四川、云南水电弃水成因及对策

一、四川、云南弃水形势概况

1.弃水现况

我国幅员辽阔，蕴藏着丰富的水力资源。根据最新统计数据，全国水电技术可开发量约6.6亿千瓦，其中四川、云南水电技术可开发量约2.6亿千瓦，是我国重要的水电基地。"十二五"是四川、云南水电装机容量快速发展时期，2015年末两省水电装机分别为6939万千瓦、5774万千瓦，在满足本省用电需求的基础上，分别外送富余电能2850万千瓦、1850万千瓦至东部地区消纳。随着国家经济发展进入新常态、用电需求增速放缓等因素影响，西南地区四川、云南水电弃水问题也日益突出。根据统计数据，四川"十二五"逐年弃水分别为3、76、26、97、102亿千瓦时，云南"十二五"逐年弃水电量分别为12、24、48、173、153亿千瓦时，弃水电量呈逐年上升趋势，丰水期7～10月弃水比重超过95%。2016年四川、云南弃水电量已经攀升至164、315亿千瓦时，达到历史最高；根据国家能源局通报，2017年前三季度四川、云南弃水电量分别为123.8、240.5亿千瓦时，形势依然不容乐观，需要采取有力措施来缓解弃水问题。

2."十三五"弃水形势预测

"十三五"期间，我国经济预计进入"L"型发展阶段，即经过增速明显下降后，在一定增速上基本保持平稳运行，不会出现强劲的反弹，也不会出现明显的失速。对于电力工业来说，"十三五"期间用电增速有限，四川、云南年均用电量增速预计分别为4.6%、5.7%。

"十三五"四川省内装机增加2197万千瓦，其中水电装机增加897万千瓦（不含金下二期）；云南省内装机增加2303万千瓦，其中水电装机增加996万千瓦（不含金下二期）。在考虑明确（已开工或在建）新增外送通道容量1400万千瓦后，四川、云南电源装机依然呈现过剩，面临着更大弃水压力。计算表明，2018年-2020年四川预计产生弃水电量分别为230、213、172亿千瓦时；2018年滇西北直流投产运行，云南弃水情况有所缓解，预计产生弃水电量分别为130、104、154亿千瓦时。

二、"十二五"西南弃水成因分析

1.用电增速超预期下降

"十二五"期间，四川、云南两省受经济结构转型影响，全社会用电量增速均低于预期，2015年实际全社会用电量较预期分别减少约1000亿千瓦时和360亿千瓦时。另一方面，两省电源建设进度没有受到负荷增速下降的影响，均按照计划进行，截止2015年四川和云南装机容量8673万千瓦和7671万千瓦，分别完成"十二五"规划装机容量96.2%和99.3%，即使考虑到两省"十二五"新增的外送容量，2014、2015年依然出现了"供大于求"的电力供给形势，出现了较多的弃水电量。

2.外送通道建设未达预期规模

四川"十二五"规划水电外送能力达到3150万千瓦。实际操作中，特高压交流雅中～武汉输变电工程经工程院评估后，将特高压交流方案建设修改为直流方案，优化后的方案仍在论证中，一直未进入工程建设阶段。因此，至2015年四川水电外送能力为2850万千瓦，比规划外送规模少300万千瓦，导致四川部分地区出现窝电的情况。

云南金中直流（金沙江中游水电送电广西）工程原规划在2013年底投产，送电容量300万千瓦。但由于诸多因素影响，该工程到2013年10月才获得国家核准，无法按规划安排投产、送电。通过云南弃水数据得知，自2014年起云南弃水情况较为严重，与金中直流计划投运时间相符。

3.风电占用部分市场空间

云南风电装机发展较快，至2015年末装机容量为412万千瓦，考虑到近年云南用电需求增速较低，市场空间有限，同属于可再生能源装机的风电与水电需统筹协调发电出力关系。但是在实际系统运行过程中，云南风电装机年利用小时数可达2200小时以上，在全国范围内属于风电利用率较高的地区，并没有因为弃水情况严重而减少出力，反而占用了部分水电市场空间。

2016年四川没有弃风电量，云南弃风电量仅为6亿千瓦时，两省水电与风电发展存在一定不协调性。

4.省内网架限制

四川、云南水电装机多集中在西部高山地区，受地理环境影响，该区域水电外送通道建设困难较大，送出线路在丰水期输电能力有限，导致了一定程度的窝电和弃水。

三、缓解西南弃水的建议措施

造成西南水电大规模弃水成因较多，缓解措施需在多方面入手解决。2017年11月13日国家发展改革委、国家能源局联合印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，明确了未来解决弃电问题的工作思路。本文结合文件内容，对四川、云南弃水问题从技术、政策、管理等方面提出建议措施。

1.技术措施

（1）加快已明确外送通道工作进度，抓紧论证规划水电外送通道方案

在已明确的外送通道中，金中直流（300万千瓦）、永富直流（300万千瓦）于2016年投产，滇西北直流工程（500万千瓦）、鲁西直流背靠背扩建工程（100万千瓦）、川渝第三通道（200万千瓦）于2017年投产运行，一定程度上提高外送富余水电的能力。

此外，雅砻江中游水电外送通道（1000万千瓦）与依托金沙江下游乌东德电站送两广通道（800万千瓦）规划"十三五"期间建设投产，经过测算，若上述两条外送通道于2020年汛前投产，可将四川、云南弃水电量减少至60亿千瓦时以下。

目前，"十三五"已经过去近两年，上述两条外送通道按时投运的压力不断加大，若一旦工期出现延误，2020年前的弃水形式不容乐观。因此，建议加快已明确外送通道工作进度、抓紧论证方案，力争按时投产规划外送通道。

（2）优化省内网架建设，提升送电能力

四川、云南两省应积极研究对策，加强省内网架的建设和改造，增强500千伏、220千伏网架供电能力，尤其是提高省内水电外送通道能力，满足丰水期水电全额输送负荷中心的要求；推动各级电网协调发展，提升供电能力，促进水电消纳。

（3）优化机组调度运行方式，优化外送通道送电曲线

优化电网运行方式，充分挖掘外送通道潜力，促进水电多发满发。一是进一步加强省内电力系统优化调度，在保证电网安全稳定运行的情况下，丰水期火电基本保持最小运行方式运行，腾出更多发电空间让水电多发，并对火电提供的调峰、调压等辅助服务进行合理补偿，保证火电基本生存。二是优化跨区跨省调度机组与省调机组的运行方式，加强监督管理，保证外送通道7～10月份满负荷外送；根据用电和来水情况，充分利用汛前4～6月、汛后11～12月外送通道富余能力，提前启动水电外送和延长水电外送时间，最大限度外送电量。

（4）优先消纳富余水电，优化受端省份火电建设时序

对于中长期潜在的弃水风险，应结合提高非化石能源消费占比的能源发展目标，明确水电消纳优先级高于煤电的发展思路，并以此为基础优化川、滇水电消纳方案，积极推进新增水电外送通道的相关研究工作，力争尽快将富余水电在更大范围内配置消纳；与此同时，优化调整受端省份火电建设时序，尽可能多消纳水电资源。

（5）加快龙头水库建设，优化水电梯级调度

加快龙头水库建设，利用大水库库容进行"蓄丰补枯"，改善全流域电站的出力丰枯比，更好的协同提高川电外送、云电外送的特性。

统筹流域综合监测和梯级联合优化调度运行，研究流域梯级联合调度体制机制，制定梯级水电站联合优化调度运行规程和技术标准，推动主要流域全面实现梯级联合调度，充分发挥流域梯级水电开发的整体效益。

2.政策措施

（1）完善省内丰枯电价机制，调动水电生产消费积极性

四川、云南两省电源结构主要以水电装机为主，受来水的季节性变化影响，两省电力供应呈"丰盈枯缺"特性，为缓解用电矛盾、保障电力系统安全稳定运行，四川、云南两省均采用了分时上网电价、分时售电电价机制进行电力丰枯供需平衡调控。分时电价机制一定程度上促进了两省的水电发展，然而近期却收到了市场的质疑。

在上网侧方面，为鼓励电源企业枯期多发电，满足枯期用电需求，四川、云南两省采用丰水期下浮、枯水期上浮的上网电价机制。自"十二五"末经济调整期到来后，西南地区电力供应由原来的"丰盈枯缺"转变为"丰裕枯足"，丰水期各时段存在较大电力富余，枯水期各时段供需仍可达到平衡，分时上网电价机制失去了促进供需平衡、引导投资的作用。

在销售侧方面，为鼓励丰水期多用电，四川、云南两省采用丰水期下浮、枯水期上浮的销售电价机制。但是，近期企业丰、枯水期用电走势趋于均衡，由于枯水期电价上浮幅度大于丰水期电价下浮幅度，客观上增加了企业全年生产成本，影响到企业的用电积极性。根据此情况，四川、云南分别于2016年、2014年暂停了分时售电侧丰枯电价机制。

需要注意的是，从电力系统发展进程来看，设置丰枯分时电价有助于水电的可持续发展，近期出现的分时电价失效主要在于当前电价机制僵化，价格浮动比率没有跟随市场走势而变化，失去了应有的调节作用。因此，建议淘汰落后过时的电价交易机制，引入市场化灵活的丰枯定价机制，设置合理丰枯价格浮动比例及动态调节机制，用灵活的经济手段调动电源企业投资调节性能好的水电站，鼓励用电负荷在丰水期多用电，充分利用水电资源。

（2）降低外送落地电价，提高受端消纳西南水电积极性

随着西南水电开发向河段上游高海拔地区推进，新建水电站的开发成本也持续攀升，水电低价时代即将结束；与此同时，受端江苏、浙江、广东等地的火电标杆电价不断下调，已经具备了一定的市场竞争力。预计"十三五"期间，西电东送的落地电价将与受端市场的火电标杆电价形成倒挂，在用电相对饱和的情况下，进一步影响了受端市场消纳西南水电积极性。

因此，在电力系统市场化改革及用电增速放缓的大背景下，需要能源主管部门、电源、电网等多方协同努力，充分贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），降低西南水电落地电价，提高其市场竞争力：一是将水电站推进可再生能源增量现货交易市场，用竞争的市场环境倒逼水电站自身优化成本管理、提高生产效率、制定合理的售电电价；二是引导电源企业优先开发经济性较好的电源，推迟经济性较差电源的工作进度；三是落实国家发改委发布的《关于全面推进跨省跨区和区域电网输电价格改革工作的通知》，做好电网企业跨区输电成本监审工作，在保障电网企业获得合理收益的同时最大限度满足社会对用电电价的要求。

3.管理措施

（1）合理调整电源建设进度，适应负荷增长趋势

结合西南中长期电力负荷及省外电力市场需求走势，统筹协调整个西南地区的电源开发时序及规模，合理调整"十三五"电源建设投产进度，仅考虑投产工程进度已明确的大水电项目，其他未开工项目充分做好前期准备工作，积极完善施工条件，寻找适当时间投产运行；视负荷发展情况，优化小水电建设时序，在电力供应富余阶段较少小水电核准规模；严格控制火电建设进度，优先保障消纳水电资源。

（2）尽快签订外送电协议，保障西南水电市场空间

"十三五"期间，西南水电受端地区电力供应较为宽松，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。在此背景下，"十三五"水电西电东送工作推进困难。

因此，国家能源主管部门需组织协调地方政府、电网公司、电源企业等建立沟通平台，统筹考虑各方参与程度，平等反映各方诉求，严格遵循签订的川电外送、云电外送等相关协议，保障西南水电有充足的市场空间得到消纳。

（3）处理好规划与实施的衔接，协调网源发展规划

强调规划在电力行业发展中的指导性和严肃性，加强做好电源发展规划与国民经济发展规划的衔接工作，引导电源装机增量发展规模，使之与用电需求相匹配；加强电源建设与电网建设之间的沟通协调，做到无缝衔接，避免由于电网建设滞后出现水电站送出"卡脖子"的情况发生。

（4）结合水电建设进度安排新能源装机规模，避免可再生能源浪费

统筹协调西南地区清洁电源开发时序及规模，在弃水严重的当前，集中力量消化存量水电，优先建设具备综合优势的增量水电，结合水电站建设进度安排新能源装机规模，促进西南地区电力市场健康有序发展。

（5）优化清洁能源调度关系，优先消纳优势水电

水电与风电、光电同属可再生能源，可是相比之下，水电不但更符合"清洁、高效、安全、可持续"的要求，而且发电成本远低于风电、光电，不需要国家财政补贴。在水电弃水情况较为严重时期，存在较高的风电、光电利用小时数，既不公平也不合理。因此，电力调度部门在实际操作中，需合理协调各类清洁能源的调度关系，对具备综合优势的水电项目应合理优先消纳。

四、结论与建议

"十二五"中后期，由于用电增速超预期下降等原因，四川、云南水电产生了较多的弃水电量。根据测算，"十三五"四川、云南依然面临着较大的弃水压力，预计5年间四川、云南将分别产生弃水电量1100、1000亿千瓦时左右。

为有效缓解"十三五"西南弃水问题，按时投产雅砻江中游水电外送通道与乌东德外送通道，可有效减少"十三五"末年西南地区弃水电量，亦为四川、云南后续电源外送提供保障；与此同时，国家能源主管部门应加大沟通协调力度，尽快促进送受双方对水电外送方案达成一致。

为避免中长期西南大规模弃水问题再次出现，西南地区应优先消纳存量电源装机，按照用电增长速度开发增量电源，合理分配可再生能源装机占比，保障已开发电源得到充分消纳；推动龙头水库建设工作，研究制定流域梯级水电站联合优化调度运行制度，调节水电出力丰枯特性，提高电能质量竞争力；推动电力系统市场化改革进程，倒逼电力企业提升自身管理水平、降低生产成本，主动降低电价促进用户的用电积极性。