一、四川、云南棄水形勢概況

1.棄水現況

我國幅員遼闊，蘊藏著豐富的水力資源。根據最新統計數據，全國水電技術可開發量約6.6億千瓦，其中四川、云南水電技術可開發量約2.6億千瓦，是我國重要的水電基地。"十二五"是四川、云南水電裝機容量快速發展時期，2015年末兩省水電裝機分別為6939萬千瓦、5774萬千瓦，在滿足本省用電需求的基礎上，分別外送富余電能2850萬千瓦、1850萬千瓦至東部地區消納。隨著國家經濟發展進入新常態、用電需求增速放緩等因素影響，西南地區四川、云南水電棄水問題也日益突出。根據統計數據，四川"十二五"逐年棄水分別為3、76、26、97、102億千瓦時，云南"十二五"逐年棄水電量分別為12、24、48、173、153億千瓦時，棄水電量呈逐年上升趨勢，豐水期7～10月棄水比重超過95%。2016年四川、云南棄水電量已經攀升至164、315億千瓦時，達到歷史最高；根據國家能源局通報，2017年前三季度四川、云南棄水電量分別為123.8、240.5億千瓦時，形勢依然不容樂觀，需要采取有力措施來緩解棄水問題。

2."十三五"棄水形勢預測

"十三五"期間，我國經濟預計進入"L"型發展階段，即經過增速明顯下降后，在一定增速上基本保持平穩運行，不會出現強勁的反彈，也不會出現明顯的失速。對于電力工業來說，"十三五"期間用電增速有限，四川、云南年均用電量增速預計分別為4.6%、5.7%。

"十三五"四川省內裝機增加2197萬千瓦，其中水電裝機增加897萬千瓦（不含金下二期）；云南省內裝機增加2303萬千瓦，其中水電裝機增加996萬千瓦（不含金下二期）。在考慮明確（已開工或在建）新增外送通道容量1400萬千瓦后，四川、云南電源裝機依然呈現過剩，面臨著更大棄水壓力。計算表明，2018年-2020年四川預計產生棄水電量分別為230、213、172億千瓦時；2018年滇西北直流投產運行，云南棄水情況有所緩解，預計產生棄水電量分別為130、104、154億千瓦時。

二、"十二五"西南棄水成因分析

1.用電增速超預期下降

"十二五"期間，四川、云南兩省受經濟結構轉型影響，全社會用電量增速均低于預期，2015年實際全社會用電量較預期分別減少約1000億千瓦時和360億千瓦時。另一方面，兩省電源建設進度沒有受到負荷增速下降的影響，均按照計劃進行，截止2015年四川和云南裝機容量8673萬千瓦和7671萬千瓦，分別完成"十二五"規劃裝機容量96.2%和99.3%，即使考慮到兩省"十二五"新增的外送容量，2014、2015年依然出現了"供大于求"的電力供給形勢，出現了較多的棄水電量。

2.外送通道建設未達預期規模

四川"十二五"規劃水電外送能力達到3150萬千瓦。實際操作中，特高壓交流雅中～武漢輸變電工程經工程院評估后，將特高壓交流方案建設修改為直流方案，優化后的方案仍在論證中，一直未進入工程建設階段。因此，至2015年四川水電外送能力為2850萬千瓦，比規劃外送規模少300萬千瓦，導致四川部分地區出現窩電的情況。

云南金中直流（金沙江中游水電送電廣西）工程原規劃在2013年底投產，送電容量300萬千瓦。但由于諸多因素影響，該工程到2013年10月才獲得國家核準，無法按規劃安排投產、送電。通過云南棄水數據得知，自2014年起云南棄水情況較為嚴重，與金中直流計劃投運時間相符。

3.風電占用部分市場空間

云南風電裝機發展較快，至2015年末裝機容量為412萬千瓦，考慮到近年云南用電需求增速較低，市場空間有限，同屬于可再生能源裝機的風電與水電需統籌協調發電出力關系。但是在實際系統運行過程中，云南風電裝機年利用小時數可達2200小時以上，在全國范圍內屬于風電利用率較高的地區，并沒有因為棄水情況嚴重而減少出力，反而占用了部分水電市場空間。

2016年四川沒有棄風電量，云南棄風電量僅為6億千瓦時，兩省水電與風電發展存在一定不協調性。

4.省內網架限制

四川、云南水電裝機多集中在西部高山地區，受地理環境影響，該區域水電外送通道建設困難較大，送出線路在豐水期輸電能力有限，導致了一定程度的窩電和棄水。

三、緩解西南棄水的建議措施

造成西南水電大規模棄水成因較多，緩解措施需在多方面入手解決。2017年11月13日國家發展改革委、國家能源局聯合印發《解決棄水棄風棄光問題實施方案》，明確了未來解決棄電問題的工作思路。本文結合文件內容，對四川、云南棄水問題從技術、政策、管理等方面提出建議措施。

1.技術措施

（1）加快已明確外送通道工作進度，抓緊論證規劃水電外送通道方案

在已明確的外送通道中，金中直流（300萬千瓦）、永富直流（300萬千瓦）于2016年投產，滇西北直流工程（500萬千瓦）、魯西直流背靠背擴建工程（100萬千瓦）、川渝第三通道（200萬千瓦）于2017年投產運行，一定程度上提高外送富余水電的能力。

此外，雅礱江中游水電外送通道（1000萬千瓦）與依托金沙江下游烏東德電站送兩廣通道（800萬千瓦）規劃"十三五"期間建設投產，經過測算，若上述兩條外送通道于2020年汛前投產，可將四川、云南棄水電量減少至60億千瓦時以下。

目前，"十三五"已經過去近兩年，上述兩條外送通道按時投運的壓力不斷加大，若一旦工期出現延誤，2020年前的棄水形式不容樂觀。因此，建議加快已明確外送通道工作進度、抓緊論證方案，力爭按時投產規劃外送通道。

（2）優化省內網架建設，提升送電能力

四川、云南兩省應積極研究對策，加強省內網架的建設和改造，增強500千伏、220千伏網架供電能力，尤其是提高省內水電外送通道能力，滿足豐水期水電全額輸送負荷中心的要求；推動各級電網協調發展，提升供電能力，促進水電消納。

（3）優化機組調度運行方式，優化外送通道送電曲線

優化電網運行方式，充分挖掘外送通道潛力，促進水電多發滿發。一是進一步加強省內電力系統優化調度，在保證電網安全穩定運行的情況下，豐水期火電基本保持最小運行方式運行，騰出更多發電空間讓水電多發，并對火電提供的調峰、調壓等輔助服務進行合理補償，保證火電基本生存。二是優化跨區跨省調度機組與省調機組的運行方式，加強監督管理，保證外送通道7～10月份滿負荷外送；根據用電和來水情況，充分利用汛前4～6月、汛后11～12月外送通道富余能力，提前啟動水電外送和延長水電外送時間，最大限度外送電量。

（4）優先消納富余水電，優化受端省份火電建設時序

對于中長期潛在的棄水風險，應結合提高非化石能源消費占比的能源發展目標，明確水電消納優先級高于煤電的發展思路，并以此為基礎優化川、滇水電消納方案，積極推進新增水電外送通道的相關研究工作，力爭盡快將富余水電在更大范圍內配置消納；與此同時，優化調整受端省份火電建設時序，盡可能多消納水電資源。

（5）加快龍頭水庫建設，優化水電梯級調度

加快龍頭水庫建設，利用大水庫庫容進行"蓄豐補枯"，改善全流域電站的出力豐枯比，更好的協同提高川電外送、云電外送的特性。

統籌流域綜合監測和梯級聯合優化調度運行，研究流域梯級聯合調度體制機制，制定梯級水電站聯合優化調度運行規程和技術標準，推動主要流域全面實現梯級聯合調度，充分發揮流域梯級水電開發的整體效益。

2.政策措施

（1）完善省內豐枯電價機制，調動水電生產消費積極性

四川、云南兩省電源結構主要以水電裝機為主，受來水的季節性變化影響，兩省電力供應呈"豐盈枯缺"特性，為緩解用電矛盾、保障電力系統安全穩定運行，四川、云南兩省均采用了分時上網電價、分時售電電價機制進行電力豐枯供需平衡調控。分時電價機制一定程度上促進了兩省的水電發展，然而近期卻收到了市場的質疑。

在上網側方面，為鼓勵電源企業枯期多發電，滿足枯期用電需求，四川、云南兩省采用豐水期下浮、枯水期上浮的上網電價機制。自"十二五"末經濟調整期到來后，西南地區電力供應由原來的"豐盈枯缺"轉變為"豐裕枯足"，豐水期各時段存在較大電力富余，枯水期各時段供需仍可達到平衡，分時上網電價機制失去了促進供需平衡、引導投資的作用。

在銷售側方面，為鼓勵豐水期多用電，四川、云南兩省采用豐水期下浮、枯水期上浮的銷售電價機制。但是，近期企業豐、枯水期用電走勢趨于均衡，由于枯水期電價上浮幅度大于豐水期電價下浮幅度，客觀上增加了企業全年生產成本，影響到企業的用電積極性。根據此情況，四川、云南分別于2016年、2014年暫停了分時售電側豐枯電價機制。

需要注意的是，從電力系統發展進程來看，設置豐枯分時電價有助于水電的可持續發展，近期出現的分時電價失效主要在于當前電價機制僵化，價格浮動比率沒有跟隨市場走勢而變化，失去了應有的調節作用。因此，建議淘汰落后過時的電價交易機制，引入市場化靈活的豐枯定價機制，設置合理豐枯價格浮動比例及動態調節機制，用靈活的經濟手段調動電源企業投資調節性能好的水電站，鼓勵用電負荷在豐水期多用電，充分利用水電資源。

（2）降低外送落地電價，提高受端消納西南水電積極性

隨著西南水電開發向河段上游高海拔地區推進，新建水電站的開發成本也持續攀升，水電低價時代即將結束；與此同時，受端江蘇、浙江、廣東等地的火電標桿電價不斷下調，已經具備了一定的市場競爭力。預計"十三五"期間，西電東送的落地電價將與受端市場的火電標桿電價形成倒掛，在用電相對飽和的情況下，進一步影響了受端市場消納西南水電積極性。

因此，在電力系統市場化改革及用電增速放緩的大背景下，需要能源主管部門、電源、電網等多方協同努力，充分貫徹落實《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號），降低西南水電落地電價，提高其市場競爭力：一是將水電站推進可再生能源增量現貨交易市場，用競爭的市場環境倒逼水電站自身優化成本管理、提高生產效率、制定合理的售電電價；二是引導電源企業優先開發經濟性較好的電源，推遲經濟性較差電源的工作進度；三是落實國家發改委發布的《關于全面推進跨省跨區和區域電網輸電價格改革工作的通知》，做好電網企業跨區輸電成本監審工作，在保障電網企業獲得合理收益的同時最大限度滿足社會對用電電價的要求。

3.管理措施

（1）合理調整電源建設進度，適應負荷增長趨勢

結合西南中長期電力負荷及省外電力市場需求走勢，統籌協調整個西南地區的電源開發時序及規模，合理調整"十三五"電源建設投產進度，僅考慮投產工程進度已明確的大水電項目，其他未開工項目充分做好前期準備工作，積極完善施工條件，尋找適當時間投產運行；視負荷發展情況，優化小水電建設時序，在電力供應富余階段較少小水電核準規模；嚴格控制火電建設進度，優先保障消納水電資源。

（2）盡快簽訂外送電協議，保障西南水電市場空間

"十三五"期間，西南水電受端地區電力供應較為寬松，對于接納西南水電而影響本省火電利用小時數存在更多的考慮。與此同時，電力系統市場化改革使受端省份對西南水電的價格、送電特性等方面有著新的要求。在此背景下，"十三五"水電西電東送工作推進困難。

因此，國家能源主管部門需組織協調地方政府、電網公司、電源企業等建立溝通平臺，統籌考慮各方參與程度，平等反映各方訴求，嚴格遵循簽訂的川電外送、云電外送等相關協議，保障西南水電有充足的市場空間得到消納。

（3）處理好規劃與實施的銜接，協調網源發展規劃

強調規劃在電力行業發展中的指導性和嚴肅性，加強做好電源發展規劃與國民經濟發展規劃的銜接工作，引導電源裝機增量發展規模，使之與用電需求相匹配；加強電源建設與電網建設之間的溝通協調，做到無縫銜接，避免由于電網建設滯后出現水電站送出"卡脖子"的情況發生。

（4）結合水電建設進度安排新能源裝機規模，避免可再生能源浪費

統籌協調西南地區清潔電源開發時序及規模，在棄水嚴重的當前，集中力量消化存量水電，優先建設具備綜合優勢的增量水電，結合水電站建設進度安排新能源裝機規模，促進西南地區電力市場健康有序發展。

（5）優化清潔能源調度關系，優先消納優勢水電

水電與風電、光電同屬可再生能源，可是相比之下，水電不但更符合"清潔、高效、安全、可持續"的要求，而且發電成本遠低于風電、光電，不需要國家財政補貼。在水電棄水情況較為嚴重時期，存在較高的風電、光電利用小時數，既不公平也不合理。因此，電力調度部門在實際操作中，需合理協調各類清潔能源的調度關系，對具備綜合優勢的水電項目應合理優先消納。

四、結論與建議

"十二五"中后期，由于用電增速超預期下降等原因，四川、云南水電產生了較多的棄水電量。根據測算，"十三五"四川、云南依然面臨著較大的棄水壓力，預計5年間四川、云南將分別產生棄水電量1100、1000億千瓦時左右。

為有效緩解"十三五"西南棄水問題，按時投產雅礱江中游水電外送通道與烏東德外送通道，可有效減少"十三五"末年西南地區棄水電量，亦為四川、云南后續電源外送提供保障；與此同時，國家能源主管部門應加大溝通協調力度，盡快促進送受雙方對水電外送方案達成一致。

為避免中長期西南大規模棄水問題再次出現，西南地區應優先消納存量電源裝機，按照用電增長速度開發增量電源，合理分配可再生能源裝機占比，保障已開發電源得到充分消納；推動龍頭水庫建設工作，研究制定流域梯級水電站聯合優化調度運行制度，調節水電出力豐枯特性，提高電能質量競爭力；推動電力系統市場化改革進程，倒逼電力企業提升自身管理水平、降低生產成本，主動降低電價促進用戶的用電積極性。