提高水电外送通道的优先级
我国能源资源分布不均匀，水电和煤电均通过“西电东送”进行电力跨区优化配置。“十三五”期间，我国北部采取煤电与新能源打捆的方式，新增7条跨区电力外送通道（分别为准东送皖南、上海庙送山东、酒泉送湖南、宁东送浙江、锡盟送江苏、晋北送江苏、蒙东送山东），输送容量约6600万千瓦。除上述通道外，新疆、甘肃、陕西等省（区）分别在争取规划外的煤电外送通道落地，寻找时机送至华北、华东、华中等地区消纳。
我国北部煤炭资源储备丰富，煤电开发潜力巨大，在电力需求旺盛时期煤电外送与水电外送齐头并进，一直相安无事。但是当用电增速放缓、市场空间有限时，两者在东部电网的竞争关系渐渐浮出了水面，面对份额并不大的蛋糕互不相让。在“建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系”的大环境下，为避免水能资源进一步浪费，《规划》提出“处理好清洁能源充分消纳战略与区域间利益平衡的关系，有效化解弃风、弃光、弃水和部分输电通道限制等资源浪费问题，全面提升能源系统效率”，明确了全国电力外送布局将向西南倾斜，对于增量电力跨区外送优先考虑水电通道，保障清洁能源得到充分消纳。
降低电价才能高歌猛进
“价格”也是困扰西南水电消纳的一道难关。近年来，东部地区对西南水电的意见愈发强烈，接受的意愿明显降低，矛盾的源头直指水涨船高的电价。
从水电上网电价数据走势来看，“十一五”及以前投产的西南大型水电站上网电价一般不高于0.3元/千瓦时（如景洪电站0.246元/千瓦时、二滩电站0.278元/千瓦时）；“十二五”投产的金沙江中游、金沙江下游、澜沧江中下游、锦屏梯级等主要外送电站上网电价有所上升，约为0.30～0.35元/千瓦时；随着西南水电开发向河段上游高海拔地区推进，后续投产的水电站开发成本将持续攀升，部分西南水电上网电价将接近火电标杆电价。“十二五”期间，在考虑输电电价后，西南水电落地电价与受端火电标杆电价相比已无优势，部分落地电价甚至形成了倒挂关系，即便是受端电网表示支持消纳清洁能源，高额的售电成本也会影响市场竞争力。
为完善水电“西电东送”体系，2015年5月5日国家发展改革委发布了《关于完善跨省跨区电能价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2015〕962号），明确了向家坝、溪洛渡等水电站送电到上海、江苏、浙江、广东落地价格按落地省燃煤发电标杆电价提高或降低标准（不含环保电价标准调整）同步调整。此举是通过同网同价来倒逼水电站自身优化成本管理，提高生产效率，保持水电的市场竞争力。而为了更多水电得到消纳，减少弃水电量，西南水电还需借助电力市场化改革的东风，在汛期利用发电成本较低的优势，主动出击寻找市场突破点。2016年，云南水电在广州电力交易中心通过每月的月度和临时挂牌交易，在丰水期售电电价下降幅度达到1毛钱，助力云南“西电东送”电量达到1100亿千瓦时，同比增长了16.4%。
对于西南水电来说，通过季节性降价提高水电竞争力固然有用，但是不断走高的建设成本终将抹平资源“红利”。《规划》意识到西南水电上网电价已经进入了拐点期，所以文中建议“深入论证西南水电接续基地建设”，目的在于控制高成本水电站的开发进度，对超过当前市场承受能力的电站项目采取缓建等措施，将水电“西电东送”整体价格控制在合理水平内。
另一方面，较高的过网费也一定程度上占用了西南水电自身的降价空间，进而影响市场消纳西南水电的积极性。根据目前“西电东送”的定价机制，过网费价格在0.11-0.12元/千瓦时左右，约占落地电价的24%-29%，不可不谓是高价服务费。根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》的指示精神和《规划》的能源体制革命目标，输电电价需按“准许成本加合理收益”原则进行制定。因此对于跨省跨区的电力外送通道，有必要重新核定输电成本，寻找输电电价可下降的空间，并做好电网企业输配电成本监审具体工作，在保障电网企业有收益的同时最大限度满足送电需求。
众人帮忙，不如自身本领过硬
为有效解决弃水问题，众人扶持固然重要，但西南地区自身的努力才是根本之道。
首先，西南地区需要协调好各清洁能源发电装机之间的关系，特别是水电与风电的关系。目前西南地区风电行业发展迅速，2016年末四川、云南两省风电装机规模已达到860万千瓦左右，而两省弃风率连续多年未超过4%，保持了良好的增长势头。可见风电在水电基地的腹地当中日子过得还算不错，对比节节攀升的弃水电量，难免让人产生“弃水保风”的质疑。
客观来讲，水电与风电同属清洁能源品种，发电出力关系上不存在孰先孰后，出现“弃谁保谁”的状况都是不可取的。但是与西南丰富的水电资源相比，西南风电资源略显贫瘠，而且出力平稳性及调节性也较差，在大量水电被白白弃掉的当前，追求风电高速增长是舍本求末了。
《规划》指出，在西南水能资源丰富地区，应充分发挥水电与新能源的互补效益，相互扶持，共谋发展。为解决眼下西南弃水过多的问题，应该暂时停止扩大西南风电、太阳能发电等新能源装机规模，集中力量消化存量水电，中长期来看新能源装机则需结合水电站建设进度科学安排投产规模，从而保障西南电力市场健康有序发展。
其次，西南地区也应科学安排水电开发节奏。对于四川、云南出现的装机增长与用电增长脱节的问题，《规划》建议“科学安排金沙江、雅砻江、大渡河等大型水电基地建设时序”，具体措施：两省结合中长期电力负荷及省外电力市场需求走势，统筹协调电源开发时序及规模，合理调整“十三五”电源建设投产进度，仅考虑投产工程进度已明确的大水电项目，其他未开工项目充分做好前期准备工作，积极完善施工条件，寻找适当时间投产运行；视负荷发展情况，优化小水电建设时序，在电力供应富余阶段减少小水电核准规模。
打破西南水电弃水困境是一项系统工程，需要能源主管部门、发电企业、电网企业、用电主体等多方面共同参与，心往一处想，劲往一处使，绝不是一蹴而就的事情。《规划》结合实际情况，已经清晰的给出了解决方案，只需各方积极沟通、互相让步，“十三五”西南水电必将迎来一片晴天。
(本版文章作者均供职于电力规划设计总院)
