水电除兼具清洁性和可再生性以外，还是目前世界上技术发展相对成熟，可以被大规模开发利用的可再生能源。《电力发展“十三五”规划》明确提出，到 2020 年我国水电装机总量将达到 3.4 亿千瓦左右，依然是仅次于煤电的第二大主力电源，从中长期发展来看，水电是保障我国电力供应安全的重要支撑之一，也是完成非化石能源消费目标的重要基石。
“西电东送”作为西部大开发的标志性工程，在电力行业的实施已超过 20 余年，在有效拉动西部经济发展的同时，也将西部丰富的水电、煤炭等资源输送至我国中东部地区，为该地区经济腾飞奠定坚实基础。时空转换至今，我国经济步入新常态，电力需求疲软，水电项目建设周期较长，西南部地区新投产的水电项目错过了电力需求旺盛的“东风”，加之外送通道受阻，建设成本过高导致失去具有市场竞争力的电价等诸多因素叠加，曾经清洁能源领域的“领头羊”当下深陷外送与消纳困局，裹足难行。
阶段性矛盾掣肘西南水电发展
四川、云南作为我国水资源大省，“十二五”末水电装机分别达到 6939 万千瓦、5774 万千瓦，外送能力达到 2850 万千瓦、1850 万千瓦，2016 年两省水电发电量占到全国发电量的 8.9%。根据实际调研统计（不同于媒体公布的数字），2015 年川滇两省弃水量约 350 亿千瓦时；根据 2016 年中国水电学会对各水电基地实地调研结果，国家四大水电基地——大渡河、雅砻江、金沙江以及澜沧江 20 余座大型水电站有效水量利用率和有效水能利用率不到 80%，有的电站甚至不到 60%。2016 年仅川滇两省的实际弃水量已超过 800 亿千瓦时。尽管各口径的统计数据存在偏差，但数字足以说明弃水已成为不争的事实，且业内普遍认为，如果没有行之有效的缓解方法，西南弃水问题将在“十三五” 时期愈演愈烈。
西南水电弃水问题是历史遗留和阶段性发展矛盾等多重因素叠加导致，且川滇两省弃水原因各不相同，共性与差异性并存。随着曾经争论不断的金中直流工程投运，云南又打通了另外一条“电力高速路”，每年可向广西送电约 140 亿千瓦时，为迎接下一个大型水电投产高峰做好准备，但省内消纳困难已成为该省现阶段弃水的“罪魁祸首”。长期以来云南省政府一直希望依托充沛的电力和低廉的电价发展本省工业，而不是仅仅做一个电力外送大省。但基于资源禀赋和民间意愿等客观因素，省内消纳市场的全面建设并未如期实现，导致众多无调节性且定位于就地平衡消纳、上网困难的小水电无奈弃水，沦为电力产能过剩的“牺牲品”。
有别于云南，四川省弃水的主要原因是外送通道建设与水电发展不相匹配。尽管“十二五”期间两交两直特高压送出线路均已竣工满功率运行，但原计划于 2012 年建成投产、主要用于省内季节性富余水电外送的特高压交流外送工程未能获得核准建设，加之近几年水电工程的集中投产，导致现有外送通道能力远不能满足快速增长的水电外送需求，四川电力供应已从“丰余枯缺”快速转变为“丰裕枯余”。
尽管川滇两省弃水各出有因，但从中不难发现弃水问题的共性。首先，水电的集中投产与省内用电需求增长严重错位。受宏观经济增速放缓与产业结构低端化、同质化带来的产能过剩等因素影响，川滇两省社会用电量增速回暖乏力，电力市场整体严重过剩，消纳市场疲软，用电负荷发展远低于预期造成装机过剩。其次，省外受端接纳意愿减弱，‘西电东送’接纳空间严重挤压。以广东省为例，截至 2016 年该省火电装机规模已超 7000 万千瓦，而利用小时数仅为 3698 小时。有专家表示，“目前西南地区水电过剩只是国家‘西电东送’能源战略受阻的表象，究其本质是东部火电严重过剩，加之一些依靠煤炭财政的地方政府对煤电宠爱有加，从而封杀了“西电东送”的市场空间。”再次，西南水电调节性能总体较差，具有多年调节性能的水电站数量占比较低，在江河来水周期性、季节性影响下，水电群出力在年内分布极不均匀，“丰余枯缺”结构性矛盾突出。最后，剩下能开发的水电项目不断向高海拔、高寒地区转移，水电项目在背负移民、征地等社会成本以外，建设的工程成本也不断走高，导致落地电价远高于当地的火电上网电价，使水电逐步失去价格竞争力。
解决弃水问题的“当务之急”
从资源禀赋和中长期供需双方关系来看，丰富的西南水电资源除部分在本地消纳以外，需要在更大范围内进行优化配置。随着金沙江、雅砻江等流域大型电站的投产，现有外送通道已不能满足外送需求，“十三五”及未来更长时间，需新增多条外送通道来满足增量水电的送出需求。随着“一带一路”构想和全球能源互联网的建设实施，跨国跨洲联网也被写入西南水电外送的议事日程，在控制好落地风险的前提下，通过洲内互联、洲际互联等一系列联网工程以更好地解决我国电力过剩和西南弃水问题。在做好外送通道建设的同时，川滇两省还应充分利用直购电、留存电等政策，最大可能降低工业企业用电成本，加大电能替代力度，促进水电进一步在省内消纳。
输电通道的“任督二脉”被打通后，充沛的水电资源大量向东中部地区涌入，矛盾的源头则直指向水涨船高的电价。对于现阶段西南水电来说，通过季节性降价争取的发电量却抵不过建设成本抹平的资源“红利”，极不利于水电的良性发展。水电工程的建设关系到移民、交通、航运、环保等多个部门，牵扯到国家、地方政府以及百姓各方利益。有关专家建议，在有序进行西南水电开发建设的基础上，计划建设项目在建设初期应由国家牵头，建立送端、受端、设计院、电网企业、地方政府等多部门联合会商机制，统筹协调多方利益，实现项目造价可控在控，避免造价水涨船高，提升水电价格市场竞争力。同时，国家应对水电予以重新定位，通过提供长期低息优惠贷款、实行优惠增值税、所得税以及征收碳排放税等措施，支持包括藏东南水电在内的后续西南水电开发。
在有效控制水电建设成本的同时，还需要在“以中长期交易为主、临时交易为补充”的跨区跨省电力交易模式的基础上，建立合理的水电电价机制来保障电网企业优先收购水电。在我国建有水库的水电站都在不同程度上肩负着水资源调控的任务“，公益性”水电的划分界限较为模糊，在有限的市场空间里，没有被纳入保障范围的水电站仍面临大量弃水的危险，市场的公平性很难体现。中国水力发电工程学会副秘书长张博庭建议，建立“公益 + 市场”模式，对于大中型水电站全部引入公益性电价的概念，同时保留部分市场电价参与市场竞争，利用经济性手段提高水电电价竞争力，确保电网保障清洁、可再生的水电优先上网。
解决深层次矛盾以“强根固本”
解决弃水问题分为短期和长期两种方案，破除省间壁垒，建设龙头水电站以优化流域水电结构，才是解决弃水的根本出路。曾有专家建议，“国家应制定优先消纳西部水电的政策，如对西部水电采取强制性的市场配额，同时，对东部的火电进行减量限制，控制煤炭消费总量。”在有限的市场空间里，“水火之争”日趋白热化，而这一建议恰恰触碰到了不同省份间的利益“禁区”。出于对本省经济发展的考量，尤其在国家实施简政放权以后，部分受端省份大批上马火电站，面对份额并不大的“蛋糕”，各方利益互不相让，输电通道利用率低正是“西电东送”市场空间受挤压的具体表现。在电力供应相对过剩的环境下，各省政府更加关注电价改革对实体经济的减负，一方面，各省政府希望通过电量市场化交易降低企业用电成本，拉动当地经济增长；另一方面，在资源跨省配置的过程中，各省又想尽办法保障本地电源的竞争力，通过行政规则干预市场的情况偶有发生。有专家指出，省间壁垒存在的根本在于体制机制不畅，无论是建立区域市场还是省级市场，省间壁垒都是本轮电改推进必须克服的难题。要根除这样的“病”，实现国家能源结构的优化，需要国家层面加强顶层设计，建立水电收购保障性机制，利用行政手段严控受端省份火电的无序增长，深化全国能源系统“一盘棋”的思维，推动区域电力市场建设，为西南水电送出寻求更大的消纳空间。在统筹协调各方利益的同时，推动有序放开发用电计划的实施，凸显市场在消纳清洁水电中的关键作用，避免水电成为本该被淘汰的落后产能的“替罪羊”。
水电的弃水问题涉及到国家能源结构调整，不能仅仅 “头疼医头，脚疼医脚”，单纯地降低水电建设的速度和加快输电通道的建设只能暂缓疼痛。建设龙头电站，优化水电自身性能，才能从结构上解决西南水电弃水问题。龙头水电站具有良好调节性，能有效缓解“丰余枯缺”矛盾和出力不均问题，特别是针对川滇两省数量庞大的径流式小水电，龙头水电站在改善电能质量和发挥社会效益等方面作用尤为突出。但近些年，由于开发成本过大、建设周期长，龙头水电站的建设已成为悬而未决的难题。从国际经验来看，美国、加拿大等国的有效水库库容和河流年径流量比已达到了 70%以上；在美国，大型流域上所有骨干水电站的开发也并不是由市场完成，而是政府行为。因此从长期经济效益、电网安全性和能源结构出发，国家应给予龙头水电站开发的政策倾斜，以及适当的补偿机制，提前龙头水电站开发建设时序，深层次解决西南水电弃水问题。
坚持不懈地开发利用水电资源是我国完成“十三五” 非化石能源消费占比 15%目标的重要出发点，而深入开发西南水电更是我国能源结构调整的重要一环。单一地降电价、去产能除扰乱市场秩序外，更不利于我国能源结构优化。对于西南水电弃水问题，应全盘统筹国家以及电力系统各方参与者之间的利益，优化国家顶层设计，破除省间壁垒，理性布局西南水电发展，有序开展当地新能源建设。现阶段我国正处于能源结构调整“黎明前的黑暗”，推动风、光、水、火、源、网、荷协调发展，才能实现我国资源的最优化利用，促进能源结构顺利转型。
西南弃水问题辨析
中国电力企业联合会行业发展与环境资源部 吴立强
我国水能资源丰富，水电开发建设取得了巨大成绩，对保障我国能源电力供应作出了重要贡献。我国水电装机容量自 2004 年超过美国以来，一直稳居世界第一位。截至 2016 年底，我国水电装机容量达到 3.32 亿千瓦、当年发电量 1.18 万亿千瓦时（包括抽水蓄能 2669 万千瓦、发电量 306 亿千瓦时），其中，西南地区的云南和四川水电装机容量占全国比重达到 40%，是我国重要的西电东送水电基地。
随着经济发展进入新常态，西南地区电力消费需求增速明显落后于发电装机投产增速，同时，受电网和电源建设缺乏统筹协调、外送通道能力不足，可调节能力的水电站比重较小,以及受端地区消纳外来电的意愿不强等多重因素影响，近几年西南地区弃水问题凸显。当前弃水问题是地区性、阶段性、艰巨性、紧迫性问题，需要通过坚持计划与市场、短期与中长期、供给侧与消费侧、送端与受端相结合的方式来缓解并最终解决弃水问题。
西南弃水现况
近几年西南地区弃水问题持续凸显。我国弃水问题主要集中在西南地区的云南和四川，虽然有关部门及企业采取了多种措施来努力缓解弃水难题，但近几年弃水问题仍持续较为突出。据了解，2013~2016 年，云南调峰弃水电量分别为 48、173、153、314 亿千瓦时；四川调峰弃水电量与云南统计口径略有差异，分别为 26、97、102、141 亿千瓦时。西南弃水问题辨析文 中国电力企业联合会行业发展与环境资源部 吴立强 14 中国电力企业管理 2017.05 2016 年，云南、四川水电发电量分别为 2318、2989 亿千瓦时，弃水电量分别是当年水电发电量的 13.5%和 4.7%。
弃水问题严重影响社会及企业效益。弃水问题对于社会而言，是低碳、绿色能源的严重浪费；对于水电企业而言，还严重影响到企业经营效益。如，云南汛期，即使考虑市场主体均按 0.1 元 / 千瓦时（含税）的最低限价，2016 年云南弃水导致水电企业利润减少也超过了 25 亿元。根据调研，云南某企业 2016 年弃水电量为 90 亿千瓦时，当年亏损 7 亿元左右，如果发电量按照市场化交易电价 0.1 元 / 千瓦时（含税）测算，扣除税费后弃水电量导致企业利润减少 7.5 亿元，如果当年这部分弃水电量能得到消纳，则该企业当年可避免亏损。
西南弃水原因分析
导致西南地区严重弃水的原因是多方面的。
一是经济发展进入新常态袁电力消费需求增速明显低于规划预期袁而发电装机总体按预期投产袁电力供应能力增速明显超过用电量增速袁导致电力供应能力富余袁是弃水问题凸显的根本原因。
“十二五”以来，西南地区一批大型水电站集中投产，带动发电装机容量快速增长。截至 2016 年底，云南发电装机容量为 8442 万千瓦，比 2010 年净增 4837 万千瓦、年均增长 15.2%，超过全国年均增速 6.0 个百分点；其中，水电装机容量 6096 万千瓦，比 2010 年净增 3661 万千瓦、年均增长 16.5%。截至 2016 年底，四川发电装机容量为 9108 万千瓦，比 2010 年净增 4781 万千瓦、年均增长 13.2%，超过全国年均增速 4.0 个百分点；其中，水电装机容量 7246 万千瓦，比 2010 年净增 4176 万千瓦、年均增长 15.4%。
随着经济发展进入新常态，高耗能等行业增速下滑，电力消费需求增长总体呈放缓态势。2016 年，云南全社会用电量 1411 亿千瓦时、同比下降 2%，比 2010 年增加 406 亿千瓦时、年均增长 5.8%，低于“十一五”期间年均增速（12.5%）6.7 个百分点。2016 年，四川全社会用电量 2101 亿千瓦时，比 2010 年增加 552 亿千瓦时、年均增长 5.2%，低于“十一五”期间年均增速（10.4%）5.2 个百分点。
用电量增速明显低于规划目标，而发电装机总体按规划目标投产，导致用电量增速明显低于发电装机容量增速，电力供应能力逐步富余。如，“十二五”期间，云南全社会用电负荷及全社会用电量分别仅完成预期目标的 73% 和 71%；全社会用电量增速低于同期发电装机容量增速 9.6 个百分点；若全社会用电量达到规划目标，则“十二五” 末全社会用电量比实际用电量增加超过 400 亿千瓦时，能完全消耗当年弃水电量。“十二五”期间，四川发电装机容量完成规划目标的 94%，而同期全社会用电负荷以及全社会用电量分别仅完成预期目标的 70%和 71%；全社会用电量增速低于同期发电装机容量增速 9.8 个百分点；若全社会用电量达到规划目标，则“十二五”末全社会用电量比实际用电量增加约 800 亿千瓦时，也能完全消耗当年弃水电量。
可见，在云南、四川全社会用电量达到“十二五”规划目标的情况下，均能完全消耗当年弃水电量，避免出现严重弃水。因此，电力消费需求增速明显低于规划目标，导致全社会用电量增速明显低于发电装机容量增速是弃水问题凸显的根本原因。
二是电力消费需求放缓后袁外送通道能力不足袁不能满足外送需求袁是弃水问题凸显的重要原因。
作为我国西电东送的重要水电基地，西南地区开发出来的水电相当一部分必须通过外送至中、东部负荷中心消纳，但电网和电源建设缺乏统筹协调，外送通道建设滞后，现有外送能力不能满足外送需求，加剧弃水问题。如，云南金沙江中流直流输电工程，原计划于 2013 年投产，每年可向广西送电约 140 亿千瓦时，但因种种原因导致该工程拖延三年后才投产，严重影响云南水电外送，加剧“十二五”期间弃水。目前，云南外送通道输电能力为 2540 万千瓦,其中“十二五”以来外送通道输电能力提升 1860 万千瓦；而“十二五”以来云南发电装机容量净增 4837 万千瓦，考虑到同期最高用电负荷提高近 700 万千瓦后，外送通道输电能力的增加明显小于发电装机供应能力的增加，远不能满足电力外送需求。四川在外送通道上，目前初步形成了“四直四交”格局，外送通道输电能力 2850 万千瓦（但日常电力潮流安排最多 2500 万千瓦），“十二五”以来外送通道输电能力提升 2160 万千瓦；而“十二五”以来发电装机容量净增 4781 万千瓦，考虑到同期最高用电负荷提高近 1300 万千瓦后，外送通道输送能力仍不能满足外送需求。此外，局部网架薄弱，导致部分送出通道受阻。
三是具有可调节能力的水电站比重较小袁导致汛期尧负荷低谷时段弃水无法避免袁是弃水问题凸显的客观原因。
目前云南发电装机中，水电装机占比达到 72%左右，其中有 2100 万千瓦左右的中小水电站仅具备周调节能力或为无调节能力的径流式水电，占水电总装机容量比重超过三分之一，而具备年调节能力的仅有小湾、糯扎渡等少数水电站。四川水电装机中，具有季以上调节能力的水电装机也仅占水电总装机的三分之一。云南、四川水电装机占比高，且无调节能力的水电装机占比也很高、龙头水库建设普遍滞后的电源结构，决定了当地的库容电站以及燃煤机组的总调峰能力不足，汛期外送通道全天满送的情况下，负荷低谷时段水电弃水调峰无法完全避免，导致弃水出现。
四是受端地区电力消费需求放缓袁消纳西南水电的意愿不强袁也是弃水问题凸显的深层原因。
近几年，受端地区电力消费需求增长明显放缓，对接受外来电的需求明显减少；同时，近几年受端地区的火电设备利用小时持续大幅降低，如，浙江火电设备利用小时 2016 年已降至 3921 小时，“十二五”以来累计降低 1282 小时，降幅超过全国平均降幅 416 小时，受端地区火电企业效益明显受损，要求减少外来电的呼声较为强烈。此外，近几年煤电价格持续下降，西南水电外送的落地电价相对于受端地区的煤电标杆电价，价格优势逐步缩小。多重因素影响下，受端地区接受外来电的意愿不强，导致西南水电通过外送进一步扩大消纳的难度加大。
如何看待当前弃水问题是地区性问题。
一方面，往回看，近几年新投产水电装机以及弃水问题均集中于西南地区。“十二五”期间，一大批大中型水电机组在西南地区集中投产，云南、四川新投产水电装机占全国比重达到 68%，但由于消纳及外送没有跟上，导致弃水问题集中出现在西南地区。另一方面，往前看，由于水力资源地区分布特征，未来我国技术可开发的常规水电资源也主要集中在西南地区的云南、四川和西藏，因此，未来我国弃水问题最大可能也依然集中在西南地区，而不会扩散成全国性的普遍问题。
是阶段性问题。“十二五”以前，西南地区水电站弃水问题并不存在或不明显，进入“十二五”以来，弃水问题才逐步凸显；未来，预计弃水问题将逐步得到解决。
根据两地能源发展“十三五”规划，预计 2020 年云南和四川全社会用电量分别达到 2000、2500 亿千瓦时，分别比 2015 年增加 561、508 亿千瓦时，年均增长分别为 6.8%和 4.4%。“十二五”时期，由于经济进入“新常态”，导致云南、四川两省规划目标与实际完成情况偏差较大，而在当前“三期叠加”形势背景下，两省制定的“十三五”规划目标更为理性，更加符合新形势下的情况，预计“十三五” 实际完成情况与规划目标将更为贴近；在市场化机制逐步建立和完善下，云南、四川的资源优势将更能发挥出作用，对电价敏感的行业持续具有吸引力，两省电力消费需求仍将保持一定的增长，“十三五”时期实际完成情况甚至还有可能超过规划目标。2020 年，云南和四川发电装机容量分别达到 9300 万千瓦和 1.1 亿千瓦，分别年均增长 3.3%和 4.4%左右，发电装机容量增速比“十二五”时期大幅放缓，已接近甚至低于电力消费增速。根据国家《电力发展“十三五”规划》，“十三五”期间两省仍将有外送输电通道投产，如，云南的滇西北送广东直流工程，投产后每年外送电量达到 200 亿千瓦时左右；四川的第四回特高压直流工程，投产后每年外送电量可达到 400 亿千瓦时左右。
可见“，十三五”时期，云南和四川两地电力消费需求仍然保持一定增长，而发电装机容量增速将明显放缓，接近甚至低于电力消费增速，同时，两省仍将有外送输电通道投产，因此，弃水问题在未来将会逐步得到缓解直至解决。当前的弃水问题只是阶段性问题，是发展中遇到的问题。
是艰巨性问题。一是从规模上看，当前弃水量非常大。如云南、四川今年弃水电量很可能均超过上年，云南弃水电量可能达到 500 亿千瓦时，四川可能达到 170 亿千瓦时，需要想方设法、多管齐下来尽量减少弃水量，任务艰巨。二是从时间上看，弃水问题难以在短期内有效解决，将持续整个“十三五”期间。其中，预计云南今后几年弃水电量将有所减少，但 2020 年弃水电量仍在 100 亿千瓦时以上；若外送通道不能及时建成，四川 2020 年弃水电量可能达到甚至超过 200 亿千瓦时。三是从外送通道看，利用现有输电通道增加外送的协调难度大，同时，要尽早核准开工建设的外送通道落点难协商确定。如四川水电外送的第四回特高压直流输电工程，截至目前落点仍未能达成一致意见。当前部分受端省份出于电力消费需求放缓、本地火电设备利用小时已偏低，或本地新建电源项目能拉动地方投资、增加税收、促进就业等方面的考虑，消纳西南水电的意愿不强，使得现有输电通道增加外送难度大，另外，需要新建的外送输电通道落点难确定，外送输电工程难以推进。
是紧迫性问题。一是存量方面，当前西南地区每年均存在大量弃水，导致社会及企业损失浪费严重，相关方面社会舆论压力大，需要多措并举尽快拓展消纳市场，减少现有水电站的弃水。二是增量方面，目前部分拟开工或在建的大型水电项目，未来几年将陆续投产，由于外送输电通道涉及省份较多、工程规模较大，外送输电工程从启动前期工作到建成，需要 5 年甚至更长的时间。但目前部分外送输电工程，由于受端地区的落点迟迟难以协调确定，导致工程难以核准开工，形势较为紧迫。
解决弃水问题的思路
由上述分析可见，当前弃水问题是地区性、阶段性、艰巨性、紧迫性问题，需要通过坚持计划与市场、短期与中长期、供给侧与消费侧、送端与受端相结合的方式来缓解并最终解决。
一是坚持计划与市场相结合。“创新、协调、绿色、开发、共享”作为我国经济社会的发展理念，也是我国能源电力行业必须牢固树立和贯彻落实的发展理念，同时，“清洁低碳，绿色发展”是能源电力行业的基本原则之一。水电是清洁、低碳、经济性好的绿色能源，西南水电是国家“西电东送”重要水电基地，按规划推进西南水电基地开发和外送，是保障我国能源电力清洁低碳、绿色发展的重要内容。针对当前西南地区规划中的水电外送通道推动艰难、落点协调难的困境，有关方面应按照国家规划，立足国家能源战略，站在全局高度，尽快协调确定外送通道落点，尽早核准开工外送通道；对于落点难协商确定的，国家按整体优化布局，经充分论证并最终确定落点后，强制地方执行，体现国家意志，打破省间壁垒；此外，研究将水电一并纳入可再生能源配额管理范围，在全国范围内统筹消纳的可行性。而在外送通道的运行上，尽可能采用市场化方式，如，建立跨省区水火替代发电机制，研究制定跨省区辅助服务补偿机制等，为水电外送消纳营造良好市场环境。
二是坚持短期与中长期相结合。短期内主要是解决现有存量方面的弃水问题，应多管齐下，尽快拓展水电消纳市场，如，多领域推广电能替代、进行发电权交易、替代燃煤自备电厂发电等，短期内就能达到减少弃水的效果。中长期主要是解决存量弃水在短期内仍无法完全解决，以及当前拟开工或在建水电项目将来可能带来的弃水增量问题。拟开工及在建水电项目应提前落实市场消纳空间，同时，按规划尽快核准开工建设西南水电基地外送通道，确保现有水电过剩能力得到更大范围消纳、新增水电项目得以及时送出。通过短期与中长期相结合，既能尽可能的减少当前弃水量，也能避免将来新投产的水电项目再面临弃水问题。
三是坚持供给侧与消费侧相结合。供给侧方面主要是从源头上治理电力供大于求的严峻形势，优化供给侧结构，主要包括：在全国层面尤其是送受端地区应严格贯彻落实防范化解煤电产能过剩风险、促进煤电有序发展的相关政策文件，严格控制煤电规划建设，“取消一批、缓核一批、缓建一批”煤电项目，包括暂缓核准、暂缓新开工建设包括自备电厂在内的自用煤电项目，并淘汰一批落后煤电机组；弃水严重的西南地区适度控制风电、太阳能发电等开发规模，避免风电、太阳能发电进一步挤占本已不足的发电市场空间以及系统调峰能力；开展水火替换、发电权交易，建立系统调峰调频等辅助服务补偿机制或辅助服务市场，调动各类机组参与辅助服务市场的积极性，提高系统对水电消纳能力；加大龙头水电站的开发建设力度，提高西南地区水电自身调节能力。消费侧方面主要是拓展电力消费市场空间，促进电力消费增长，主要包括：采取灵活电价机制、市场化等手段挖掘需求侧潜力，实现电力增供扩销。如，加快在工业、交通运输业、建筑业等领域实施电能替代，拓展电锅炉、电窑炉、热泵等电力需求市场；加强需求侧管理，适当加大峰谷电价差，促进低谷电能消费、提高电网负荷水平；完善阶梯电价制度，鼓励居民低谷时段增加用电，低谷电量不纳入阶梯电价的计量，促进居民用电增长。
四是坚持送端与受端相结合。虽然西南弃水是地区性问题，但是西南地区作为全国重要的电力外送基地，解决西南地区问题需要将送端与受端相结合，在全国更大范围内拓展消纳市场来解决。送端地区要严格控制送端地区的煤电开发建设，并适度控制风电、太阳能发电等开发建设规模，加快建设龙头水电站；多措并举尽可能拓展送端地区自身的市场消纳空间。受端地区要树立“全国一盘棋”观念，严格落实国家规划以及国家最终确定的输送通道落点，确保西南水电外送通道尽早核准开工建设。同时，在送端与受端地区之间，建立合理的市场交易方式、价格补充和碳排放交易机制，如，制定跨省区辅助服务补偿机制等，以协调疏导受送端地区间、企业间的利益，为西南地区的水电发展和消纳创造良好的环境，以服务于我国能源清洁低碳、绿色发展。
多点发力治川滇弃水
水电水利规划设计总院总工程师 彭才德
近年来四川、云南水电弃水问题突出，造成水资源的巨大浪费，严重影响相关水电站运行的经济性。水电站在规划设计阶段，受环境、移民、经济、工程建设条件等因素制约，水库调节库容和电站装机容量不可能达到足够大，受来水分布不均、水库调节库容和电站装机容量所限，以及电站实际运行中电力市场等各种因素影响，不可避免地存在水电弃水问题。在经济“新常态”下，由于消纳市场疲软，装机阶段性过剩等多重因素叠加，导致本应进入市场 “收获期”的西南水电却遭遇弃水“寒冬”。
弃水由多种因素造成，按照水力资源转换为水能到被用电户利用经过的先后环节，弃水原因主要可概括为以下几点：一是水情预测原因产生的弃水,指因水情预测偏差导致水库与电站运行方式不尽合理而产生的弃水；二是与综合利用相关的弃水，指按照设计运行方式可与发电相结合的综合用水在电站实际运行中未完全与发电结合而产生的弃水；三是与水电站自身相关的弃水，指由于电站自身原因其调度运行受到限制在水库蓄满时不能按额定出力发电而造成弃水；四是与输电线路相关的弃水，指由于送出通道不足及输电设备损坏、检修、试验等限制水电站出力造成的弃水；五是与电力系统运行相关的弃水，指为保证电力系统安全稳定运行以及满足系统调峰需要而限制水电站出力所产生的弃水；六是与电力市场有关的弃水，指因电力市场消纳空间不足或电力市场未落实所产生的弃水。
为尽可能利用水能资源，应全面分析弃水成因，积极探讨利用市场机制在更大范围内优化配置资源，理性布局水电发展，减少不合理弃水。
四川弃水分析
四川电源结构以水电为主，截至 2016 年底，四川全口径发电装机容量为 9108 万千瓦，水电 7246 万千瓦、占总装机的 79.56%，其中金沙江干流、雅砻江干流、大渡河干流三大基地装机容量约占全省水电装机容量的 55%；火电（含气电）1642 万千瓦，占总装机的 18.02%；风电 125 万千瓦，占总装机的 1.37%；太阳能光伏发电 96 万千瓦，占总装机的 1.05%。2016 年全省最大用电负荷为 3284 万千瓦。
四川电网目前呈“四直四交”的外送格局，送电能力最高为 2850 万千瓦，其中宾金直流最大输电能力为 800 万千瓦，复奉直流最大输电能力为 640 万千瓦，锦苏直流最大输电能力为 720 万千瓦，德宝直流最大输电能力为 300 万千瓦，川渝 500 千伏交流通道最大输电能力为 390 万千瓦。扣除金沙江界河直送部分后的川电外送规模为 1320 万千瓦。近期规划有川渝第三通道和雅中直流。
四川省 2006 年～2010 年基本上没弃水，2011 年～ 2015 年公布的四川省水电调峰水弃水分别为 2.7 亿千瓦时、76 亿千瓦时、26 亿千瓦时、97 亿千瓦时、102 亿千瓦时。 2016 年弃水电量超过 300 亿千瓦时。
2012 年～2017 年是四川省水电集中投产期，期间年平均增加水电装机容量约 700 万千瓦，预计至 2017 年四川水电弃水将达到峰值。2017 年以后，随着新投产水电站装机减少和用电负荷的逐年增加，弃水电量将随之减少，至 2020 年，雅中直流如能按期投运，弃水状况将得到较大改观。
四川省水电弃水电量主要原因是市场需求不足和外送通道建设滞后，其中市场原因占 80%以上。
云南弃水分析
截至 2016 年底，云南省总装机容量 8442 万千瓦，水电装机容量 6096 万千瓦，所占比重为 72.21%，其中澜沧江干流、金沙江干流装机约占全省水电装机的 65%；火电装机容量 1402 万千瓦，所占比重为 16.61%，装机年利用小时数 1922 小时；风电 737 万千瓦，占总装机的 8.73%；太阳能光伏发电 206 万千瓦，占总装机的 2.44%。2016 年全省最大用电负荷为 3638 万千瓦。
“十二五”期间，云南省电源建设速度较快，摆脱了 “十一五”期间电力供应不足的局面，但近年来电力需求增速较慢，省内用电情况低于预期，2015 年甚至出现了负增长情况；外送电量持续增加，据统计，2011 年云南省外送电量 323 亿千瓦时，2015 年外送电量达到 945 亿千瓦时，增长了近 2 倍。云南电力外送的主要目标省份是广东省，从 2015 年开始出现电力需求减缓，且随着该省内装机容量的不断发展，对接纳外来电力的需求趋缓。
除鲁布革水电站的外送通道外，云南省其余外送通道均以网对网形式外送。目前，云电外送主要送电方向为广东和广西，已建外送通道的送电能力达到 2470 万千瓦，其中，外送广东通道能力为 1900 万千瓦，外送广西通道能力为 620 万千瓦。此外，在建的滇西北直流工程送电广东深圳，送电能力 500 万千瓦，主要外送云南境内澜沧江干流中上游梯级电站电量，预计于 2017 年年底投产。外送广东的背靠背换流站工程将扩建，扩建后送电能力将增加 100 万千瓦。
近年来随着大型水电的集中投产以及部分中小型电站的相继投产，大多数电站调节性能较差，造成云南省电力供应的汛、枯矛盾十分突出，同时受输电线路建设的相对滞后、市场需求未达到预期，水电消纳问题突出，云南省出现了持续弃水现象，尤其是 2014 年以来，水电弃水严重。2014 年、2015 年弃水电量达 168 亿千瓦时、153 亿千瓦时。2016 年弃水电量超过 300 亿千瓦时。预计 2017 年云南省弃水电量还会有所增加，2017 年后因滇西北直流送电通道建成，外送能力增加以及省内用电需求的增长，弃水电量在 110 亿千瓦时左右。
云南省水电弃水主要原因是市场需求不足以及电源结构性矛盾，占比90%以上。
多点发力解决川滇弃水问题
我国水电的年发电量和装机容量均居世界第一，是我国第二大主力电源。水电的良性发展关系到我国能源结构的调整，是我国完成 2020 年非化石能源消费占比目标的重要基石。解决川滇两地弃水问题，不可因噎废食，应该从多方面矛盾入手，多点发力，从深层次调整西南水电结构，推动我国能源顺利转型。
加强国家层面统筹协调和管控
坚持西电东送战略，加强国家层面西部水电消纳的协调和引导，实现水电资源跨区配置，打破省间壁垒，加大接受水电力度，促进川、滇及各受电省份共同解决弃水问题。加强省际电力市场协调，严格控制、减少煤电建设投产规模，为消纳西南清洁水电留出必要的市场空间，优先保证消纳包括水电在内的可再生能源电量。
科学规划、有序推进电源建设，协调配套建设送出工程
大规模水电集中投产、负荷发展水平低于预期是造成川滇水电弃水的主要原因，另外四川、云南的外送通道建设较“十二五”能源发展规划分别相差 800 万千瓦、300 万千瓦以上，导致出现窝电弃水情况。需科学合理的规划电源建设方案，结合市场需求，有序地开发电源，配套建设送电通道，避免由于电网建设滞后出现“卡脖子”的情况发生，尽可能减少因电源建设与送出工程、市场需求不匹配带来的弃水。依托雅砻江中游梯级水电站开发建设雅砻江中游水电外送通道，该通道建成后还可有效解决攀西断面送出受阻问题；加快川渝 500 千伏交流第三通道建设以及落实“雅中直流”特高压外送工程；依托金沙江下游乌东德、白鹤滩电站开发建设云南水电送电通道；加快推进滇西北直流工程建设。
统筹安排电源开发时序及规模，适当控制新能源的建设进度，在弃水严重的当前，集中力量消化存量水电及新能源，促进西南地区“网、源、荷”健康协调发展。
探索建立水电消纳保障机制
2016 年国家先后出台《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》（国能新能 [2016]54 号）、《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源[2016]1150 号）等文件，虽然水电上网电价远低于风电、光伏电价，但上述文件均不包含水电。
随着经济发展进入“新常态”和国民经济的结构性调整，电力需求增速逐步趋缓，同时西部水电开发难度加大、成本增加，满足合理收益的上网电价提高，必将影响受端市场消纳西电的积极性。但水电电价形成机制中其减排等综合效益没有得到体现。研究建立外送水电消纳配额制，将吸纳西部水电纳入受端区域能源发展计划，建立优先消纳的保障机制和相关措施，构建合理的市场交易方式、价格补偿和碳排放交易机制及其配额制度，促进西南水电在全国更大范围的资源优化配置。
积极研究推进市场消纳机制
深入贯彻中发[2015]9 号文件精神，落实电力体制改革配套文件要求，充分发挥市场机制作用，有效利用水电资源。
“十三五”期间，西南水电受端地区电力供应预期较为宽松，对于接纳西南水电而影响本省火电利用小时数存在更多的考虑。与此同时，电力系统市场化改革使受端省份对西南水电的价格、送电特性等方面有着新的要求。目前，云电送粤、云电送桂协议尚未签订，而四川水电外送以指令性计划为主，没有与受电端签订送受电协议。建议国家统筹考虑各方参与程度，反映各方诉求，尽快签订川电外送、云电外送的相关协议。
积极发挥市场化交易平台的作用，为富余水电寻求出路。充分利用现有通道加大汛期送电量，协调受端市场充分吸纳西南水电。分析近年实际送电情况，汛期云电外送能力还有一定的潜力可挖，协调广东等受端市场进一步接纳云南水电。进一步完善大用户直接交易机制，同时研究 “以电替煤、以电替油”的用能方式，扩大内需，进一步拓宽清洁能源的销售渠道，加快贫困地区电网建设、改造，改善当地用电条件，促进电力消纳。进一步完善电力市场中水火置换机制，促进富余水电就近消纳，探索研究跨省区发电权交易、开拓新的电力外送市场。
加快龙头水库建设，改善水电出力特性
龙头水库能很好地发挥蓄丰补枯调节作用，改善全流域梯级的出力特性，有效平抑水电出力的峰、枯矛盾，能更好地适应电力系统需求特性和电力外送，有利于争取更好的市场消纳空间，对减少弃水、提高水资源综合利用能力和水能利用率等具有重要作用，应重视并加快龙头水库规划建设，出台相关制度与政策。
因规划的金沙江龙头水库没有建设，梯级电站出力特性和电能质量不能实现规划目标，金沙江干流中游已投产梯级水电站调节性能较差，大多仅具备日、周调节能力，受天然来水汛枯差异大的影响，水电汛、枯出力差异悬殊，不能很好地与电力需求相匹配，也限制了外送市场空间，导致汛期电量大量富余。澜沧江建设有小湾和糯扎渡两个多年调节水库，梯级整体调节性能较好，更能够适应年内用电需求，对减少弃水电量的作用显著，体现了市场优势。
金沙江梯级水电站群规模巨大，龙头水库补偿作用更为显著，规划的龙盘水库调节库容 215 亿立方米，地处我国装机达 1 亿千瓦的巨型水电基地龙头，其下游梯级利用水头达 1700 米，水库有效蓄能量达 900 亿千瓦时，一直到葛洲坝均可受益。补偿调节后，金沙江中游梯级水电站群的枯水期电量占年电量的比例可由 27.8%提高为 61.4%，云南骨干流域金沙江梯级水电群的出力特性和电能质量将得到极大改善。积极推动金沙江龙头水库建设，将对整个云南省水电消纳都具有重要作用。
实行流域、电力系统优化调度
推动建立流域统一运营管理机制，研究流域梯级联合调度体制，推动金沙江、澜沧江、大渡河、雅砻江等流域实现梯级联合调度，充分发挥流域梯级水电开发的整体效益，提高总体市场竞争能力。
根据实际水情，结合系统运行要求，及时协调并取得电网支持，通过申请降低或加大出力，灵活、主动地调整机组负荷曲线，减少弃水损失。
推行电价改革，实行峰、谷和丰、枯电价
电价成为电厂实际上网电量和改善电网运行条件的关键因素。单一电价体制不利于改善电网峰谷差，也使一些新建水电厂由于电价较高而失去竞争能力，增加弃水。实行丰枯电价，在弃水期或即将弃水时超发电量降价向电网输送。如美国水电站季节性电能的电价仅为可靠电能的 1/4。
作为电力市场的补充，可建立电量置换市场，在网内或网间建立计划电量置换市场；合理核定新建通道的输电电价，优化受端地区用电成本；研究跨省区大用户直接交易，推动送端发电企业与受端电力用户通过市场化交易方式直接确定送受电价，促进西南水电消纳；鼓励受端地区配套水电消纳政策，增加年交易电量。
加强水电弃水监管
通过调查、分析研究，制定统一的水电弃水界定标准及管理办法，包括弃水的定义、分类、定量计算方法，以及水能资源利用监测管理办法。从政府、电站和电网角度，做好发电、弃水、水资源综合利用等信息的监测、分析、统计工作，纳入流域综合监测管理体系，并及时分析产生弃水的原因。构建流域梯级水电站信息监管平台，实现实时监测、信息共享、有效管理。
研究运用大数据手段
目前电网大多采取直接调度机组的方式，导致流域梯级联合调度不易协调，电网也缺乏优化调度动力，流域梯级水电之间以及水、风、光互补难以实现，缺乏相应市场机制安排。
研究基于流域综合监测，建立大数据信息平台，实现流域水电调度运行信息的事中事后监管，进一步打通干支流、跨流域的信息互联互通，运用大数据手段，通过大系统协同，全面实施水、风、光等多能互补，提升电站运行效率和系统调度运行管理水平。
创新公益加市场的水电电价机制
中国水力发电工程学会副秘书长 张博庭
从我国经济进入新常态以来，随着社会用电增速的放缓，我国电力行业产能过剩的矛盾日益突出。2016 年我国火电机组的平均利用小时数降到了 3765 小时，再创新低，与此同时，我国的水电弃水，风电弃风、光伏弃光的现象也愈演愈烈。据统计，2016 年我国水电弃水电量已经超过了 800 亿千瓦时，弃风弃光的电量也已经达到了 500 亿千瓦时。2016 年我国可再生能源的损失，已经相当于 1.5 座三峡水电站。粗略估算，2016 年我国的水电弃水，就相当于损失了一座三峡电站发电量，风电光伏也损失掉了半座三峡发电量。
其中尤其令人特别不能理解的，是水电的弃水。应该承认风电、光伏发电技术目前还确实不算十分成熟，其发电的间歇性、随机性矛盾以及高补贴电价，确实会增加其大量入网的难度。但是，以水电的电能质量和价格来说，都不存上述问题。但不知为何，随着我国电力产能过剩程度的加剧，弃水电量也在急剧的增加。近年来，实际弃水情况大体上是 2014 年 200 亿千瓦时，2015 年 400 亿千瓦时， 2016 年 800 亿千瓦时。根据测算，如果不采取措施，2017 年我国水电弃水量还将会有较大幅度的增加。
国家“西电东送”能源战略受阻
根据我国水电弃水主要发生在云南、四川两省的现实来分析，大量弃水的原因主要是，中东部省份普遍不愿意接受西部水电。从有利于本省的 GDP 考虑，一些中东部省份甚至宁可发展自己的高价火电，也不愿意接受西部相对便宜的水电。
下一步随着我国电力体制改革的深入，区域经济利益对电力市场竞争的干扰将会更加严重。最近，国家发改委印发了《关于有序放开发用电计划的实施意见》。其总体思路是：“通过建立优先购电制度保障无议价能力的用户用电，通过建立优先发电制度保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网，通过直接交易、电力市场等市场化交易方式，逐步放开其他的发用电计划。在保证电力供需平衡、保障社会秩序的前提下，实现电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主，并促进节能减排。”
理论上看，“通过建立优先发电制度保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网”应该能保障优质、低价的水电优先上网。但是，目前我国水电集中在云南、四川两省，而所谓优先上网的范围，一般是局限在省级电网内。对云南、四川两省来说，其水电的发电能力早已经大大超过了本省的用电负荷。所以，对这两省自己而言，早已经失去了所谓“建立优先发电制度保障清洁能源发电”的客观条件。
对于中东部其他省份而言，当然可以按照文件要求先保障本省的水电等清洁能源优先上网。但是，对于外省送过来的水电清洁能源，则不一定属于必须要考虑的范围。因此，前些年，随着市场煤价的走低，很多省份都加大了本省火电建设力度，而不愿意再接受西部水电。
因此，摆在我国目前的现实是，各个省级电网都没有违背“国家的有序放开发用电计划的实施意见的‘总体思路’的要求”，但实际的结果却是水电弃水问题，正随着我国西部水电开发程度的增加而越来越严重。其原因就是我国“西电东送”能源战略，没有在电力市场化的改革中得到应有的保障。
严重弃水既干扰能源革命还将危及整个社会
针对这种局面，近年来很多有识之士，大声疾呼国家层面应加大“西电东送”能源战略的实施力度，抑制东部火电的无序扩张。为此，国家能源局在 2016 年前后，先后发出过六个文件，预警和控制各地火电的建设。但是效果却难以令人满意。2013 年之后的市场煤价走低，再次刺激起了各地煤电建设新高潮。
在我国新颁布的电力“十三五”规划中，虽然已经明确要停建、缓建煤电项目，但是，“十三五”期间我国新增的煤电产能仍然要高达 2 亿千瓦。由于煤电的设计年运行时间通常可达到 5500 小时，所以，按照各种电源的实际发电能力计算，实际上，“十三五”期间，我国煤电产能的增量，比我国所有可再生能源（水、风、光）之和还要大 1.43 倍（“十三五”期间煤电产能的增量，是所有可再生能源增量之和的 243%）。也就是说，如果不采取有效的措施，到“十三五”末，我国煤电产能过剩的矛盾，不仅不会缓解，而且还会加剧。我国弃水弃风弃光问题，不仅不会得到解决，甚至还有继续恶化的可能。
目前，用行政手段解决我国“西电东送”矛盾的做法，已经难以达到满意的效果。然而，如果我国日益严重弃水的问题不解决，不仅会严重影响我国的能源革命进程，而且还将对我国整个社会的经济和发展造成巨大的损失。因为我国的绝大多数的大中型水电，都在不同程度上要担负水资源调控的任务。从保证社会发展的防洪、供水安全等问题上来看，有很多水电站，即使不能发电，我们也必须要建设它。
前几年，由于我国普遍缺电，国家出台政策积极鼓励企业利用市场机制开发水电。一方面可以缓解我国电力能源短缺的问题，同时也可以解决我国的水资源开发和调控的矛盾。根据当时政策，水电的上网电价是成本加成，水电开发企业通过国家制定的电价保障和水电正常上网，就可实现必要的投资回报。现在，由于电力市场的剧烈变化，不仅水电的上网量已经没有保障，原来政府承诺的电价，在很多情况下也失去了作用。好在这些水电开发企业大都是国有企业，暂时还不会因为一时的经营困难，就放弃社会责任。但如果这种入不敷出的问题长期不解决，甚至一些水电企业在电力市场化的竞争中被淘汰出局，那么，我国利用水电开发所实现的水资源功能，将如何得到保障？
探讨科学合理的水电电价机制
曾有研究机构建议，对公益性较强的水电站，实行公益性电价并保障收购，确保其不会因为电力市场化竞争而生存不下去，最终影响到整个社会。这种办法，对于某个能享受公益性电价的电站本身绝对是有好处的，但是，笔者担心对于那些没有能划入公益性电站的水电站，可能会更加不利。因为在有限的市场面前，如果电网首先保障了某些公益性电站，很可能要挤占没有纳入保障范围的水电站的入网机会，造成弃水量的加大。
另一方面，几乎我国所有具有水库的水电站都在不同程度上肩负着水资源调控的任务，具有一定的调控水资源的公益性功能。所以，如果在市场竞争中，只对一部分公益性较强的水电站予以支持，这个区分的界限，很难公平划分。因此，笔者认为，最好能对所有的（大中型）水电站，都引入公益性电价的概念，同时也都保留部分市场电价，参与市场竞争。具体的做法，把水电的上网电价，划分为集中趸售和市场销售两部分。趸售部分体现对水电的公益性保障，而销售部分则实现水电参与电力市场的竞争。
具体的划分，我们可以四川亭子口水电为例。目前，国家发改委批复的亭子口水电站电价，在还贷期的成本加成是 0.48 元 / 千瓦时。假设趸售部分电价按照 0.43 元 / 千瓦时计价，电量先按照该电站设计年平均发电量计算。这部分钱，由电网公司按年度统一支付给亭子口水电站。除此之外，亭子口水电站的实际上网电量，再按照每度电 0.05 元计费，并参与电力市场的竞争。
这种做法实质上是在用经济手段，督促电网企业保障优先收购水电。因为，水电站的上网电价中大部分，电网企业已经预先通过趸售支付给水电企业了。因此，水力发电企业的利益已经与电网企业绑在了一起。显然，如果电网的调度让水电站弃水了，那么电网企业自己遭受的经济损失，实际上比水电企业还要大（因为已经付了很大一部分钱）。反之，如果电网企业能通过合理的调度，让水电站多发电，那么超出的部分，电网企业相当于只需要 0.05 元就可以收购到一度电。可以创造出巨大的额外效益。
在电力市场，一方面，我国前几十年已经开发了不少的水电站，已建（完成贷款偿还）水电站的低成本、低电价优势，可以承受起一些新建水电的初期经济压力。另一方面，当我国的水电开发完成之后若干年，水电站的运行低成本和高收益，不是留给了个别水电开发企业，而是留在了明显具有社会公益性质的国家级的电网企业。这些收益既可以用于平抑全国电价，也可以支持其他成本较高的可再生能源开发。
要解决我国水电弃水的问题，还必须要打破省域壁垒的局限。因此，水电趸售的相对方，不能是省级电网，而是国家电网和南方电网。因为我国云南、四川两省的水电装机量非常大，远远超过本省的用电负荷，如果没有省际间西电东送作保障，即使给再大的压力，也不可能解决本省的水电弃水。由国家电网公司和南方电网公司来趸售水电的目的，是把全国范围内销纳水电的任务，也交给了国家级的电网企业。同时，也促使国家级的电网企业，在电网通道的建设和各省电源点的规划布局上，把西电东送的因素考虑进去。而不像目前，似乎只有国家能源局在用行政手段推进水电的西电东送。而电网企业却没有主动参与的积极性。因为，从电网企业保障供电的安全和降低送电成本的角度来看，电网企业更偏爱在电力负荷地附近多建些火电。即便是要实施国家西电东送的能源战略，电网企业也似乎更愿意输送内蒙、新疆的煤电。因为，送煤电可以让自身投资建设的送电线路的利用率更高、效益更好。
水电趸售加销售（公益加市场）实质是利用市场手段，通过国家级电网企业推进国家的西电东送能源战略实施。即使将来有一天，市场再次出现了 2010 年那样煤电的成本远高于水电，大家都争着要水电的情况，那也不要紧。电网只要适当的调整一下趸售与销售的价格比例就可以解决矛盾。
市场加公益的上网电价机制，其实也可以用于解决风电和光伏的上网矛盾，减少风电和光伏的弃电损失。只不过目前风电和光伏还享受国家的较大补贴。目前，即使不用这种办法解决风电、光伏的弃电损失，财政补贴资金就已经出现了巨大缺口。如果再实施经济手段保障收购，我国风电光伏的发展与巨额补贴之间的矛盾将更加尖锐。所以，从有利于社会公平和促进能源革命的角度上看，只要符合国家发展规划的风电和光伏，如果愿意放弃国家的电价补贴，也可以享受按比例趸售与销售的保障上网政策。之所以要求必须符合国家规划，是因为风电、光伏等电源入网之后，肯定需要电网企业附加上送电和调峰的成本。所以，其发展的速度必须是在电网企业的实际能力可以接受的范围之内，方可持续。
充分调动电网企业的积极性
当前我国的能源革命与电力转型已经到了一个非常关键的时期。为了保证我国社会经济发展必需的能源供应，我国正在以不到全球 1/5 的人口，消耗着全球一半以上的煤炭，与此同时煤电却一直还是增长最快的电源品种。近年来，随着煤电装机的快速增长，我国的弃水、弃风、弃光又愈演愈烈，且已经严重影响到可再生能源的可持续发展。
笔者认为，如果煤电产能压不下来，弃水、弃风、弃光的矛盾难以从根本上解决。可再生能源企业的亏损，已经极大地打击了企业的积极性。之所以出现这种情况，并不是促进可再生能源发展的支持性政策不到位；而是缺乏相关的激励政策，用以充分调动在电力市场中起关键作用的电网企业的积极性。客观地分析，从保证电力供应和用电安全的责任来看，电网中煤电多一些并没有任何坏处，但如果其他任何一种可再生能源多了，则都有可能增加电网企业的调度难度、安全风险以及电网建设成本。因此，必须通过市场激励，创新科学合理的水电电价机制，从而把电网企业的利益与可再生能源的发展绑在一起。
总之，电力市场化是改革的大方向。我们一定要认识到市场化是改革的手段，而绝不应该改革的是目的。电改的目的，是要保障我国能源安全、推进能源革命。市场化改革的目标，是要找出有利于实现目的的市场化手段。
水电资源丰富，而且需要西电东送消纳，是我国资源禀赋的一个重要特点。因此，一个国家级的大电网体系和由国家体系保障的水电“西电东送”消纳机制，对我国的国情而言是非常必要的。解决当前我国水电弃水问题（包括弃风、弃光）的难点在于，如何能找到一种市场化的手段，充分调动起电网企业推进能源革命和电力转型的积极性，这才是破解当前我国西南水电开发和外送困局的关键所在。
打破省间壁垒 配额消纳水电
本刊记者 井然
国电大渡河流域水电开发有限公司于 2000 年 11 月成立，是中国国电集团公司所属二级单位，是集水电开发建设与经营管理于一体的大型流域水电开发公司。目前，已建成投产龚嘴、铜街子、瀑布沟、深溪沟、吉牛、大岗山、枕头坝一级、猴子岩 8 座水电站，今年即将投产沙坪二级水电站。截至目前，大渡河公司投产水电装机 1011.24 万千瓦。
《中国电力企业管理》：目前四川省水电消纳形势如何？面临哪些问题？
国电大渡河流域水电开发有限公司：四川是水电大省，水电产业发展得到了各级政府的高度重视与大力支持。在发展过程中，也面临一些困难和问题。总体上，主要表现在重投资轻运行。“西部大开发”战略实施以来，四川明确了重点发展水电等六大支柱产业。经过十几年的发展建设，四川水电发展取得了重大成就，截至 2016 年底，四川水电装机达到了 7030 万千瓦，位居全国首位，成为水电大省，但距离水电强省还有较大差距，未把资源优势转变为经济优势。突出表现在供需严重失衡，弃水严重，主要原因一是规划不协调，送出工程与主体工程建设不同步；二是消纳无规划，措施欠缺；三是市场机制不公平；四是政府以降价为目标，不利于水电发展。具体表现在以下方面：
川电外送通道严重不足。2016 年底，四川全省装机容量共 9108 万千瓦，国调机组装机容量 2310 万千瓦，四川省 “四直四交”电力外送通道输电能力 2850 万千瓦，2016 年川电外送通道缺口超过 2100 多万千瓦。尽管 500 千伏川渝第三通道有望 2017 年投运，但其输电能力仅有约 200 万千瓦。“十三五”规划了±800 千伏雅中 - 江西特高压直流工程，输电容量 1000 万千瓦，但落点省份仍未完全确定，其设计和建设周期至少 5 年。川电外送通道严重不足，水电弃水损失电量严重，在“十三五”期间难以根本改善。
外省接纳川电意愿不强。因水电在全国范围配额消纳机制没有建立，近两年即使川电外送通道有一定富裕能力，华东、华中、西北等地区也不愿意消纳四川及西南地区水电；具有 300 万千瓦输电能力的德宝直流工程，2016 年丰水期外送潮流仅有 120 万千瓦，2016 年 1～9 月，四川经德宝直流外送电量仅 31.4 亿千瓦时，同比降低 47.2%。
电网规划建设与电站建设投产不匹配。由于 1000 千伏雅武交流特高压输变电工程取消，大渡河大岗山水电站电力送出改接到 500 千伏雅安变电站。由于雅安变电站电力外送通道容量严重过载，导致大岗山水电站及其他汇集电站电力送出严重受限。“十三五”期间，雅安片区水电供电能力将保持在 770 万千瓦左右，而雅安变电站送出断面输电能力仅 460 万千瓦，预计到“十三五”末雅安片区“西电东送”限电规模将达到 272 万千瓦，将导致水电大量弃水。
装机增速高于用电增长，供大于求矛盾突出。受宏观经济环境、水电装机集中投产等影响，四川省电力供应形成了“枯期有余、丰期富裕”的供需新常态。与此同时，四川全社会用电量增速呈下降趋势，2017 年，四川省内电力市场形势将更加严峻，发电利用小时数进一步下降，水电弃水时间更长，弃水量更多，电价进一步下降，新投产发电企业出现亏损。大渡河公司投运电站从 2013 年初至 2016 年底累计弃水损失电量 139.54 亿千瓦时（不包括正常泄洪弃水损失），其中 2016 年弃水损失电量 74.5 亿千瓦时。
执行政策不一致，市场机制欠公平。四川省发电企业分属于国调、省调、地调等不同主体，“国调、省调、地调” 机组调度机制不一样，导致不同调度权属的发电企业利用小时数严重失衡。2016 年，四川省在省调燃煤机组按最小运行方式发电且来水偏枯的情况下，四川省调水电机组装机弃水电量超过 380 亿千瓦时，弃水压力全部由省调水电承担。2015 年省调水电机组利用小时为 3765 小时，分别比国调机组和地方水电机组低 1070 小时和 1339 小时。2016 年省调水电机组利用小时为 3457 小时，分别比国调机组和地方水电机组低 1666 小时和 1884 小时。省调水电机组的利用小时数远低于国调机组和地方水电机组。由于不同调度权属的发电企业执行的政策不一致，市场机制缺乏公平性，导致了发电企业之间盈亏分化严重。国调水电企业经营效益水平远超省调水电企业。2017 年，四川省调电站经营形势更为严峻。
市场化程度不一致，电价执行水平差距大。2016 年，四川省调水电机组市场电量占比达到 47 %，平均电价执行水平为 0.236 元 / 千瓦时，批复电价执行率为 76%，水电企业让利 45.5 亿元，预计 2017 年四川省调水电机组市场电量占比超过 50%，平均电价执行水平为 0.229 元 / 千瓦时，批复电价执行率为 74%，水电企业让利超过 50 亿元。
新水电项目投资动力不强,影响野十三五冶水电规划完成。我国水电开发多集中在西部高海拔地区，水电建设成本不断攀高。水电企业被迫放缓开发进度，导致未来年份投资和投产规模逐年下降，难以完成规划目标。这不利于国家能源结构的优化，影响国家完成节能减排、提高非化石能源占比目标，不利于部分地区空气污染、雾霾问题的有效解决。
中国电力企业管理：有观点认为，“国家实施简政放权以后，部分地区以能源投资拉动经济增长为目的，陆续上马了一些火电项目，造成中东部受电地区火电与送电地区水电的矛盾升级。“对此，您怎么看？
国电大渡河流域水电开发有限公司：2002 年电力体制改革后，我国电力工业得到了长足发展，解决了多年来制约我国经济发展的能源短缺瓶颈问题。目前全国电力过剩只是暂时、低水平过剩，电力行业适度超前符合经济周期。目前看似“水火矛盾”实质是现行国家财税体制、考核导向导致的省间壁垒。国家层面缺乏统一协调、各自为政，对水电健康有序发展的政策支持不够。
中国电力企业管理：为促进西南水电健康发展，您有哪些建议？
国电大渡河流域水电开发有限公司：一是进一步明确水电的清洁能源属性，坚决执行国家能源战略，国家层面加大对水电的支持力度。
二是统一规划，全国消纳。将水电清洁可再生能源列入全额保障性收购范畴。出台相应办法，打破省间壁垒，将水电在全国范围内实行配额消纳，要求华东、华中、华北、山东、广东、西北、福建等省份每年丰水期必须配额消纳四川及西南其他地区水电，保障水电全额消纳。
三是加大财政扶持。在建设成本、移民政策、营业税负等方面减轻水电企业负担。
四是加快川电外送通道和四川省输电网络建设，进一步增强川电外送能力。建议从国家层面协调，在四川省电力“十三五”规划中新增 3 回川电外送通道，增加外送能力应达 2000 万千瓦。加快推进大渡河上游梯级电站电力打捆“点对网”外送到华东、华北或华中等发达地区的输电方案。
五是国调、省调机组应做到同区域同政策。不管国调、省调水电都是各级政府部门核准的项目，都是全国清洁能源战略的重要组成部分。在电力体制改革和有序放开发用电计划的大背景下，同一省份的水电作为一类电源应该公平地下达计划、进入市场，不应从政策上给予区别对待。
六是发电企业上网电价应受到保护。2016 年 11 月国家能源局通报披露：2015 年全国平均上网电价同比下降 2.61%，平均销售电价同比下降 0.57%，平均购销差价（含线损） 同比增长 4.02%，政府性基金及附加同比增长 0.74%。2016 年四川省发电企业上网电价仅达批复电价的 76%，发电企业经营举步维艰，省调燃煤企业亏损面为 100%，省调水电企业亏损面超过 80%。建议发电企业上网电价应受到保护，不能主要靠降低发电企业电价来推进电力体制改革。2016 年市场挂牌交易电量为全年电量且价格较低，这类电量对近年新投产建设成本较高的电站几乎为无边际利润，给电站经营造成很大困难。建议适当提高自备替代、大用户直供电等交易价格，使大部分电站有边际利润，帮助水电企业渡过难关。
加强统筹协调促进西南水电健康发展
——专访贵州乌江水电开发有限责任公司副总经理、总工程师彭鹏
本刊记者 井然
中国电力企业管理：请您介绍一下目前公司的发展经营现状？
彭鹏：从 1999 年至 2013 年，贵州乌江水电开发有限责任公司（简称乌江公司）按照“流域、梯级、滚动、综合”的开发方针，抢抓西部大开发和“西电东送”的历史机遇，累计投入资金 440 亿元，成功开发完成了乌江干流贵州境内河段梯级电站。
目前，乌江公司现有水电装机 869.5 万千瓦，年发电能力达 300 亿千瓦时，所属电站均是“西电东送”的重要骨干电源点，占贵州省统调水电装机容量的 71%。乌江公司最大储蓄水能可达 110 亿千瓦时，占全省水电蓄能的 79.3%。通过梯级联合调度，可充分利用储能对电力进行时间和空间上的再分配，对区域电网起到调蓄作用，是贵州电网调峰、调频的重要支撑。
2016 年，乌江公司水电完成发电量 295.85 亿千瓦时，年缴纳税费 26.42 亿元，有力支持和带动了区域的经济发展，切实履行了央企的社会责任。
近年来，受电力行业整体供大于求、市场交易大幅让利等因素影响，乌江公司总体生产经营形势日趋严峻，火电及新能源等板块严峻的市场形势也对水电产业的发展造成了长期和深远的影响。
一是盈利能力低于行业平均水平。近五年来，乌江公司水电平均（不含税）上网电价 0.2430 元 / 千瓦时，平均度电成本 0.2117 元 / 千瓦时，度电利润为 3.13 分 / 千瓦时，扣除所得税后，总资产收益率仅 1.05%，平均净资产收益率 5.99%，相比行业测算内部净资产收益率 8%低 2.01 个百分点。
二是固定成本占比高。乌江公司水电年平均成本中，财务费用、折旧费、修理费、材料费等固定成本占比达到 90%。较明显地体现出水电运营成本低，但建设投资金额巨大，需通过后续的长周期经营逐步回收等特点。
三是水电电价明显低于周边省区。乌江流域梯级水电站平均上网电价为 0.2926 元 / 千瓦时，低于周边同类型水电电价（广西龙滩 0.307 元 / 千瓦时，云南小湾 0.30 元 / 千瓦时，重庆彭水 0.32 元 / 千瓦时）。2016 年，乌江公司水电承担“西电东送”分摊电量达 148.34 亿千瓦时，该部分电价较现行电价低 0.0276 元 / 千瓦时，直接影响乌江公司经营效益。
中国电力企业管理：目前水电发展面临什么形势，存在哪些问题？
彭鹏：近三年来，受厄尔尼诺现象影响，贵州区域来水情况一直偏好，乌江公司作为贵州省最大的发电集团也从中获益良多，连续三年盈利，为贵州省经济社会发展和股东方权益作出了积极的贡献。但随着移民调概及通航工程垫付资金的不断加大、库区环保治理资金的不断投入以及天然来水的不确定性，乌江公司水电生产经营前景不容乐观。目前来看，主要存在以下几方面的问题：
一是移民调概及通航工程增加投资未能合理疏导遥根据《国家发展改革委办公厅关于贵州乌江洪家渡水电站建设征地移民遗留问题处理意见的复函》，以及省发改委对乌江公司所属索风营、构皮滩、思林和沙沱四家水电站有关建设征地移民安置概算调整报告的批复，乌江公司所属四家水电站在处理移民工作中后期追加投资共计 47.63 亿元，目前已垫付 34 亿元。按此批复测算，需在乌江公司现行水电平均电价基础上提升 0.0545 元 / 千瓦时加以疏导。此外，构皮滩、思林、沙沱通航工程概算共计 43.77 亿元，按 25 年经营期对此项费用进行分摊，需在乌江公司现行水电平均电价基础上疏导 0.0267 元 / 千瓦时。根据国家政策，因概算上调新增的投入应通过上调电价进行补偿，目前以上新增投资均未通过电价落实。
二是乌江流域规划变更对企业经营造成较大影响遥乌江流域水电资源经过近二十年的开发，资源状况随着开发深度、利用领域的改变发生了不可逆转的变化。根据《贵州省水利建设生态建设石漠化治理综合规划》（简称三位一体规划），至 2020 年，贵州将重点建设约 521 处骨干水源工程，以提高水资源调配能力，保障城乡安全饮水。整个流域的水能资源受上述影响将持续减少。经贵阳勘测设计院分析，2030 年黔中水利枢纽建成后取水量将达到 7.4 亿立方米，减少乌江梯级电量约 10.54 亿千瓦时；夹岩水利 28 中国电力企业管理 2017.05 枢纽工程 2030 年取水量将达到 7.01 亿立方米，减少乌江梯级电量 7.49 亿千瓦时；三位一体中小型工程 2020 年取水量 20.86 亿立方米，减少乌江梯级电量 11.85 亿千瓦时。
三是乌江流域来水不确定性导致水电经营风险较大遥一方面，乌江流域来水呈现周期性波动。从 1951～2006 年间的水文资料来看，乌江流域年来水径流量超过多年平均值的年份只有 27 年，即高于多年平均的来水概率不超过 50%。从近十年来水偏好的周期盈利水平来看，乌江公司亏损年份也达到了 30%，乌江水电盈利水平具有较强的不确定性。从当前水情的快速消落情况来看，虽然近几年的来水情况较好，但本轮来水周期基本已经结束，未来几年都有可能出现枯水年份，届时乌江公司有可能出现大幅亏损。
另一方面，乌江流域来水完全依赖于天然降雨。有别于云南省水电长年有雪山融雪径流支撑的情况，乌江流域 “靠天吃饭”的特性决定了企业盈亏不可控的特点。历年来乌江水电按照“丰存枯用”的原则，滚动投入数百亿元进行乌江流域梯级电站的开发建设，执行“同网不同价”的水电低电价政策，以此来承担贵州省绝大部分的交叉补贴，为贵州的工业强省战略和惠民生政策实施作出了卓有成效的贡献。现阶段，政府并没有针对贵州水情不连续的特性建立相应的补偿或平衡机制，一切来水风险均由乌江公司独自承担。
四是野西电东送冶省内输配电价大幅降低水电收入遥根据贵州省发展改革委《关于西电东送省内部分输电价格有关问题的通知》（黔发改价格〔2016〕1533 号）、《关于明确 2016 年西电东送电量分配有关事宜的通知》（黔经信运行〔2016〕47 号）等文件精神，水电分担的“西电东送”电量，将在水电批复上网电价的基础上扣减 0.0276 元 / 千瓦时。若按以上文件执行测算，相当于乌江流域所有水电站的上网电价将下调 0.013 元 / 千瓦时以上。
综合以上因素，2017 年乌江公司水电预算发电量仅 230 亿千瓦时（按 2016 年来水），电价执行现行批复电价，水电经营仅能维持零利润状态。
中国电力企业管理：为促进西南水电健康发展，您有哪些建议？
彭鹏：要解决西南水电存在的电源规模与电网送出不够配套、政策措施和市场机制不够完善等突出矛盾和问题，需要国家在政策、体制、机制等方面予以完善。
一是保障水电按政府定价全额收购。水电属于二类优先保障资源，应享受政府定价或同等优先发电原则，主要承担保障居民、社会公益事业用电。乌江流域梯级电站电价按照经营期电价法进行测算，经政府价格主管部门审批后执行，与输配电价的测算审批流程一致，因此应严格执行国家批复电价。而现行上网电价未对移民及通航设施建设的新增投资进行疏导，大幅增加的运营成本无法冲抵，使水电项目的合理收益无法得到保障，不利于水电行业的可持续健康发展。
二是合理健全体制机制遥水电电价形成有其自身的长周期机制，希望国家有关部委和政府部门在出台相关政策时，充分考虑贵州水电建设新增投资尚未得到电价疏导的客观情况，合理完善煤电联动水火互济运行机制，并解决水电企业存在的资金垫付问题。
三是建议有关部门建立针对贵州水电来水不确定性的风险防控机制。按“丰水期盈利 + 省级财政投入”的方式，探索开展降水发电指数商业保险；当天气极度干旱、降雨量不足、发电量和收入低于预期时，通过保险赔付的方式弥补水电企业部分收入损失。
原标题：西南水电之问
