近年来四川、云南水电弃水问题突出，造成水资源的巨大浪费，严重影响相关水电站运行的经济性。水电站在规划设计阶段，受环境、移民、经济、工程建设条件等因素制约，水库调节库容和电站装机容量不可能达到足够大，受来水分布不均、水库调节库容和电站装机容量所限，以及电站实际运行中电力市场等各种因素影响，不可避免地存在水电弃水问题。在经济"新常态"下，由于消纳市场疲软，装机阶段性过剩等多重因素叠加，导致本应进入市场 "收获期"的西南水电却遭遇弃水"寒冬"。

弃水由多种因素造成，按照水力资源转换为水能到被用电户利用经过的先后环节，弃水原因主要可概括为以下几点：一是水情预测原因产生的弃水,指因水情预测偏差导致水库与电站运行方式不尽合理而产生的弃水；二是与综合利用相关的弃水，指按照设计运行方式可与发电相结合的综合用水在电站实际运行中未完全与发电结合而产生的弃水；三是与水电站自身相关的弃水，指由于电站自身原因其调度运行受到限制在水库蓄满时不能按额定出力发电而造成弃水；四是与输电线路相关的弃水，指由于送出通道不足及输电设备损坏、检修、试验等限制水电站出力造成的弃水；五是与电力系统运行相关的弃水，指为保证电力系统安全稳定运行以及满足系统调峰需要而限制水电站出力所产生的弃水；六是与电力市场有关的弃水，指因电力市场消纳空间不足或电力市场未落实所产生的弃水。

为尽可能利用水能资源，应全面分析弃水成因，积极探讨利用市场机制在更大范围内优化配置资源，理性布局水电发展，减少不合理弃水。

四川弃水分析

四川电源结构以水电为主，截至 2016 年底，四川全口径发电装机容量为 9108 万千瓦，水电 7246 万千瓦、占总装机的 79.56%，其中金沙江干流、雅砻江干流、大渡河干流三大基地装机容量约占全省水电装机容量的 55%；火电（含气电）1642 万千瓦，占总装机的 18.02%；风电 125 万千瓦，占总装机的 1.37%；太阳能光伏发电 96 万千瓦，占总装机的 1.05%。2016 年全省最大用电负荷为 3284 万千瓦。

四川电网目前呈"四直四交"的外送格局，送电能力最高为 2850 万千瓦，其中宾金直流最大输电能力为 800 万千瓦，复奉直流最大输电能力为 640 万千瓦，锦苏直流最大输电能力为 720 万千瓦，德宝直流最大输电能力为 300 万千瓦，川渝 500 千伏交流通道最大输电能力为 390 万千瓦。扣除金沙江界河直送部分后的川电外送规模为 1320 万千瓦。近期规划有川渝第三通道和雅中直流。

四川省 2006 年～2010 年基本上没弃水，2011 年～ 2015 年公布的四川省水电调峰水弃水分别为 2.7 亿千瓦时、76 亿千瓦时、26 亿千瓦时、97 亿千瓦时、102 亿千瓦时。 2016 年弃水电量超过 300 亿千瓦时。

2012 年～2017 年是四川省水电集中投产期，期间年平均增加水电装机容量约 700 万千瓦，预计至 2017 年四川水电弃水将达到峰值。2017 年以后，随着新投产水电站装机减少和用电负荷的逐年增加，弃水电量将随之减少，至 2020 年，雅中直流如能按期投运，弃水状况将得到较大改观。

四川省水电弃水电量主要原因是市场需求不足和外送通道建设滞后，其中市场原因占 80%以上。

云南弃水分析

截至 2016 年底，云南省总装机容量 8442 万千瓦，水电装机容量 6096 万千瓦，所占比重为 72.21%，其中澜沧江干流、金沙江干流装机约占全省水电装机的 65%；火电装机容量 1402 万千瓦，所占比重为 16.61%，装机年利用小时数 1922 小时；风电 737 万千瓦，占总装机的 8.73%；太阳能光伏发电 206 万千瓦，占总装机的 2.44%。2016 年全省最大用电负荷为 3638 万千瓦。

"十二五"期间，云南省电源建设速度较快，摆脱了 "十一五"期间电力供应不足的局面，但近年来电力需求增速较慢，省内用电情况低于预期，2015 年甚至出现了负增长情况；外送电量持续增加，据统计，2011 年云南省外送电量 323 亿千瓦时，2015 年外送电量达到 945 亿千瓦时，增长了近 2 倍。云南电力外送的主要目标省份是广东省，从 2015 年开始出现电力需求减缓，且随着该省内装机容量的不断发展，对接纳外来电力的需求趋缓。

除鲁布革水电站的外送通道外，云南省其余外送通道均以网对网形式外送。目前，云电外送主要送电方向为广东和广西，已建外送通道的送电能力达到 2470 万千瓦，其中，外送广东通道能力为 1900 万千瓦，外送广西通道能力为 620 万千瓦。此外，在建的滇西北直流工程送电广东深圳，送电能力 500 万千瓦，主要外送云南境内澜沧江干流中上游梯级电站电量，预计于 2017 年年底投产。外送广东的背靠背换流站工程将扩建，扩建后送电能力将增加 100 万千瓦。

近年来随着大型水电的集中投产以及部分中小型电站的相继投产，大多数电站调节性能较差，造成云南省电力供应的汛、枯矛盾十分突出，同时受输电线路建设的相对滞后、市场需求未达到预期，水电消纳问题突出，云南省出现了持续弃水现象，尤其是 2014 年以来，水电弃水严重。2014 年、2015 年弃水电量达 168 亿千瓦时、153 亿千瓦时。2016 年弃水电量超过 300 亿千瓦时。预计 2017 年云南省弃水电量还会有所增加，2017 年后因滇西北直流送电通道建成，外送能力增加以及省内用电需求的增长，弃水电量在 110 亿千瓦时左右。

云南省水电弃水主要原因是市场需求不足以及电源结构性矛盾，占比90%以上。

多点发力解决川滇弃水问题

我国水电的年发电量和装机容量均居世界第一，是我国第二大主力电源。水电的良性发展关系到我国能源结构的调整，是我国完成 2020 年非化石能源消费占比目标的重要基石。解决川滇两地弃水问题，不可因噎废食，应该从多方面矛盾入手，多点发力，从深层次调整西南水电结构，推动我国能源顺利转型。

加强国家层面统筹协调和管控

坚持西电东送战略，加强国家层面西部水电消纳的协调和引导，实现水电资源跨区配置，打破省间壁垒，加大接受水电力度，促进川、滇及各受电省份共同解决弃水问题。加强省际电力市场协调，严格控制、减少煤电建设投产规模，为消纳西南清洁水电留出必要的市场空间，优先保证消纳包括水电在内的可再生能源电量。

科学规划、有序推进电源建设，协调配套建设送出工程

大规模水电集中投产、负荷发展水平低于预期是造成川滇水电弃水的主要原因，另外四川、云南的外送通道建设较"十二五"能源发展规划分别相差 800 万千瓦、300 万千瓦以上，导致出现窝电弃水情况。需科学合理的规划电源建设方案，结合市场需求，有序地开发电源，配套建设送电通道，避免由于电网建设滞后出现"卡脖子"的情况发生，尽可能减少因电源建设与送出工程、市场需求不匹配带来的弃水。依托雅砻江中游梯级水电站开发建设雅砻江中游水电外送通道，该通道建成后还可有效解决攀西断面送出受阻问题；加快川渝 500 千伏交流第三通道建设以及落实"雅中直流"特高压外送工程；依托金沙江下游乌东德、白鹤滩电站开发建设云南水电送电通道；加快推进滇西北直流工程建设。

统筹安排电源开发时序及规模，适当控制新能源的建设进度，在弃水严重的当前，集中力量消化存量水电及新能源，促进西南地区"网、源、荷"健康协调发展。

探索建立水电消纳保障机制

2016 年国家先后出台《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》（国能新能 [2016]54 号）、《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源[2016]1150 号）等文件，虽然水电上网电价远低于风电、光伏电价，但上述文件均不包含水电。

随着经济发展进入"新常态"和国民经济的结构性调整，电力需求增速逐步趋缓，同时西部水电开发难度加大、成本增加，满足合理收益的上网电价提高，必将影响受端市场消纳西电的积极性。但水电电价形成机制中其减排等综合效益没有得到体现。研究建立外送水电消纳配额制，将吸纳西部水电纳入受端区域能源发展计划，建立优先消纳的保障机制和相关措施，构建合理的市场交易方式、价格补偿和碳排放交易机制及其配额制度，促进西南水电在全国更大范围的资源优化配置。

积极研究推进市场消纳机制

深入贯彻中发[2015]9 号文件精神，落实电力体制改革配套文件要求，充分发挥市场机制作用，有效利用水电资源。

"十三五"期间，西南水电受端地区电力供应预期较为宽松，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。目前，云电送粤、云电送桂协议尚未签订，而四川水电外送以指令性计划为主，没有与受电端签订送受电协议。建议国家统筹考虑各方参与程度，反映各方诉求，尽快签订川电外送、云电外送的相关协议。

积极发挥市场化交易平台的作用，为富余水电寻求出路。充分利用现有通道加大汛期送电量，协调受端市场充分吸纳西南水电。分析近年实际送电情况，汛期云电外送能力还有一定的潜力可挖，协调广东等受端市场进一步接纳云南水电。进一步完善大用户直接交易机制，同时研究 "以电替煤、以电替油"的用能方式，扩大内需，进一步拓宽清洁能源的销售渠道，加快贫困地区电网建设、改造，改善当地用电条件，促进电力消纳。进一步完善电力市场中水火置换机制，促进富余水电就近消纳，探索研究跨省区发电权交易、开拓新的电力外送市场。

加快龙头水库建设，改善水电出力特性

龙头水库能很好地发挥蓄丰补枯调节作用，改善全流域梯级的出力特性，有效平抑水电出力的峰、枯矛盾，能更好地适应电力系统需求特性和电力外送，有利于争取更好的市场消纳空间，对减少弃水、提高水资源综合利用能力和水能利用率等具有重要作用，应重视并加快龙头水库规划建设，出台相关制度与政策。

因规划的金沙江龙头水库没有建设，梯级电站出力特性和电能质量不能实现规划目标，金沙江干流中游已投产梯级水电站调节性能较差，大多仅具备日、周调节能力，受天然来水汛枯差异大的影响，水电汛、枯出力差异悬殊，不能很好地与电力需求相匹配，也限制了外送市场空间，导致汛期电量大量富余。澜沧江建设有小湾和糯扎渡两个多年调节水库，梯级整体调节性能较好，更能够适应年内用电需求，对减少弃水电量的作用显著，体现了市场优势。

金沙江梯级水电站群规模巨大，龙头水库补偿作用更为显著，规划的龙盘水库调节库容 215 亿立方米，地处我国装机达 1 亿千瓦的巨型水电基地龙头，其下游梯级利用水头达 1700 米，水库有效蓄能量达 900 亿千瓦时，一直到葛洲坝均可受益。补偿调节后，金沙江中游梯级水电站群的枯水期电量占年电量的比例可由 27.8%提高为 61.4%，云南骨干流域金沙江梯级水电群的出力特性和电能质量将得到极大改善。积极推动金沙江龙头水库建设，将对整个云南省水电消纳都具有重要作用。

实行流域、电力系统优化调度

推动建立流域统一运营管理机制，研究流域梯级联合调度体制，推动金沙江、澜沧江、大渡河、雅砻江等流域实现梯级联合调度，充分发挥流域梯级水电开发的整体效益，提高总体市场竞争能力。

根据实际水情，结合系统运行要求，及时协调并取得电网支持，通过申请降低或加大出力，灵活、主动地调整机组负荷曲线，减少弃水损失。

推行电价改革，实行峰、谷和丰、枯电价

电价成为电厂实际上网电量和改善电网运行条件的关键因素。单一电价体制不利于改善电网峰谷差，也使一些新建水电厂由于电价较高而失去竞争能力，增加弃水。实行丰枯电价，在弃水期或即将弃水时超发电量降价向电网输送。如美国水电站季节性电能的电价仅为可靠电能的 1/4。

作为电力市场的补充，可建立电量置换市场，在网内或网间建立计划电量置换市场；合理核定新建通道的输电电价，优化受端地区用电成本；研究跨省区大用户直接交易，推动送端发电企业与受端电力用户通过市场化交易方式直接确定送受电价，促进西南水电消纳；鼓励受端地区配套水电消纳政策，增加年交易电量。

加强水电弃水监管

通过调查、分析研究，制定统一的水电弃水界定标准及管理办法，包括弃水的定义、分类、定量计算方法，以及水能资源利用监测管理办法。从政府、电站和电网角度，做好发电、弃水、水资源综合利用等信息的监测、分析、统计工作，纳入流域综合监测管理体系，并及时分析产生弃水的原因。构建流域梯级水电站信息监管平台，实现实时监测、信息共享、有效管理。

研究运用大数据手段

目前电网大多采取直接调度机组的方式，导致流域梯级联合调度不易协调，电网也缺乏优化调度动力，流域梯级水电之间以及水、风、光互补难以实现，缺乏相应市场机制安排。

研究基于流域综合监测，建立大数据信息平台，实现流域水电调度运行信息的事中事后监管，进一步打通干支流、跨流域的信息互联互通，运用大数据手段，通过大系统协同，全面实施水、风、光等多能互补，提升电站运行效率和系统调度运行管理水平。