四川省电力工业现状

目前，四川电网已形成初具规模的110kV、220kV、500kV主网系统，按供电区域可划分成5个地区，即川西供电区(包括成都市、广元市、绵阳市、德阳市、乐山市、雅安地区)、川南供电区(包括内江、遂宁、自贡、宜宾和泸州等县市)、川东供电区(包括南充、巴中、达县、广安等县市)、攀西供电区(包括攀枝花市、凉山州)、川西北地区(阿坝州、甘孜州)。

截至2010年底，四川省总装机容量43272.5MW，其中水电装机容量30881.5MW，占71.37%，火电、气电及新能源装机容量12391MW，占28.63%。

2010年全社会用电量1549亿kW·h，全省最大发电负荷为27000MW。

截至2010年底，四川电网拥有±800kV直流换流站1座，变电容量0万kVA，建成投运±800kV直流输电线路2条；±500kV直流换流站1座，变电容量300万kVA，建成投运±500kV直流输电线路2条；500kV变电站25座，主变压器45台，总变电容量3575万kVA，输电线路79条，共7851.75km(产权长度)；220kV变电站153座(含用户站20座)，开关站4座，主变压器294台(含用户变56台)，总变电容量35.8万kVA(含用户变容量456.8万kVA)，输电线路474条，220kV线路全长14360.95km。

四川电网目前存在的主要问题：一是发电、输电和配电结构矛盾突出，电网发展滞后于电源建设，网架结构薄弱、输电能力不足、城乡配电网建设滞后，制约了用电的合理增长。二是电源结构不尽合理，已建成水电站中达到季调节能力以上的较少，由于大部分电站的调节能力差，导致系统水电群丰、枯期出力变幅较大，给电网运行带来很大困难，且电网中小机组仍然较多。三是电网(特别是高等级电压电网)薄弱，仅大量建设220kV输电线路难以满足要求。500kV电网建设虽然起步较晚，但目前已经初具雏形，网架结构薄弱，稳定水平较低，影响供电范围的扩大和电网运行可靠性。

电力需求及电力市场空间初步分析

根据四川省经济增长和用电需求的关系，预测2015年全社会用电量1918亿kW·h，最大负荷33190MW；2020年全社会用电量2448亿kW·h，最大负荷42460MW。

我国地域辽阔、资源丰富，但资源分布与地区经济发展极不均衡。能源资源区域分布特点是“西丰东贫，西水北煤”；从区域经济发展水平来看，东部沿海地区经济发展较快，而西部地区的经济实力、发展水平较弱，人均耗能量、耗电量都远低于全国平均水平。因此，实施西电东送，已成为我国能源发展战略的重要组成部分。

根据近年来国家电力公司及国家计委()开展的《川电外送规划研究》(国家电力公司电力规划设计总院，2002年1月)、《中部(四川)西电东送规划调研报告》(国家电力公司中部(四川)西电东送规划调研课题组，2002年8月)、中国未来30年水电发展在西部大开发中的战略地位研究子课题《中部电网西电东送规划研究分报告》(国家电力公司水电水利规划设计总院，2002年8月)、《西部水电基地开发和外送能力研究》(中国水电顾问集团，2006年12月)等研究结论，四川是国家实施“西电东送”中部通道的送电端。初步规划2015年，川电外送规模达到22400MW；2020年以后将达到25000MW以上，外送方向包括重庆、华中(四省)和华东地区。

因此，四川电力发展目标不仅要满足四川自身负荷需求，还要满足川电外送容量和电量要求，说明四川未来电力市场将更加开放、涉及地域范围更广、电源建设的任务也更重。

根据《四川省能源第十一个五年规划及2020年远景目标》(2006年12月)以及负荷发展趋势预测，四川省电网2020年最大负荷42460MW，计入事故负荷及检修备用容量后，需要装机容量55200MW。2009年全省装机容量38720MW，计入目前四川省在建的深溪沟(660MW)、宁朗(114MW)、宝兴(195MW)、瀑布沟(3600MW)、娘拥(93MW)、江边(330MW)、锦屏一级(3600MW)、二级(4800MW)和官地(2400MW)、杂谷脑河梯级(267MW)、嘉陵江梯级(760MW)等水电项目容量16819MW，再考虑已批准开工的撒多(210MW)、九龙河干支流梯级(359MW)以及新增火电5150MW，并扣除2020年前逐步退役、关停的小火电容量2200MW后，并考虑川电外送规划的25000MW外送容量及川渝与西北联网最终规模3000MW等因素，则市场空间较大。四川省电力市场空间分析见表2-1。

四川省电力市场空间分析表

表2-1                                                             单位：MW