去年11月24日，云南和四川两省都开了能源工作会议，主题也都差不多：缺电，要想办法解决，加快调结构，尽量不要影响生产。
云南这边，领导用了一句话来形容云南能源所面临的情况，和最近两年的房地产一样样的：
供需形势发生根本性变化。
缺电发生在其他省倒正常，但放在四川和云南两个水电大省上，那就得多看两眼了。就好比华为不说自己遥遥领先一样，显得不科学。
针对电解铝、黄磷、铅锌这些耗电大户，去年云南大规模拉闸的事还在印象里，2024年的情况看来也不宽裕。
那么，今年会有多缺电？
一
今年2月，昆明电力交易中心发布了2024年云南电力供需形势报告，结论很简单：云南电力电量“双缺”局面或将延续2023年的态势，同时还可能出现弃风弃光问题。
这里先作个名词解释。
所谓弃风弃光，是指在风力或光伏发电过程中，由于特定原因无法将产生的电力全部并网或全部售出，导致发电设备被迫停止运行或减少发电量。以此类推，弃水也大概如此。通俗地说就是，水在流风在刮光在照，但发的电卖不出去：
这是一种浪费。
从报告来看，2024年云南电力供需形势更加复杂多变，预计全年电量缺口约270亿千瓦时，最大电力缺口达 750万千瓦。这什么概念？也就是说，相当于云南往年全年电量、电力需求的：
10%、20%左右。
云南是水电大省，为什么还缺电？第一个原因是靠天吃饭的能源结构。
水电装机占比约七成多，再加上风电、光伏装机，清洁能源装机共占比约九成；另有火电装机占比10.8%。这种结构决定了云南：
非常看老天爷的脸色。
遇到雨雪天气变少，电力供应就会明显减少。
2023年，云南遭遇1961年有气象记录以来最严重的气象干旱，直到8月之后才好一点。今年以来又持续发生冬春连旱，楚雄、丽江、迪庆、怒江、红河都不同程度遇到枯水情形。
就算有世界第七大的乌东德和世界第二大的白鹤滩水电站，也不够用，何况这两个大块头的发电量，云南只占一半，因为另外一半在四川。
在自家都不够吃的情况下，云南在去年也相应调减了西电东送的电量，同比下降6.37%到约1345亿千瓦时。今年计划涨一点，到1446亿千瓦时。
二
云南为什么一边缺电，一边还要弃电？这就和第二个原因有关了。
在2020年之前，云南、四川两省的弃水问题很严重。数据显示，2016年云南弃水电量315亿千瓦时，达历史最高点。
2016年是个节点。
在此之前，云南工业欠发达，大量电力无法耗用，导致大量弃水，西电东送就是唯一出路。怎么办？这么多电不能白白流失啊。
因此，从2016年开始的后面几年，云南省下发多份文件，要通过优惠电价引入水电铝等高耗能企业，正好也和“北铝南移”的产业转移时机合拍。
优惠电价主要针对弃水部分，只有0.25元/千瓦时。
效果很明显，2019年云南电解铝耗电量占全省工业用电20%，这两年则占到了40%多，占全省用电量近30%。
云南省工信厅数据显示，待全部项目建成后，产能将达800多万吨，接近全国电解铝产能的五分之一。
不过令当地部门没想到的是，这几年天气又不配合，干旱导致发电量不足，在保证外送的前提下，高耗能企业：
只能被限电，然后减产。
2022年8月，云南省内电解铝运行规模达到历史高位521万吨，但9月天气干旱，电解铝企业在9~10月总共减产122万吨。2023年，继续减产到300多万吨。
在昆明电力交易中心发布的报告里，也揭示了这种尴尬。
2023年，全省一产用电量同比增长33.3%，三产用电量同比增长13.4%，唯独二产：
用电量只增长了3.5%。
高耗能企业的大量引进，还有个副作用。
由于项目上得太快，搞着搞着，有些州市就受不了了。因为为引进这些电解铝项目，按照“谁受益 谁承担”的原则：
优惠的电价，当地政府是要补贴的。
通常的承诺是，0.25元的优惠电价，在十年之内，逐步加到0.35元。所以前面几年，当地政府就要每度电补贴0.1元左右。
朋友跟我说，滇东南某州就有点吃力了，一年的财政收入也才六七十亿，光当地一个重点电解铝项目的电价补贴就要十几亿。没办法，就只能把项目附近的光伏发电资源拿给铝厂开发，这相当于是自建电厂，而且还不用上网：
成本就便宜多了。
三
除了天气，2024年的另一个不确定因素是新能源项目的大规模投产，在它们完全变成新的电源之前，又得大量用电。
昆明电力交易中心预测，新能源大规模投产，电力系统调节能力逐步下降，午间光伏高峰出力时段、夜间风电高峰出力时段，清洁能源消纳面临较大风险。
云南新能源项目上马有多猛，这两年大家都看到了。
数据显示，2023年，云南新能源装机量不到一年时间就实现翻番，投产并网规模创历史新高，目前为云南省内第二大电源。其中风电装机1530万千瓦、集中式光伏装机1959万千瓦。
一切都要快马加鞭。按照云南的规划，2022~2024年每年开工2000万千瓦新能源，确保这三年新增5000万千瓦新能源项目。
全国都是一片火热，中电联预计，2024年新能源装机占比将首超煤电，分别为40%、37%。
其实，2015年，因为弃水等原因，云南曾全面叫停新能源开发，在后来出现电力短缺，以及在“双碳”目标的推动下，新能源开发在2020年重启，当时叫“8+3”计划，即在适宜区域开发建设800万千瓦风电和300万千瓦光伏。
按照云南规划的水电铝和水电硅产能设计，达产后年度新增电力数量达到1300亿kWh千瓦时。云南每年约3500亿千瓦时的电力产出，约1300亿输送到两广，这样一来，枯水期就无法保证水电硅、铝的需求，好在有风电，可以补上电力缺口250亿千瓦时。
但与北方相比，云南的新能源项目开发难度更大，因为：
90%以上是山地，地形复杂，还要保护生态，项目投资成本高。
比如风电，资源总储量约为1.23亿千瓦，但可开发的风电装机规模总量约2000万千瓦，而且主要聚集在哀牢山以东地区，风电场多位于海拔较高的山地或山脊，难以形成大规模的风电基地，呈现规模小、位置分散等特点。
光伏也类似，只是电站多位于坝子及坡度和起伏较小的山地上。
而且，政策激励也不够足，所以电站：
投产进度不是很理想。
总的来看，云南既弃电又缺电的情况，也在新能源大省青海出现过，即夜间晚高峰缺电、午间光伏电站弃电。
那么就导致一种局面，新能源高出力时段，给系统消纳、安全带来巨大挑战；在低出力时段，电力系统就需要更可靠的电源来提供保障。
谁来助力？被嫌弃多年的煤电就成为替补了。
长期以来，云南煤电发展缓慢，2007~2019年，火电设备利用小时数总降幅达到近半。一个标志性事件是，2019年12月，国电宣威电厂申请破产清算。当时，宣威电厂资产12.59亿，负债52.88亿：
负债率超过400%。
2022年，云南的煤电机组发电量也仅为357亿千瓦时，利用小时数仅为2858小时，远低于全国平均水平，而且上网电价还比全国便宜很多。加上这几年煤价飞涨，煤价电价倒挂十分严重。
缺电逼得云南不得不重新思考。2023年开始，云南允许煤电上网电价在基准价上下浮动20%，同时政府还建立督导帮扶组，推动电煤和火电厂重新转起来。
在规划上，也提出要建设火电。纳入国家规划的5个共480万千瓦煤电项目中，省能投红河电厂扩建70万千瓦煤电项目、华润昭通70万千瓦煤电项目等都在尽力跑起来。
这两天，财哥的一位朋友也在到处帮人联系买电煤，还附加一句：
量多。
不过在火电上，云南还是要面对两个问题：一是要解决火电亏损问题，二是通常项目建设周期为2年，“远火”难解近渴。
因此，昆明电力交易中心也说了，2024年虽然燃煤发电价格机制已得到明确，但仍会受上游电煤产能和供应不确定性的影响，火电发电能力可能存在波动。
部分资料参考来源：财新、能源新煤等