四川水电该如何消纳

四川资源禀赋决定了四川既是重要的能源送端，又是重要的能源受端。现阶段四川主要矛盾是丰水期电能消纳困难，中长期存在电力缺口。

研究四川的水电“消纳与输送”问题，实质上是研究四川省乃至全国的电力发展规划问题。在市场经济中，电力尤其是水电发展，政府要发挥比对其他行业更重要的作用。

根据最新全国水力资源复查成果，四川水力资源理论蕴藏量可达1.64亿千瓦左右，仅次于西藏，居全国第二位;技术可开发装机容量1.55亿千瓦(含界河电站3100万千瓦)，年发电量7109亿千瓦时，位居全国第一。

截止到2014年11月底，四川全省装机容量7809.8万千瓦。其中，水电6241.7万千瓦, 占总容量的79.92%;四川省全口径发电量为2917.99亿千瓦时，其中水电2429.46亿千瓦时，占总发电量的83.26%。

由于四川电网水电比重大，江河来水周期性、季节性强，水电调节性能总体较差，具有多年调节性能的水电站仅占21%，导致水电群丰枯期出力悬殊，枯期平均出力仅为丰期的1/3。丰水期有大量水电富余，需要送出消纳，枯水期电力供应一直十分紧张，导致电力供应“丰余枯缺”结构性矛盾突出。

丰水期水电消纳三大挑战

　　电力消费缓慢增长

随着全国经济发展进入新常态，经济增长速度由高速转入中高速，经济结构调整加快。2014年全国全社会用电量同比增长3.8%，相比上年7.6%的增长水平回落幅度较大。受市场制约，使水电消纳更加困难。

水电集中投产

四川水电已进入了前所未有的集中投产期，其本身是个好事，但也是极大的挑战。在2012-2013年全力外送的情况下，弃水电量仍分别达到了75.9和25.8亿千瓦时。

目前四川核准、在建和同意开展前期工作的水电项目近1亿千瓦，其中在建项目超过4000万千瓦。2013年新投和2014年预计投产均在千万千瓦左右。由于四川水电集中开发、投产，远超四川负荷增长规模，水电大量富余。而四川电力需求处于缓慢增长态势，使得四川省的水电消纳问题更加突显。预计2015年丰水期水电弃水电量将超过100亿千瓦时。若不再新增外送通道，预计2020年四川富余水电电量1800亿千瓦时，到2025年将达到2300亿千瓦时。丰水期水电消纳问题变得异常严峻。

水电送出通道建设滞后

按照国家基本建设程序，电网企业需在电站核准后才能启动送出工程可研、核准及建设，电站和送出工程核准难以同步。受此影响，水电送出工程普遍存在核准滞后情况，且四川水电都集中在川西、川北等崇山峻岭之中，输电线路建设受现场地形及气候条件影响，建设环境十分艰难，存在电站送出工程投产进度严重滞后于电站建设投产的情况。尤其是特高压直流工程跨区域建设周期长、难度大，无法满足水电加快开发的需要，致使电源、电网发展不协调。再加之省内用电负荷增速趋缓的影响，水电消纳和外送严重受限，已成为当前及未来一段时间四川电网所面临的主要矛盾。

2014年，四川电网形成“四直四交”(洪沟—板桥双回、黄岩—万县双回;德阳—宝鸡±500千伏，向家坝—上海±800千伏，锦屏—苏南±800千伏，溪洛渡左—浙西±800千伏)的外送格局，外送通道外送能力将达2710万千瓦。但是复奉、锦苏和溪浙特高压直流送出通道主要是为向家坝、锦屏梯级和溪洛渡等电站配套建设，在满足电站送出后已没有更多的富余能力消纳其它四川富余水电。

由于电源、电网发展不协调，不但浪费了大量的清洁水电，又给全社会造成了巨大的经济损失。

另外，由于四川水电“丰余枯缺”的出力特性，枯水期水电的发电能力大幅降低，四川省内电力供应趋紧，尤其是碰到枯水年，电力缺口较大。四川资源禀赋决定了四川既是重要的能源送端，又是重要的能源受端。这是四川省中长期电力发展中另外一个大课题，需要在制定“十三五”及中长期电力规划中专题研究。

总之，现阶段四川水电主要矛盾是丰水期电能消纳困难，中长期存在电力缺口。只有认清四川电力“丰余枯缺”这个结构性矛盾，才能提出解决四川丰水期电能消纳和枯水期电力保障的思路和办法。

对主管部门的建议

研究四川的水电“消纳与输送”问题，实质上是研究四川省乃至全国的电力发展规划问题。在市场经济中，电力尤其是水电发展，政府要发挥比对其他行业更重要的作用。

1、充分发挥规划作用，加强电力发展统一规划，引领常规电源与新能源之间、电源与电网之间协调发展

(1)主管部门要加强西电东送的统一规划，根据资源条件、市场需求变化和环境承载能力，合理确定各流域水电基地的开发规模、开发时序和外送规模。在优先满足四川用电的基础上，合理确定消纳市场，扩大水电消纳范围，实现清洁能源的高效利用。

涪江、嘉陵江、岷江等流域电站规模相对较小、分布较分散，以就地消纳为主，富余电力汇集送入四川主网。雅砻江中游、大渡河电站规模适中，距离负荷中心较近，以满足四川自用为主，富余电力在重庆、华中东四省和华东消纳。金沙江下游乌东德、白鹤滩电站容量大、位置集中，远离四川负荷中心，是外送的优质电源。我国东中部地区能源资源严重不足，市场潜力大，消纳水电能力较强。藏东南水电开发时序相对较晚，在满足川渝自身用电基础上，富余电力可可作为西电东送接续电源。

(2)四川水电外送华中、华东落地电价是有竞争力的。在经济发展新常态的大环境下，国家仍然要加强统一规划和实施，将四川水电开发和外送纳入全国资源优化配置的大格局中统筹考虑，将川电外送容量纳入相关地区电力发展规划，并按此规划掌握对东中部地区的电源建设规模，确保四川水电的规划市场，为四川水电东送留出市场空间。

(3)同步核准电站及其配套送出工程，加快四川主网和外送通道建设，保障电网与电源协调发展。为加快推进500kV线路、特高压输电线路的核准和建攻工作，满足送出工程与水电站同步投运需要，建议国家有关主管部门，改革电源和送出工程核准体系，实行电源点和送出输变电工程统一规划、同步核准、同期建设，同时投运。

构建四川电网主网架要作到：一是满足四川电网安全可靠供电，围绕川渝负荷中心加强电网结构，为外送和接受省外电力提供网架支撑;二是满足雅砻江、金沙江下游二期、大渡河等大型水电基地特高压直流外送需要，建设坚强送端网络平台;三是满足四川中小水电汇集、接入和送出需要，建设省内西电东送通道，提高输电能力和走廊利用效率。

(4)正确处理水电与新能源发电发展的关系。据初步了解，受国家产业政策及电价政策引导，目前四川省内正在开展前期工作和规划的风电、光伏发电项目容量多达1200万千瓦，远远超出原“十二五”规划的100万千瓦风电和30万千瓦光伏发电容量目标，如按此建设投产，必将挤占已经十分有限的外送通道能力，导致丰水期弃水问题更加严重。

建议省政府处理好省内水电与新能源发电发展的关系，统筹考虑省内市场消纳条件及跨省、省内电源外送通道建设情况，合理安排新能源发电开发进度和布局，在目前已经出现送出受限的地区，建议适当暂缓安排项目开发，不再加重丰水期弃水问题，保证水电和新能源健康有序发展。

(5)尽早建设年调节及以上的水电站。尽早建设投产雅砻江两河口、大渡河双江口水电站。这2个龙头电站水库建成后，理论上可减少四川丰水期电量96亿千瓦时，增加枯水期电量，使四川丰枯期电量比例由73：27调整到69：31，可以部分解决四川丰水期弃水问题。

建议抓紧研究以下两个政策：一是最近国家出台水电站上网电价的定价机制，不超过受电地区的平均电价。我认为，在执行这项政策时应区分电站的调节性能，对龙头电站的上网电价应给与优惠。二是四川省政府最早出台了龙头水库带来梯级效益的返还政策，需要结合实际执行情况进行总结，进一步完善龙头水库带来梯级效益的返还机制。否则，发电企业将缺乏对龙头电站投资的积极性，其损失不仅是一个龙头电站晚投产的问题，而是损失了大量的梯级效益，又加剧了丰水期弃水。

(6)要确保四川省电力规划纳入各级地方国民经济发展规划。坚强可靠的电力系统是地方经济发展的重要基础，四川省政府要做好国家与省、电源与电网、常规能源与新能源发展的沟通、协调工作，加大对电力建设支持力度，进一步改善四川电力建设环境。四川省电力公司要在省政府的组织领导下，积极参与四川省“十三五”电力发展专项规划的编制工作。

2、规范实施自备电厂丰水期停机消纳富余水电

从四川省内实践来看，丰水期实施燃煤自备电厂替代发电，具有良好的社会效益和经济效益。燃煤自备电厂减发或停发，可以减少排放，有利于国家大气污染防治工作;用电企业通过交易降低生产成本，提高产品竞争力;水电企业可以增加发电，减少弃水，促进清洁能源有效利用。电网企业通过“水火替代”，可增加售电量，进一步拓展市场。

3、探索建立弃水电量支持季节性生产企业发展的长效机制

建议四川省研究、建立富余水电扶持工业企业的中长期政策，形成对工业企业长期、稳定的价格信号。

4、进一步推动西电东送价格机制和税收机制改革，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。