2024年落幕之际，四川电力市场风波不断。

先是售电公司指责交易中心违反市场规则，购入大量高价电力，导致售电公司结算电费增加或延迟结算，进而造成损失，后是监管机构对电力交易中心进行约谈。

风波背后的导火索是什么呢?

据《财新》报道，在四川电力市场，水电和火电上网电价差距近三倍，四川电力交易中心因试图通过调整水火电结算比例方式，疏导此前购入的大量高价电成本。

那么，四川为何会购入大量高价电力呢?

舍近求远为哪般?

众所周知，四川是水电装机大省。数据显示，四川水电装机容量已超过四个三峡大坝，全国每100度水电中有28度来自四川。

不过，四川水电产业的繁荣背后，也长期存在着“弃水”问题。自2016年以来，四川每年因“弃水”浪费的电量高达百亿千瓦时。2024年7月的数据显示，四川省当月调装机的弃水电量高达33.7亿千瓦时。

与此同时，2024年四川来水高峰与用电负荷高峰出现明显的错位，电力保供形势严峻。2023年四川冬季外购电量首次突破百亿千瓦时，2024年11月四川外购电量同比上升107.69%。

四川电力交易中心总交易师张勇林在接受采访时表示：“过去丰水期的主要任务是通过组织外送来解决四川的富余水电消纳问题，但是，随着近年来省内用电负荷的快速增长，丰水期外购已成为解决迎峰度夏高峰时段电力、电量缺口的重要手段。”

严峻的保供需求甚至让电力交易中心“舍近求远”。为应对夏季高峰负荷，2023年四川首次跨越4个区域电网将2000多公里外的“东北电”引入。

对“舍近求远”的举动，彼时的张勇林曾解释说：“四川过去买电，从西北买得比较多，原因在于西北距离四川近，且新能源富集，电力富余量较多。但今年情况有些特殊。全国电力需求都比较旺盛，大家都到西北买电，造成外购电难度加大。而且西北的电源以新能源为主，白天富余，晚上买不到。如何满足四川19时至22时的晚高峰用电需求，成为摆在面前的一道难题。”“我们到全国各地寻找能够在夜间为四川供电的区域”，张勇林说。

碳索储能网了解到，电力保供的严峻形势也与川电外送任务的逐步增加有关。川电外送的硬性指标使得电量需在全国范围内统筹分配，省内省外均有固定的分配比例。预计到2025年，四川最大外送电力将达到6660万千瓦，水电送与留的矛盾仍待解决。

另外，鉴于四川电力在丰水期发电侧低价售电，集中交易价格长时间紧贴“地板价”;用电负荷高峰时又需外购“高价”电来保供，由此也酿成了开篇提及的风波。

那么，四川如何才能破局呢?

开源设储两难自解

2024年12月31日，四川省发改委、四川省能源局、国家能源局四川监管办公室又联合印发了《四川省2025年省内电力市场交易总体方案》(以下简称“方案”)。方案明确提出取消非水电量打捆购入方式，常规直购用户市场交易电价不再含打捆非水电量部分。

至此，开篇提及的风波也有了解决办法。不过，需要注意的是，四川的用电缺口依然存在。据重庆市发改委相关负责人透露：预计2025年成都地区的电力缺口约为500万千瓦，而2027年底成都地区新型储能装机规模200万千瓦的目标一旦实现，将有效缓解当地电力缺口。

显而易见，四川仍需解决电网保供的问题。那么，该问题又该如何解决呢?

归根结底讲，还得靠“源网荷储一体化”的新型电力系统。碳索储能网认为，面对不断增长的用电负荷，四川除要寄希望于大基地运来的“西电”、外电外，还需快马加鞭的推进省内分布式风光项目及新型储能项目的建设力度。

目前来看，四川就解决相关问题已颁布多项政策，并取得不错的成绩。2024年8月召开的“兴隆湖能源电力高峰对话——四川新型能源体系规划与高质量发展”专题活动中，国网四川省电力公司总经理徐嘉龙表示，目前四川省风光新能源装机1584万千瓦。预计2025年和2030年新能源装机将分别达到3200万千瓦和8200万千瓦，全省进入风光并网投运年新增约1000万千瓦的高速发展阶段。

碳索储能网注意到，在持续开源的同时，储能削峰填谷的价值也获得重视。2024年12月1日，四川省发改委发布了《关于加快推动新型储能项目建设的通知(征求意见稿)》。文件明确提出，到2027年底，全省新型储能装机规模将达到500万千瓦，其中成都电网侧新型储能装机规模不低于200万千瓦。

文件发布不久，四川华电宜宾三江新区100兆瓦/200兆瓦时储能项目便宣布投运，成为省内首个正式投运的新型储能示范项目。2024年12月29日，大唐雅安电力开发有限公司承建的宜宾市叙州区的100兆瓦/200兆瓦时储能项目也投入运行。

在碳索储能网看来，随着四川规划的风光新能源项目逐步投运，配套的新型储能电站逐步落成，四川省的用能矛盾亦有望得到缓和。而水电和火电上网电价差距悬殊的问题，则有望随水火风光同台竞争政策的出台、以及新型储能装机的提升得到解决。

参考信源：新华网、财新、封面新闻