水电像一根强有力的杠杆，撬动更多的新能源开发。“一般常规水电可配套开发相当于自身装机规模1倍至1.5倍的新能源，抽水蓄能可将这一数值提升到3倍至4倍。”

今年迎峰度夏期间，雅砻江两河口水电站将通过补偿调节，惠及下游多座水电站。

雅砻江柯拉光伏电站全力冲刺投产发电目标。

(资料图)

相较于“沙戈荒”风光大基地主要依靠煤电作为调节电源，水风光一体化是一种更为清洁的可再生能源规模化开发方式。今年6月份，世界最大的水光互补电站将在水能和风光资源富集的雅砻江中游区域并网发电。水风光一体化开发能发挥多大综合效益？如何科学有序推进水风光一体化建设？记者近日走进雅砻江流域寻找答案。

新能源开发消纳有新解法

在海拔4600米的川西高原上，上百万块光伏板迎着太阳发出耀眼的光芒。今年6月份，这个位于四川省甘孜州雅江县柯拉乡的光伏电站，将通过输电线路接入不远处的雅砻江两河口水电站，实现光伏和水电“打捆”送出，首次将全球“水光互补”项目规模提升到百万千瓦级，以满足日益增长的用电需要。

“今年6月份至10月份是迎峰度夏关键时期，如果加上即将投产的柯拉光伏、腊巴山风电等新能源发电，创新开展雅砻江两河口—柯拉水光互补调度运行，同期发电量预计还将再增加9亿千瓦时，雅砻江流域清洁电力保供能力将超过500亿千瓦时。这个电量足够1600万个家庭全年使用。”面对即将到来的夏季用电高峰，国投集团雅砻江公司集控中心副主任魏鹏显得更有信心。

水风光一体化建设的推进，有望进一步增强可再生能源保供能力和能源绿色低碳转型动力。风电、光伏靠天吃饭，具有随机性、间歇性和波动性。风电一般呈现白天出力小、夜晚出力大，冬春秋季出力大、夏季出力小的特点；光伏则白天出力大夜晚无出力。新能源发电大规模接入电网，会对电网安全造成冲击。而水电，尤其是具有年调节大水库的电站，通过优化调度和水电机组快速灵活调节，可将随机波动的风电、光伏发电调整为平滑、稳定的优质电源，有效破解风能、太阳能开发难题。

国投集团雅砻江公司两河口管理局局长王金国介绍，拿柯拉水光互补项目来说，两河口水电站的水轮发电机组可以根据光伏电站出力变化，实时调整，将水电和光伏发电“捆绑”在一起，形成稳定的电力接入电网。两河口水电站拥有四川省最大的水库，可以把自上游来的水都存在水库里，想发多少电就放多少水，平抑光伏电站发电功率的波动。

水电像一根强有力的杠杆，撬动更多的新能源开发。“一般常规水电可配套开发相当于自身装机规模1倍至1.5倍的新能源，抽水蓄能可将这一数值提升到3倍至4倍。”国投集团雅砻江公司总经理郭绪元说，雅砻江干流常规水电技术可开发容量约3000万千瓦，水库总库容大，抽水蓄能站点众多，调节性能优异，流域光伏风电资源丰富，可形成总规模超1亿千瓦的水风光互补绿色清洁可再生能源示范基地。

水风光一体化开发还可提高已有输电通道利用率，促进电网电源同步规划建设。国投集团雅砻江公司战略发展部主任周永表示，雅砻江流域已建水电项目配套建设了特高压输电通道，可利用通道富余容量带动周边新能源开发，大幅提高输电通道利用率，减少建设成本。同时，基地内新建水电、抽蓄项目可推动新输电通道建设，破解制约风光新能源开发的送出消纳难题。

2023年4月份，国家能源局印发的《2023年能源工作指导意见》提出，推动主要流域水风光一体化规划，建设雅砻江、金沙江上游等流域水风光一体化示范基地。专家表示，以社会成本最优模式开发雅砻江流域风光新能源，可以更好地协同网源建设，实现全流域水风光一体化优化调度，并为全国主要流域水风光一体化开发建设提供可借鉴、可复制、可推广的经验。

选择条件合适流域优先开发

目前，水风光一体化示范基地尚处于探索阶段。早在2015年，装机85万千瓦的龙羊峡水光互补光伏电站全部建成并网发电。2016年11月份，通过该电站实现了青海清洁能源首次跨区外销。

有了龙羊峡的范本，不少流域都打起了水风光互补发展的主意。但直到2022年7月份雅砻江水光互补项目——柯拉光伏电站开工，才再次刷新了水光互补电站规模的世界纪录。

以此为起点，雅砻江流域水风光一体化建设开始提速。去年11月份，装机117万千瓦的凉山州扎拉山光伏电站取得备案。12月份，装机120万千瓦的两河口混合式抽水蓄能项目开工建设，这是全球最大的混合式抽水蓄能项目，也是全国大型清洁能源基地中首个开工的混蓄项目。项目的开工建设，对水风光一体化综合开发具有示范效应。

水风光一体化开发，水电是载体。围绕水能开发，我国规划了包括金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、怒江、乌江、长江上游、黄河上游等在内的13大水电基地。

诸多基地中如何选择合适的流域优先开发？“水风光一体化的实质，是将流域水电基地升级改造为流域可再生能源综合基地。”一位业内人士告诉记者，首先流域范围内风光等新能源资源要丰富，且地形条件好、场址分布集中；其次流域调节能力要强，且规划新建水电项目较多。对于流域调节能力，主要看水库调节库容和抽水蓄能规模。如果两个条件都具备，就适合先期开展水风光一体化建设。比如雅砻江、澜沧江、金沙江上游等都可作为先期示范。

为适应水风光一体化开发，新建水电站在规划时也要作出相应调整。王金国表示，要重新对规划水电站的装机容量进行深化研究论证，通过优化水电站装机容量来提升调节能力和电力支撑能力，带动更多新能源开发。同时，要研发互补调节性能强、安全稳定性更好的水电机组。

对于已建成的水电站，又该如何挖掘调节潜力？“二滩水电站目前发电利用小时数已经接近6000小时，对于电网来说互补调节空间减少了。”国投集团雅砻江公司二滩水力发电厂副厂长战永胜说，为配合新能源开发，如果能适时进行扩容改造，就可以提高新能源互补的比重，且对电网的灵活性、安全性、可靠性作出更大贡献。“不过扩机将增加电站建设运行成本，需要国家出台电价政策给予支持。”

新能源资源配置问题待解

一滴水发18次电，这不是科幻故事。

作为西南地区建成的大型“龙头水库”，总库容超过100亿立方米的两河口水库可以在汛期将上游的洪水储存起来，在枯水期放水发电。在两河口水电站下游，雅砻江、金沙江和长江干流上共有18座水电站。通过两河口超级水库的补水发电，这些水可惠及两河口及下游所有水电站，相当于两河口水电站汛期拦蓄的每一滴水，都可以保留到在枯水期发电18次，这就极大增强了流域水电的调蓄能力，可以为整个区域内风光新能源电站提供互补调节。

不过，受制于征地移民、收益分配和电价机制等因素，我国龙头水库建设速度较为滞后，在一定程度上影响了水风光一体化综合效益的发挥。王金国透露，西南其余水电基地的龙头水库都没有建成，由于坝高库大，龙头水库投资额巨大，从单一工程建设角度看经济性较差。需要出台补偿机制等支持政策。

新能源资源配置分散化是水风光一体化的另一大堵点。当前，风电、光伏项目开发建设分保障性规模、市场化规模两类，每年新能源新增装机以保障性规模为主。纳入保障性规模的项目，采用竞争性配置，由电网企业承担消纳任务。业内人士透露，考虑到竞争性配置要求，各省市会将新能源指标分拆成很多个小项目，呈现出破碎化开发的局面。由于电站业主众多，开发进度、开发效率、开发质量等都较难控制。

“最大的困难在于新能源资源分配政策。”国投集团雅砻江公司新能源局局长高鹏说，现在风电光伏资源采取市场化配置，各家企业对于新能源资源的争夺非常激烈，大幅增加了水风光一体化开发的难度。目前，“沙戈荒”大基地多由单一主体牵头统筹、多家企业合作共同开发，取得了良好成效，希望在水风光一体化基地开发中也能探索类似形式。

联合调度问题也是水风光一体化的制约因素。随着风光等新能源大量投产，电力能源结构发生了巨大的变化。目前水风光协同运行没有成熟的模式可以借鉴，除了雅砻江外，其余流域中水电站呈现多元业主开发局面，调度协调、信息共享存在困难，如何结合当前能源结构、用电形势，优化开展梯级水库联合调度，最大化发挥水风光一体化运行效益，仍面临较大的挑战。

专家表示，水风光一体化建设不仅需要国家层面政策引领、统一规划，也需要地方和电网公司分别在风光资源获取、水风光一体化调度管理方面给予支持，以便更好地支撑水风光一体化运行实践，探索可复制的一体化运行模式，推动全面发挥不同清洁能源的协同作用，助力早日实现“双碳”目标。

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