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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。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，电力消费需求增速明显低于规划预期，而发电装机总体按预期投产，电力供应能力增速明显超过用电量增速，导致电力供应能力富余，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，外送通道能力不足，不能满足外送需求，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，导致汛期、负荷低谷时段弃水无法避免，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，消纳西南水电的意愿不强，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。 （本文刊载于《中国电力企业管理》2017年5期，作者就职于中国电力企业联合会行业发展与环境资源部）
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