编者按：
积极发展水电是“十三五”时期我国优化能源供给结构、提升非化石能源消费比重的重要手段。在新电改及能源转型的大背景下，开发利用好西南水电，对进一步优化我国能源电力布局，形成西电东送、北电南供、水火风光互济的格局，促进我国清洁能源大规模开发等方面，都具有十分重要的意义。近日，本刊记者对国电大渡河流域水电开发有限公司相关领导进行专访，倾听基层企业解决西南水电问题的新思路，以及应对水电发展新挑战的思考。
国电大渡河流域水电开发有限公司于2000年11月成立，是中国国电集团公司所属二级单位，是集水电开发建设与经营管理于一体的大型流域水电开发公司。目前，已建成投产龚嘴、铜街子、瀑布沟、深溪沟、吉牛、大岗山、枕头坝一级、猴子岩8座水电站，今年即将投产沙坪二级水电站。截至目前，大渡河公司投产水电装机1011.24万千瓦。
《中国电力企业管理》：目前四川省水电消纳形势如何？面临哪些问题？
国电大渡河流域水电开发有限公司：四川是水电大省，水电产业发展得到了各级政府的高度重视与大力支持。在发展过程中，也面临一些困难和问题。总体上，主要表现在重投资轻运行。“西部大开发”战略实施以来，四川明确了重点发展水电等六大支柱产业。经过十几年的发展建设，四川水电发展取得了重大成就，截至2016年底，四川水电装机达到了7030万千瓦，位居全国首位，成为水电大省，但距离水电强省还有较大差距，未把资源优势转变为经济优势。突出表现在供需严重失衡，弃水严重，主要原因一是规划不协调，送出工程与主体工程建设不同步；二是消纳无规划，措施欠缺；三是市场机制不公平；四是政府以降价为目标，不利于水电发展。具体表现在以下方面：
川电外送通道严重不足。2016年底，四川全省装机容量共9108万千瓦，国调机组装机容量2310万千瓦，四川省“四直四交”电力外送通道输电能力2850万千瓦，2016年川电外送通道缺口超过2100多万千瓦。尽管500千伏川渝第三通道有望2017年投运，但其输电能力仅有约200万千瓦。“十三五”规划了±800千伏雅中-江西特高压直流工程，输电容量1000万千瓦，但落点省份仍未完全确定，其设计和建设周期至少5年。川电外送通道严重不足，水电弃水损失电量严重，在“十三五”期间难以根本改善。
外省接纳川电意愿不强。因水电在全国范围配额消纳机制没有建立，近两年即使川电外送通道有一定富裕能力，华东、华中、西北等地区也不愿意消纳四川及西南地区水电；具有300万千瓦输电能力的德宝直流工程，2016年丰水期外送潮流仅有120万千瓦，2016年1～9月，四川经德宝直流外送电量仅31.4亿千瓦时，同比降低47.2%。
电网规划建设与电站建设投产不匹配。由于1000千伏雅武交流特高压输变电工程取消，大渡河大岗山水电站电力送出改接到500千伏雅安变电站。由于雅安变电站电力外送通道容量严重过载，导致大岗山水电站及其他汇集电站电力送出严重受限。“十三五”期间，雅安片区水电供电能力将保持在770万千瓦左右，而雅安变电站送出断面输电能力仅460万千瓦，预计到“十三五”末雅安片区“西电东送”限电规模将达到272万千瓦，将导致水电大量弃水。
装机增速高于用电增长，供大于求矛盾突出。受宏观经济环境、水电装机集中投产等影响，四川省电力供应形成了“枯期有余、丰期富裕”的供需新常态。与此同时，四川全社会用电量增速呈下降趋势，2017年，四川省内电力市场形势将更加严峻，发电利用小时数进一步下降，水电弃水时间更长，弃水量更多，电价进一步下降，新投产发电企业出现亏损。大渡河公司投运电站从2013年初至2016年底累计弃水损失电量139.54亿千瓦时（不包括正常泄洪弃水损失），其中2016年弃水损失电量74.5亿千瓦时。
执行政策不一致，市场机制欠公平。四川省发电企业分属于国调、省调、地调等不同主体， “国调、省调、地调”机组调度机制不一样，导致不同调度权属的发电企业利用小时数严重失衡。2016年，四川省在省调燃煤机组按最小运行方式发电且来水偏枯的情况下，四川省调水电机组装机弃水电量超过380亿千瓦时，弃水压力全部由省调水电承担。2015年省调水电机组利用小时为3765小时，分别比国调机组和地方水电机组低1070小时和1339小时。2016年省调水电机组利用小时为3457小时，分别比国调机组和地方水电机组低1666小时和1884小时。省调水电机组的利用小时数远低于国调机组和地方水电机组。由于不同调度权属的发电企业执行的政策不一致，市场机制缺乏公平性，导致了发电企业之间盈亏分化严重。国调水电企业经营效益水平远超省调水电企业。2017年，四川省调电站经营形势更为严峻。
市场化程度不一致，电价执行水平差距大。2016年，四川省调水电机组市场电量占比达到47 %，平均电价执行水平为0.236元/千瓦时，批复电价执行率为76%，水电企业让利45.5亿元，预计2017年四川省调水电机组市场电量占比超过50%，平均电价执行水平为0.229元/千瓦时，批复电价执行率为74%，水电企业让利超过50亿元。
新水电项目投资动力不强，影响“十三五”水电规划完成。我国水电开发多集中在西部高海拔地区，水电建设成本不断攀高。水电企业被迫放缓开发进度，导致未来年份投资和投产规模逐年下降，难以完成规划目标。这不利于国家能源结构的优化，影响国家完成节能减排、提高非化石能源占比目标，不利于部分地区空气污染、雾霾问题的有效解决。
《中国电力企业管理》：有观点认为，“国家实施简政放权以后，部分地区以能源投资拉动经济增长为目的，陆续上马了一些火电项目，造成中东部受电地区火电与送电地区水电的矛盾升级。”对此，您怎么看？
国电大渡河流域水电开发有限公司：2002年电力体制改革后，我国电力工业得到了长足发展，解决了多年来制约我国经济发展的能源短缺瓶颈问题。目前全国电力过剩只是暂时、低水平过剩，电力行业适度超前符合经济周期。目前看似“水火矛盾”实质是现行国家财税体制、考核导向导致的省间壁垒。国家层面缺乏统一协调、各自为政，对水电健康有序发展的政策支持不够。
《中国电力企业管理》：为促进西南水电健康发展，您有哪些建议？
国电大渡河流域水电开发有限公司：一是进一步明确水电的清洁能源属性，坚决执行国家能源战略，国家层面加大对水电的支持力度。
二是统一规划，全国消纳。将水电清洁可再生能源列入全额保障性收购范畴。出台相应办法，打破省间壁垒，将水电在全国范围内实行配额消纳，要求华东、华中、华北、山东、广东、西北、福建等省份每年丰水期必须配额消纳四川及西南其他地区水电，保障水电全额消纳。
三是加大财政扶持。在建设成本、移民政策、营业税负等方面减轻水电企业负担。
四是加快川电外送通道和四川省输电网络建设，进一步增强川电外送能力。建议从国家层面协调，在四川省电力“十三五”规划中新增3回川电外送通道，增加外送能力应达2000万千瓦。加快推进大渡河上游梯级电站电力打捆“点对网”外送到华东、华北或华中等发达地区的输电方案。
五是国调、省调机组应做到同区域同政策。不管国调、省调水电都是各级政府部门核准的项目，都是全国清洁能源战略的重要组成部分。在电力体制改革和有序放开发用电计划的大背景下，同一省份的水电作为一类电源应该公平地下达计划、进入市场，不应从政策上给予区别对待。
六是发电企业上网电价应受到保护。2016年11月国家能源局通报披露：2015年全国平均上网电价同比下降2.61%，平均销售电价同比下降0.57%，平均购销差价（含线损）同比增长4.02%，政府性基金及附加同比增长0.74%。2016年四川省发电企业上网电价仅达批复电价的76%，发电企业经营举步维艰，省调燃煤企业亏损面为100%，省调水电企业亏损面超过80%。建议发电企业上网电价应受到保护，不能主要靠降低发电企业电价来推进电力体制改革。2016年市场挂牌交易电量为全年电量且价格较低，这类电量对近年新投产建设成本较高的电站几乎为无边际利润，给电站经营造成很大困难。建议适当提高自备替代、大用户直供电等交易价格，使大部分电站有边际利润，帮助水电企业渡过难关。
（本文刊载于《中国电力企业管理》2017年5期，作者系本刊记者）
