针对短板，四川已重新编制电源电网规划，谋划了超过7600亿元的电源电网项目，加快构建全省更加安全可靠的电力系统。

记者近日获悉，我国西南地区首个特高压交流工程——川渝特高压交流工程（甘孜-天府南-成都东、天府南-铜梁1000千伏交流工程）目前正加紧推进，将于2月9日开启节后全面复工。作为构建西南特高压交流骨干网架的起步工程，其连接四川、重庆电源和负荷中心，计划2025年夏季高峰前投运。

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值得注意的是，该工程也是继2022年夏季川渝地区经历限电考验后，四川提前实施的电源电网重点项目，对保障区域能源安全意义重大。“我们的目标是变坏事为好事，确保未来几十年四川不再有这样的缺电之痛。” 四川省省长黄强日前在四川省第十四届人民代表大会第一次会议上表示，针对短板，四川已重新编制电源电网规划，谋划了超过7600亿元的电源电网项目，加快构建全省更加安全可靠的电力系统。

电力系统短板暴露

欲从根本上解决用电之困，先要抓住核心痛点。客观来看，2022年夏季最高气温、最少来水及最大用电负荷共同导致电力供应形势严峻，背后实则暴露出四川电力系统存在的短板弱项。

“当时，四川天然来水日发电量由同期约9亿千瓦时降至4.5亿千瓦时，发电能力近乎腰斩，全省供电支撑能力大幅下降。即便如此，四川仍需向外输送水电。作为‘西电东送’工程重要输出端，四川的大型水电站均由国家统筹安排开发和消纳，并非四川优先消纳、多余电量外送。”重庆社会科学院副院长王胜认为，危机拉响了四川能源供给单一且应急储备不足的警报。

王胜举例，四川6000万千瓦及以上水电设备容量占全省发电设备容量的77.8%，火电设备容量仅占约15%。装机结构比例失衡，造成发电结构受水电影响较大。“水电减、火电凑。比如8月13日四川连夜从外省屯煤215万吨，几乎是往年同期的2倍，但电荒储煤又导致电煤及运输费用大涨，与基准电价倒挂。”

国网四川省电力公司董事长谭洪恩注意到了局部供应缺口。“近年来，城市中心区域负荷增速远高于电网建设速度，在供电高峰时期局部设备重过载、供应硬缺口等问题较为突出。去年度夏期间，全省110千伏及以上主变重过载776台，配变重过载共计15485台，10千伏重过载线路1980条；成都、天府、眉山等六个地区电网，均存在不同程度的局部硬缺口，其中大成都电网平均缺口约270万千瓦，眉山、遂宁、内江、泸州等合计75万千瓦。”

另据了解，四川本地电网还存在互联互济能力不足。比如，金沙江、雅砻江水电基地远离负荷中心，向省内负荷中心送电需通过攀西断面，而后者输电能力仅为850万千瓦，即便满负荷运转，也无法将下网电量全部送达。

加快建设重点电力工程

为填补缺口，四川将多个重点电力项目提上日程。黄强介绍，除川渝特高压交流工程外，四川还开建了雅砻江两河口混合式抽水蓄能项目、世界最大水光互补项目柯拉光伏电站，抓紧推进全国最大的“水资源配置+抽水蓄能+新能源开发”三结合等项目。根据工作安排，四川将加快《四川省电源电网发展规划（2022-2025年）》落地，用好电力建设利益补偿和激励政策，大力推进水风光重大能源项目建设，比例化统筹配置新型储能，力争今年电力装机规模达到1.3亿千瓦。

谭洪恩透露，下一步将加速推动金上-湖北特高压直流和阿坝-成都东特高压工程，实现四川电网提档升级。“‘十四五’期间，全省电网发展规划投资预计将达1800亿元，建设500千伏及以上电网工程87项，构建三送端（阿坝、甘孜、攀西）三受端（川北、成都、川南）特高压交流通省内、八直十交联省外的电网格局，建设成都负荷中心和川南片区两个立体双环网，满足我省未来约2.5亿千瓦清洁能源送出消纳、1.4亿千瓦用电需求，并将大水电留川、省外来电能力分别提升770万千瓦、2400万千瓦。简而言之，就是要构建一条上得去、送得出、进得来、接得住、下得了、用得上的坚强电网。”

有四川当地人士也告诉记者，综合研判显示，2025年四川最大用电负荷或超8900万千瓦，较2020年增长10.5%；全社会用电量预计为4870亿千瓦时，年均增速达到10.4%。“为此，全省需建成具备较强抗风险能力的电力系统。水电、火电、风电及光伏发电占比，规划从目前77.8%、15.9%、4.6%和1.7%，调整为2025年的64.1%、16.6%、6.0%和13.3%，进一步增强电源多能互补、水火互济能力。”

布局储能或解短时困难

项目建设尚需周期，在其投运之前，四川如何避免再陷入短时困境？

“事实上，不能苛求电力系统可以扛住几十年一遇的天灾，如果扛得住，说明很多设备几十年才用上一次，这是非常昂贵的，世界上没有哪个国家可以做到。我们应该做到的是，即便在缺电情况下也可以保住民生供电。”电力行业专家陈愚直言。

谭洪恩也表示，这两年电力保供仍面临严峻形式。一方面，新能源装机持续快速增加，必将带来更多调节需求。另一方面，四川用电负荷峰谷差逐年增加，2022年已占最大用电负荷的28%，真正具有主动调节能力的用电负荷占比却不足1%，较中东部省份5%的比重有较大差距，主动调节能力明显不足。

谭洪恩提出，当前应加快推进各类储能设施建设，为电网提供应对极端气候、中长期电力缺额的跨季储能能力。“新型储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，可在源网荷三侧广泛快速应用。其中，电源侧配置新型储能将增强新能源出力的确定性，提升新能源消纳利用水平及顶峰兜底能力，电网侧关键节点配置新型储能可以起到一定的替代作用，用电负荷侧配置新型储能则发挥削峰填谷等综合作用。”

“电力系统需要年度、季度、月度、日、旋转备用等多维度的调节，而目前的储能调节能力也就几个小时，只是小时级、不完全日调节备用，因此还需配套长周期储能技术。”陈愚强调。

王胜提醒，安全可控不止是能源供给，还有能源设施、应急防范等方面。“基础设施上，加强新材料、新技术成熟运用，包括布局规划、智慧管理、联防联控机制及风险隐患治理等。网络设施上，能源安全防护体系更完善，网络安全监测防范技术成熟。智慧技术成熟运用于隐患排查治理中，自然灾害、极端天气预测和防护能力显著提升，能源应急防护体系逐步成熟。”