志着山东魏桥创业集团正式入驻云南。2022 年 6 月，云南省发布《云南省绿色铝产业发展三年行动（2022—2024 年）》，目标力争到 2024 年全省铝合金化率达到 90%左右，绿色铝产业链产值力争达到 3500 亿元左右，成为国家重要的铝产业基地。截至 2024 年 6 月，云南省电解铝运行产能达到 568 万吨/年，占全国总产能的 13.1%，在建项目全部建成后电解铝产能将达 800 余万吨/年。

➢ 新能源电池产业：云南拥有丰沃的磷、锂、锰、铜、镍、铝、石墨等新能源电池主要材料资源储量，其中磷、锂、镍储量位居全国前 3。滇中地区锂资源量超过 500万吨，将形成一个世界级的锂资源基地，国家发展改革委已将“滇中锂资源的开发利用及产业链发展”列为鼓励类产业目录；安宁拥有 9.2 亿吨高品位磷矿储量，约占云南省已探明磷矿的 20%；省内镍资源位居全国第三，约占全国镍资源的 9%，主要分布在滇南地区。2022 年 3 月，云南省发布《云南省新能源电池产业发展三年行动计划（2022—2024 年）》，围绕“资源—材料—电芯—电池—应用—回收利用”全生命周期产业链发展，目标到 2024 年形成 100 万吨正极材料、50 万吨负极材料等环节的产能扩产。截至 2024 年 5 月，云南省已建成新能源电池正极材料产能 60 余万吨、负极材料产能 40 余万吨。

（3）云南电力市场化程度高，“电价洼地”的低电价是促进产业的重要因素

作为电力市场改革先行省份，发展至今云南省电力市场化程度非常高，多年来不断扩大市场电量规模和交易机制，发电主体基本涵盖了省内国调、省调、地调等大中小水电站，并参与全年的市场化交易，火电厂、风电场以及光伏电站考虑省内电源出力特性和电力安全保供等因素，根据丰、平、枯三个水期划分不同月份，部分月份可参与市场化交易，其余月份为保障居民电能替代电量。由于云南省电力市场在初期的“市场”性质较强，多年来都没有对水电价格设置限制，电价大部分受电力供需形式决定，“供大于求”使得2016 年市场化交易电价较 2015 年有大幅下降，直到省内弃水问题基本解决、电力供需形势改善，云南省电价才逐渐回升。

2016 年云南省内市场化成交电量为 590 亿千瓦时，同比增长 84.4%，占全省大工业用电量的 85%，占全部用电量的 54%。2019 年是云南省近年来电价洼地，全省市场化结算电价为 0.1725 元/千瓦时，水电市场化结算电价为 0.1652 元/千瓦时，极低的用电成本使得全省用电量快速增长。2016-2023 年市场成交电量复合增长率达到 18.5%，市场化结算电价从 0.1682 元/千瓦时，缓慢增长至 2023 年的 0.2282 元/千瓦时。其中，水电结算电价从 2017 年的 0.1724 元/千瓦时上涨至 0.1987 元/千瓦时。

四川省：四川省并没有像云南省一样，弃水问题基本在“十二五”期间解决，并且解决路径中没有采取云南省高度市场化的超低电价策略，但四川省也同样通过“西电东送”的外送通道的不断建设外送富裕水电，并推动省内水电消纳示范区，利用电价优惠引入大数据、多晶硅、新型电池、电制氢等高载能产业，成渝地区双城经济圈建设也促进水电及后续增量新能源的消纳。

（1） “西电东送”及川渝地区外送通道建设，省内网架逐步完善：

➢ 2002 年起向上海、浙江输送电力：2002 年四川电网成功实现与华中、华东电网的联网运行，第一次实现川电东送，四川水电进入跨区、跨省优化资源配置的新阶段。

➢ 西北—华北直流联网工程：2010 年 4 月底，德阳—宝鸡±500 千伏直流输变电工程双极投运，是华中电网（四川）与西北电网首条直流跨区联网枢纽工程。

➢ 川藏联网工程：2014 年 11 月，川藏电力联网工程乡城-昌都投运，彻底解决了西藏昌都和四川甘孜南部地区严重缺电和无电的问题，使西藏昌都电网告别孤网运行的历史。2023 年 4 月，四川新增 1 条巴塘-澜沧江输电线路，川藏电网间输电通道增加至 3 回，四川、西藏电网间互通互济能力提高 1 倍。

➢ 川渝输电通道工程:“十三五”前期，建成投产川渝电网 500 千伏第三条输电通道工程，川渝之间现有 6 回 500 千伏输电通道（洪沟-板桥、黄岩-万县、资阳-铜梁），另有两条川渝特高压交流工程分别在 2022、2024 年开工建设，将提升甘孜、阿坝至省内负荷中心输电能力。

➢ 特高压直流线路已建成 6 条：随着白鹤滩、乌东德大容量水电站投产，四川地区围绕金沙江下游、雅砻江中游两条流域的水电外送通道也基本同步投运，集中在2021-2022 年投产了 3 条特高压直流工程，消纳市场主要为华东地区。金上—湖北特高压工程项目于 2023 年 2 月开工，汇集金沙江上游的水电和新能源，接入华中特高压交流骨干网架。

根据四川电力市场运营报告统计，2017 年四川省外送电量同比增长 7.97%，外送电量占全省水电发电量的 50%左右。随着雅砻江中游、金沙江下游大型水电站投产及配套外送通道投运，2022 年外送电量有明显增长 16.2%，较 2021 年增加 222 亿千瓦时，由于水电站产能逐步释放，2023 年外送电量同比增长 4.1%。目前四川省内大渡河上游（阿坝、甘孜地区）仍有部分在建水电站，两条在建川渝特高压工程有望解决该地区局部断面问题，预留新增水电和新能源外送电量空间。

（2）建设四川水电消纳产业示范区，引入电解铝、大数据、多晶硅等绿色高载能产业。

2019 年，四川省面对水电价格优势不明显以及丰水期弃水等问题，出台了《四川省水电消纳产业示范区建设实施方案》、《关于落实精准电价政策支持特色产业发展有关事项的通知》，在 6 个弃水严重的电源点（甘孜州、攀枝花市、雅安市、乐山市、凉山州、阿坝州）就近开展水电消纳产业示范区建设试点，探索以专线供电方式较大幅度降低上网侧电价和输配环节电价，实现示范区内整体电价水平明显下降。重点支持乐山多晶硅、广元电解铝、雅安大数据、遂宁锂电、攀西钒钛等发展，2019 年享受精准电价政策支持的特色产业相关企业用电每度可享受 0.21-0.31 元的优惠，到户电价可降 34%-50%左右。

（3）电力交易机制充分考虑电源发电特性，保障省内用电价格稳定

四川省水电电价由“标杆水电电价”、“水期上下浮动范围”、“市场交易上下限”三个要素构成，大部分水电电量参与市场化交易，少量优先发电电量按照独立批复电价或分类标杆电价执行。电力市场化以来，四川省对大部分电源交易品种设置上下限，对非水部分（火电、新能源等）进入市场交易的比例保持逐步放开的节奏，并设置基准价以保证电价交易中枢在合理范围内。

2017 年四川省省内全年交易均价 0.2789 元/千瓦时，到 2020 年省内市场化结算电价为0.236 元/千瓦时（2017-2020 年口径为全电源品种，包括水火风光），四川省用电成本一直处于稳定下降。2021 年到2023 年水电省内结算市场化交易电价分别为0.219、0.233、0.226 元/千瓦时，即使部分月份因水情较差导致缺电情况频发，省内用电成本依然稳定在较低水平。

2.4 西南地区水电消纳问题对绿电消纳的启示

基于西南地区水电消纳历史过程和解决途径可以看到，由于“十二五”和“十三五”期间大型水电机组密集投产，电源和用电需求增长不匹配引起严重的弃水问题，逐渐通过省内外电力输送通道建设以及提升本地电力消纳能力改善，水电低电价优势也成为促进其消纳的核心因素。当前，新能源机组大幅增长带来的弃风弃光率增加与水电发展有相似之处，绿电消纳改善需要等待输配电网建设提速至与电源投资建设相匹配，同时随着度电成本的下降，绿电较低的电价优势也将逐步体现，使得用电侧资源向其倾斜。但不同之处在于，新能源与水电的调节需求不同，水电调节需求周期更长，单机组容量更小的风光机组则需要较短周期的调节能力，水电、火电等稳定性电源以及储能需要满足绿电的调节需求。因此，我们认为通道建设、电力需求、系统调节能力是改善绿电消纳的三个重要方向。

风险提示：宏观经济下行风险、政策执行情况不及预期、用电量需求下滑、装机量不及预期、来水/风不及预期、绿电市场电价不及预期。