2022年12月1日四川省人民政府印发了《四川省电源电网发展规划（2022—2025年）》。

  出台的背景文件中原线 月四川面临历史同期最高极端高温、最少降雨量、最高电力 负荷的“三最” 叠加局面，电力保供遭遇严峻挑战，暴露出我省电力系统存在突出短板弱项。”

  按照省委、省政府安排部署编制本规划明确我省电源电网建设总体要求、主要任务、重大工程、改革举措 规划期为 ２０２２—２０２５ 年展望至 ２０３５ 年。

  1、 电源多能互补性不强，全省装机总量中水电78%、风光6%、起兜底的火电仅16%。（目标水火风光占比从77.8%、15.9%、4.6%、1.7%调整为64.1%、16.6%、6.0%、13.3%）

  2、 省调水电机组中径流式电站占66.4%，季以上调节能力的水库电站仅33.6%，“丰余枯缺”矛盾十分突出。（省调机组季以上调节能力电站达40座，装机2392万千瓦，新建成气电项目装机容量850 万千瓦以上，抽水蓄能12个，光伏风电基地加快建设。）

  3、 天然气资源优势未得到充分发挥气电建设缓慢。受资源禀赋和运输通道制约煤电装机占比持续降低，极端情况火电不给力。

  4、 电网互联互济能力不够。金沙江、雅砻江水电基地远离负荷中心，但攀西输电能力不够，紧急状况难以保障省内用电。同时现存电网不能有效延伸到新能源富集啲、负荷中芯主网架亟待加快建设、跨省电力互济通道少。（建成1000千伏特高压交流输变电工程，完成攀西电网优化工程，实现四川主网架提档升级，新增甘孜、阿坝、攀西地区电源汇集输送能力1300万千瓦。加快立体环网建设，新增供电能力2000万千瓦以上）

  5、 加快电力建设的体制机制不健全。能源资源配置的激励作用尚未充分的发挥，能源企业建设顶峰兜底电源积极性不高。（新能源资源配置激励作用充分的发挥，体现顶峰兜底电源调节作用的“两部制”电价机制建立完整，能企投资积极性激发）

  6、 流域上下游利益共享机制尚未建立。上游龙头水库电站建设经营成本高，下游梯级电站增发效益未合理补偿龙头水库电站建设经营成本。对资源地的补偿机制还不健全省际间未按“ 谁受益谁承担” 原则形成合理的外送电价格，开发企业对阿坝、甘孜、凉山等资源地的支持力度还需加大。（流域上下游补偿机制试点基本完成，龙头水库电站作用更好地发挥。这个能看徐小刀的视频《一滴水利用18遍，它凭空创造了340亿度电》。）

  文件中预测到 2025年四川省最大用电负荷为8900 万千瓦、全社会用电量为4870 亿千瓦时年均增速分别为9.7％ 、10.4%。

  1、推进以金沙江、雅砻江、 大渡河“三江” 为重点的水电开发优先建设季调节、年调节和多年调节能力水库电站，推动金沙江叶巴滩、大渡河双江口等水电站投产发电，以及金沙江拉哇、雅砻江孟底沟、大渡河巴拉等水电站，加快建设支持存量水电机组技改扩容。利用常规水电站、水利水库建设抽水蓄能电站，快速推进两河口混合式等抽水蓄能项目建设提升电力系统调节能力。

  2、提升风光等新能源补充功能。加快建设金沙江、雅砻江、大渡河中上游水风光一体化可再次生产的能源综合开发基地，推动风光资源在省内更大范围优化利用。到 2025 年全省光伏发电、风电装机分别新增 2004万千瓦、473 万千瓦，分别达2200 万千瓦、1000 万千瓦以上。

  4、发挥新型储能灵活调节作用。对新增风电、光伏发电项目，原则上按不低于装机容量 10％ 、储能时长 2 小时之后，配置新型储能设施，为电源顶峰提供备份，到 2025 年力争全省新型储能规模达200 万千瓦以上。

  1、围绕“上得去”提升电源侧汇集能力，建成投产甘孜特高压变电站配套、两河口水风光互补等 500千伏汇集工程和巴塘、双江口等 500千伏水电站送出工程，加快建设甘南、红原等500千伏汇集工程。

  2、围绕“送得出” 拓展至省内负荷中心输电通道。加快建设川渝特高压交流网架，推进甘孜、阿坝、攀西等电源基地至省内负荷中心特高压交流工程尽早建成投用。推动 1000千伏特高压交流电网向北、向西延伸完善拓展川渝特高压交流环网。

  3、围绕“进得来” 加快外电入川通道建设。突出与西北省份火风光电源、西 藏地区水光电源的互补性，规划建设陇电入川、藏电入川、疆电入川特高压直流工程，提高四川电网与西北电网、西藏电网互通水平 和互济能力。

  1、建立推动多能互补的新能源配置激励机制。优先向顶峰兜底电源配置风光资源，实现多能互补、联营开发，加快建立激励制，推动调节能力水库电站水风光一体化建设、“火电＋新能源”配套开发、“油气公司参与天然气发电＋新能源”开发、“电力资源留川＋新能源”配置以及按照项目建设进度配置资源，提高能源企业建设顶峰兜底电源积极性。

  2、创新促进龙头水库开发的上下游利益共享机制。鼓励建设大库容、高调节性能的龙头水库电站，研究建立上游龙头水库电站与下游梯级电站利益共享机制，促进流域水电资源有效开发，按照“谁受益、谁补偿” 原则，考虑下游梯级电站增发收益，制定对龙头水库电站的补偿标准，合理分担龙头水库电站建设经营成本。率先在雅砻江流域开展试点，推进两河口水电站与下游梯级水电站建立补偿机制，形成可复制可推广的经验。（《一滴水利用18遍，它凭空创造了340亿度电》）

  3、健全有利于顶峰兜底电源建设运营的电价形成机制。深化电源侧电价市场化改革，持续推进输配电价改革，构建主要由市场决定电价的机制。研究建立火电、龙头水库电站“两部制” 电价机制，合理确定容量电价和电量电价，推动省外用户和省内用户共同分担，疏导项目建设成本、体现调峰备用价值。落实抽水蓄能项目“两部制”电价政策。

  《规划》明确突出电网贯通“发输配用”全过程的纽带作用，强化负荷中心间、流域间、省际间互联互济。

  作为省内用电负荷中心，成都将有望在2025年前建成投产，2025年前建成投产甘孜-天府南-成都东、阿坝-成都东两条1000千伏特高压输电通道特高压交流输变电工程。

  简单小结：一是完善电网输送通道建设，二是完善激励机制，新能源资源配置激励、“ 两部制” 电价机制，激发能企投资积极性，以及流域上下游补偿机制。三是优先季调年调电站建设以及利用现有水库建设抽水蓄能电站，四是加快水风光一体化基地建设

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