中国最大的水电生产基地，在“弃水”电量连续三年大幅上扬后，终于有所回落。与此同时，争议已久的“雅中直流”或将开闸重启。
来自四川省发改委的最新统计数据显示：2017年，面临全年来水量增长20.2%、水电装机增加510万千瓦、发电量增加193.62亿千瓦时的复杂形势，四川省调峰弃水电量为139.96亿千瓦时，较去年同期减少1.47亿千瓦时，同比下降1%。
这是自2014年以来，四川省调峰弃水电量首次下降。中国最大的水电生产基地，在“弃水”电量连续三年大幅上扬后，终于有所回落。
国家电网四川省电力公司此前对外披露的数据显示：2012-2016年，四川电网水电“弃水”电量分别为76亿、26亿、97亿、102亿和142亿千瓦时。
“尽管调峰弃水电量只减少了1.47亿千瓦时，却弥足珍贵。”国家电网四川省电力公司有关负责人介绍。
「四年首降一个百分点」
截至2016年底，四川省水电装机突破7000万千瓦，占全省总装机的80%，占全国水电装机的22.2%；水电发电量占全省发电量的88.3%，占全国水电发电量的24.3%，水电装机规模和发电量均跃居全国第一位。
四川电力交易中心相关负责人对此解释，其中原因主要有两点，一是水电外送机制创新，二是外送通道能力得到提升。
2017年，在国家电网公司、北京电力交易中心及各相关省份的支持下，四川水电外送形成了“1525”新格局，即利用10大外送通道，面向5个市场（华东、华北、华中、西北、重庆），依托2级平台（北京+四川），实施5项举措（深化战略合作、推动市场定价、丰富交易品种、挖掘通道能力、完善周期组合），联合推进四川水电外送。
据上述负责人介绍，四川电力交易中心通过资源互济和框架协议等多种方式与浙江、江苏、陕西和华中区域签订多年、年度合同，进一步稳固四川水电外送传统市场。利用市场价格形成机制，“以时间换空间”，实现了平水期外送电量75亿千瓦时。与此同时，还利用水电价格优势新开辟青海市场，创新实施川渝打捆与陕西互济，探索开展了川渝水火替代交易、河南省大用户跨省直接交易，多消纳富余水电24亿千瓦时。
但对于富余电量高达300亿千瓦时的四川而言，上述举措或许仅是杯水车薪。
按四川省《2017年度推进电力价格改革十项措施》，丰水期水电标杆上网电价降低8厘/千瓦时至0.30元/千瓦时计算，139.96亿千瓦时的“弃水”电量，相当于水电发电企业一年白白流失了约43亿元。
也应看到，2017年，四川全省电源装机规模超过9000万千瓦，而四川电网2016年最大用电负荷仅为3283.6万千瓦，加之新能源装机爆发式增长，今年四川水电“富余”状况将进一步加剧，供需矛盾更加突出。
“随着前期大规模水电建设项目的相继投产和经济新常态下用电负荷增速的减缓，加之外送通道建设滞后，四川省外市场开拓难度不断增加。预计‘十三五’至‘十四五’前期，水电供需阶段性矛盾仍会持续。”在此前召开的“四川省水电学会2017年学术交流会”上，四川省能源局局长雷开平坦言，“因为水电发展，四川省能源消费结构已发生历史性变化。”
如何促进富余水电消纳？在四川省发展改革委主任范波看来，一是加大川电外送，二是促进本地消纳。
“下一步，我们将会同相关单位进一步科学合理规划全省电源投产时序，加快电力外送通道建设。”范波说。
「水电外送之殇」
2016年，我国四大水电基地——大渡河、雅砻江、金沙江、澜沧江20多座大型水电站有效水量利用率、有效水能利用率均不足80%，有的电站甚至不到60%。2017年，全国弃水局面虽有所好转，但弃水问题依然突出。
如何将多余的水电卖出去，成为当前四川最现实的难题。
公开数据显示，到“十三五”末，四川可能要面临1100亿千瓦时的富余电量外送难题。
“怎么送、往哪里送，至今还没有形成共识。”一位官员坦言。在中国，建设电站和送出工程核准并不同步，按照国家基本建设程序，电网企业只有在电站核准后才能启动送出工程可研、核准及建设，导致电站送出工程投产进度严重滞后于电站建设。
“不止四川的水电面临外送受限，其他地方也一样。”国家能源研究所一位研究员指出，当前，跨区域的特高压直流工程建设难度大、周期长，跟不上水电开发的步调，最少滞后三四年。
在中国电力企业联合会党组书记、常务副理事长杨昆看来，弃水的原因主要是：一是用电增幅下滑，市场消纳总量不足。二是水电装机比重大，自身调节能力差。四川具有季、年调节能力的水库电站装机仅占水电总装机的36%，丰枯期出力比例达到7:3。第三，跨区输电通道能力不足。第四，市场消纳机制不完善，部分地方电力市场交易规则明显保护当地电源，省间壁垒进一步强化。
事实上，西南水电存在的问题，已经引起国家有关部门高度重视。近期，国家发展改革委、国家能源局相继出台《关于促进西南地区水电消纳的通知》、《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，对促进西南水电科学发展作出了一系列部署。
