水電水利規劃設計總院總工程師 彭才德

近年來四川、雲南水電棄水問題突出，造成水資源的巨大浪費，嚴重影響相關水電站運行的經濟性。水電站在規劃設計階段，受環境、移民、經濟、工程建設條件等因素製約，水庫調節庫容和電站裝機容量不可能達到足夠大，受來水分布不均、水庫調節庫容和電站裝機容量所限，以及電站實際運行中電力市場等各種因素影響，不可避免地存在水電棄水問題。在經濟"新常態"下，由於消納市場疲軟，裝機階段性過剩等多重因素疊加，導致本應進入市場 "收獲期"的西南水電卻遭遇棄水"寒冬"。

棄水由多種因素造成，按照水力資源轉換為水能到被用電戶利用經過的先後環節，棄水原因主要可概括為以下幾點：一是水情預測原因產生的棄水,指因水情預測偏差導致水庫與電站運行方式不盡合理而產生的棄水；二是與綜合利用相關的棄水，指按照設計運行方式可與發電相結合的綜合用水在電站實際運行中未完全與發電結合而產生的棄水；三是與水電站自身相關的棄水，指由於電站自身原因其調度運行受到限製在水庫蓄滿時不能按額定出力發電而造成棄水；四是與輸電線路相關的棄水，指由於送出通道不足及輸電設備損壞、檢修、試驗等限製水電站出力造成的棄水；五是與電力係統運行相關的棄水，指為保證電力係統安全穩定運行以及滿足係統調峰需要而限製水電站出力所產生的棄水；六是與電力市場有關的棄水，指因電力市場消納空間不足或電力市場未落實所產生的棄水。

為盡可能利用水能資源，應全麵分析棄水成因，積極探討利用市場機製在更大範圍內優化配置資源，理性布局水電發展，減少不合理棄水。

四川棄水分析

四川電源結構以水電為主，截至 2016 年底，四川全口徑發電裝機容量為 9108 萬千瓦，水電 7246 萬千瓦、占總裝機的 79.56%，其中金沙江幹流、雅礱江幹流、大渡河幹流三大基地裝機容量約占全省水電裝機容量的 55%；火電（含氣電）1642 萬千瓦，占總裝機的 18.02%；風電 125 萬千瓦，占總裝機的 1.37%；太陽能光伏發電 96 萬千瓦，占總裝機的 1.05%。2016 年全省最大用電負荷為 3284 萬千瓦。

四川電網目前呈"四直四交"的外送格局，送電能力最高為 2850 萬千瓦，其中賓金直流最大輸電能力為 800 萬千瓦，複奉直流最大輸電能力為 640 萬千瓦，錦蘇直流最大輸電能力為 720 萬千瓦，德寶直流最大輸電能力為 300 萬千瓦，川渝 500 千伏交流通道最大輸電能力為 390 萬千瓦。扣除金沙江界河直送部分後的川電外送規模為 1320 萬千瓦。近期規劃有川渝第三通道和雅中直流。

四川省 2006 年～2010 年基本上沒棄水，2011 年～ 2015 年公布的四川省水電調峰水棄水分別為 2.7 億千瓦時、76 億千瓦時、26 億千瓦時、97 億千瓦時、102 億千瓦時。 2016 年棄水電量超過 300 億千瓦時。

2012 年～2017 年是四川省水電集中投產期，期間年平均增加水電裝機容量約 700 萬千瓦，預計至 2017 年四川水電棄水將達到峰值。2017 年以後，隨著新投產水電站裝機減少和用電負荷的逐年增加，棄水電量將隨之減少，至 2020 年，雅中直流如能按期投運，棄水狀況將得到較大改觀。

四川省水電棄水電量主要原因是市場需求不足和外送通道建設滯後，其中市場原因占 80%以上。

雲南棄水分析

截至 2016 年底，雲南省總裝機容量 8442 萬千瓦，水電裝機容量 6096 萬千瓦，所占比重為 72.21%，其中瀾滄江幹流、金沙江幹流裝機約占全省水電裝機的 65%；火電裝機容量 1402 萬千瓦，所占比重為 16.61%，裝機年利用小時數 1922 小時；風電 737 萬千瓦，占總裝機的 8.73%；太陽能光伏發電 206 萬千瓦，占總裝機的 2.44%。2016 年全省最大用電負荷為 3638 萬千瓦。

"十二五"期間，雲南省電源建設速度較快，擺脫了 "十一五"期間電力供應不足的局麵，但近年來電力需求增速較慢，省內用電情況低於預期，2015 年甚至出現了負增長情況；外送電量持續增加，據統計，2011 年雲南省外送電量 323 億千瓦時，2015 年外送電量達到 945 億千瓦時，增長了近 2 倍。雲南電力外送的主要目標省份是廣東省，從 2015 年開始出現電力需求減緩，且隨著該省內裝機容量的不斷發展，對接納外來電力的需求趨緩。

除魯布革水電站的外送通道外，雲南省其餘外送通道均以網對網形式外送。目前，雲電外送主要送電方向為廣東和廣西，已建外送通道的送電能力達到 2470 萬千瓦，其中，外送廣東通道能力為 1900 萬千瓦，外送廣西通道能力為 620 萬千瓦。此外，在建的滇西北直流工程送電廣東深圳，送電能力 500 萬千瓦，主要外送雲南境內瀾滄江幹流中上遊梯級電站電量，預計於 2017 年年底投產。外送廣東的背靠背換流站工程將擴建，擴建後送電能力將增加 100 萬千瓦。

近年來隨著大型水電的集中投產以及部分中小型電站的相繼投產，大多數電站調節性能較差，造成雲南省電力供應的汛、枯矛盾十分突出，同時受輸電線路建設的相對滯後、市場需求未達到預期，水電消納問題突出，雲南省出現了持續棄水現象，尤其是 2014 年以來，水電棄水嚴重。2014 年、2015 年棄水電量達 168 億千瓦時、153 億千瓦時。2016 年棄水電量超過 300 億千瓦時。預計 2017 年雲南省棄水電量還會有所增加，2017 年後因滇西北直流送電通道建成，外送能力增加以及省內用電需求的增長，棄水電量在 110 億千瓦時左右。

雲南省水電棄水主要原因是市場需求不足以及電源結構性矛盾，占比90%以上。

多點發力解決川滇棄水問題

我國水電的年發電量和裝機容量均居世界第一，是我國第二大主力電源。水電的良性發展關係到我國能源結構的調整，是我國完成 2020 年非化石能源消費占比目標的重要基石。解決川滇兩地棄水問題，不可因噎廢食，應該從多方麵矛盾入手，多點發力，從深層次調整西南水電結構，推動我國能源順利轉型。

加強國家層麵統籌協調和管控

堅持西電東送戰略，加強國家層麵西部水電消納的協調和引導，實現水電資源跨區配置，打破省間壁壘，加大接受水電力度，促進川、滇及各受電省份共同解決棄水問題。加強省際電力市場協調，嚴格控製、減少煤電建設投產規模，為消納西南清潔水電留出必要的市場空間，優先保證消納包括水電在內的可再生能源電量。

科學規劃、有序推進電源建設，協調配套建設送出工程

大規模水電集中投產、負荷發展水平低於預期是造成川滇水電棄水的主要原因，另外四川、雲南的外送通道建設較"十二五"能源發展規劃分別相差 800 萬千瓦、300 萬千瓦以上，導致出現窩電棄水情況。需科學合理的規劃電源建設方案，結合市場需求，有序地開發電源，配套建設送電通道，避免由於電網建設滯後出現"卡脖子"的情況發生，盡可能減少因電源建設與送出工程、市場需求不匹配帶來的棄水。依托雅礱江中遊梯級水電站開發建設雅礱江中遊水電外送通道，該通道建成後還可有效解決攀西斷麵送出受阻問題；加快川渝 500 千伏交流第三通道建設以及落實"雅中直流"特高壓外送工程；依托金沙江下遊烏東德、白鶴灘電站開發建設雲南水電送電通道；加快推進滇西北直流工程建設。

統籌安排電源開發時序及規模，適當控製新能源的建設進度，在棄水嚴重的當前，集中力量消化存量水電及新能源，促進西南地區"網、源、荷"健康協調發展。

探索建立水電消納保障機製

2016 年國家先後出台《關於建立可再生能源開發利用目標引導製度的指導意見》（國能新能 [2016]54 號）、《關於做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》（發改能源[2016]1150 號）等文件，雖然水電上網電價遠低於風電、光伏電價，但上述文件均不包含水電。

隨著經濟發展進入"新常態"和國民經濟的結構性調整，電力需求增速逐步趨緩，同時西部水電開發難度加大、成本增加，滿足合理收益的上網電價提高，必將影響受端市場消納西電的積極性。但水電電價形成機製中其減排等綜合效益沒有得到體現。研究建立外送水電消納配額製，將吸納西部水電納入受端區域能源發展計劃，建立優先消納的保障機製和相關措施，構建合理的市場交易方式、價格補償和碳排放交易機製及其配額製度，促進西南水電在全國更大範圍的資源優化配置。

積極研究推進市場消納機製

深入貫徹中發[2015]9 號文件精神，落實電力體製改革配套文件要求，充分發揮市場機製作用，有效利用水電資源。

"十三五"期間，西南水電受端地區電力供應預期較為寬鬆，對於接納西南水電而影響本省火電利用小時數存在更多的考慮。與此同時，電力係統市場化改革使受端省份對西南水電的價格、送電特性等方麵有著新的要求。目前，雲電送粵、雲電送桂協議尚未簽訂，而四川水電外送以指令性計劃為主，沒有與受電端簽訂送受電協議。建議國家統籌考慮各方參與程度，反映各方訴求，盡快簽訂川電外送、雲電外送的相關協議。

積極發揮市場化交易平台的作用，為富餘水電尋求出路。充分利用現有通道加大汛期送電量，協調受端市場充分吸納西南水電。分析近年實際送電情況，汛期雲電外送能力還有一定的潛力可挖，協調廣東等受端市場進一步接納雲南水電。進一步完善大用戶直接交易機製，同時研究 "以電替煤、以電替油"的用能方式，擴大內需，進一步拓寬清潔能源的銷售渠道，加快貧困地區電網建設、改造，改善當地用電條件，促進電力消納。進一步完善電力市場中水火置換機製，促進富餘水電就近消納，探索研究跨省區發電權交易、開拓新的電力外送市場。

加快龍頭水庫建設，改善水電出力特性

龍頭水庫能很好地發揮蓄豐補枯調節作用，改善全流域梯級的出力特性，有效平抑水電出力的峰、枯矛盾，能更好地適應電力係統需求特性和電力外送，有利於爭取更好的市場消納空間，對減少棄水、提高水資源綜合利用能力和水能利用率等具有重要作用，應重視並加快龍頭水庫規劃建設，出台相關製度與政策。

因規劃的金沙江龍頭水庫沒有建設，梯級電站出力特性和電能質量不能實現規劃目標，金沙江幹流中遊已投產梯級水電站調節性能較差，大多僅具備日、周調節能力，受天然來水汛枯差異大的影響，水電汛、枯出力差異懸殊，不能很好地與電力需求相匹配，也限製了外送市場空間，導致汛期電量大量富餘。瀾滄江建設有小灣和糯紮渡兩個多年調節水庫，梯級整體調節性能較好，更能夠適應年內用電需求，對減少棄水電量的作用顯著，體現了市場優勢。

金沙江梯級水電站群規模巨大，龍頭水庫補償作用更為顯著，規劃的龍盤水庫調節庫容 215 億立方米，地處我國裝機達 1 億千瓦的巨型水電基地龍頭，其下遊梯級利用水頭達 1700 米，水庫有效蓄能量達 900 億千瓦時，一直到葛洲壩均可受益。補償調節後，金沙江中遊梯級水電站群的枯水期電量占年電量的比例可由 27.8%提高為 61.4%，雲南骨幹流域金沙江梯級水電群的出力特性和電能質量將得到極大改善。積極推動金沙江龍頭水庫建設，將對整個雲南省水電消納都具有重要作用。

實行流域、電力係統優化調度

推動建立流域統一運營管理機製，研究流域梯級聯合調度體製，推動金沙江、瀾滄江、大渡河、雅礱江等流域實現梯級聯合調度，充分發揮流域梯級水電開發的整體效益，提高總體市場競爭能力。

根據實際水情，結合係統運行要求，及時協調並取得電網支持，通過申請降低或加大出力，靈活、主動地調整機組負荷曲線，減少棄水損失。

推行電價改革，實行峰、穀和豐、枯電價

電價成為電廠實際上網電量和改善電網運行條件的關鍵因素。單一電價體製不利於改善電網峰穀差，也使一些新建水電廠由於電價較高而失去競爭能力，增加棄水。實行豐枯電價，在棄水期或即將棄水時超發電量降價向電網輸送。如美國水電站季節性電能的電價僅為可靠電能的 1/4。

作為電力市場的補充，可建立電量置換市場，在網內或網間建立計劃電量置換市場；合理核定新建通道的輸電電價，優化受端地區用電成本；研究跨省區大用戶直接交易，推動送端發電企業與受端電力用戶通過市場化交易方式直接確定送受電價，促進西南水電消納；鼓勵受端地區配套水電消納政策，增加年交易電量。

加強水電棄水監管

通過調查、分析研究，製定統一的水電棄水界定標準及管理辦法，包括棄水的定義、分類、定量計算方法，以及水能資源利用監測管理辦法。從政府、電站和電網角度，做好發電、棄水、水資源綜合利用等信息的監測、分析、統計工作，納入流域綜合監測管理體係，並及時分析產生棄水的原因。構建流域梯級水電站信息監管平台，實現實時監測、信息共享、有效管理。

研究運用大數據手段

目前電網大多采取直接調度機組的方式，導致流域梯級聯合調度不易協調，電網也缺乏優化調度動力，流域梯級水電之間以及水、風、光互補難以實現，缺乏相應市場機製安排。

研究基於流域綜合監測，建立大數據信息平台，實現流域水電調度運行信息的事中事後監管，進一步打通幹支流、跨流域的信息互聯互通，運用大數據手段，通過大係統協同，全麵實施水、風、光等多能互補，提升電站運行效率和係統調度運行管理水平。