西南水电之问

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。