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。
值得关注的是，在四川水电外送方面，特高压依旧发挥了“主力军”的作用。川电外送目前主要依靠三大特高压直流工程，即向家坝—上海 、锦屏—苏南和溪洛渡—浙江 ±800千伏特高压直流输电工程。
四川电网通过三大特高压直流线路与华东电网相连，外送市场覆盖江苏、浙江、上海、安徽四省。不过，由于上述送出通道均为几大电站的配套建设，并无能力外送四川其他电站的富余电力。
“多个外送项目涉及地域广、影响范围大、利益牵扯复杂等因素，以至于前期及建设工作推进较慢，部分通道并未及时按期投运。”业内人士指出，“此外，四川在电力外送环节还面临外送通道建设滞后、在役通道空间有限及输送效率较低等多重困境。”
对此，原国家电力部规划司司长王信茂建议，要将四川水电开发和配置纳入全国资源优化配置的大格局之中，统一配置，提前运作。
雅中直流或将开闸
有消息显示，争议已久的“雅中直流”或将开闸重启。
雅中—江西±800千伏特高压直流输电线路(以下简称“雅中直流”)起于四川省盐源县雅中换流站，途经四川、云南、贵州、湖南、江西5省，落点为江
西省抚州市东乡县江西换流站，线路长度约1702.0千米，全线按双极架设，输送容量1000万千瓦。
按照规划，该工程将是四川凉山西部、南部地区的水电、风电、光伏发电送出的关键通道。建成后，可将四川水电基地电能直供江西负荷中心，实现大范围内资源优化配置。
然而，工程历经种种波折，让人始料未及。
2007年9月15日，时任国家电网公司总经理刘振亚与江西省委书记孟建柱、省长吴新雄就江西电网发展举行会谈，提出要进一步加快江西电网建设步伐，并力争“十一五”末特高压电网落点江西。
这是国家电网和江西省政府高层首次将特高压建设与江西联系在一起，并提出明确的时间和目标。
与此同时，国家电网将雅中直流列为雅砻江中游电站的配套外送通道。然而由于“十一五”、“十二五”电力规划并未出台，彼时这条特高压线路在国家层面也并无安排。
此后，该工程于2015年11月顺利通过可研评审。但因落点问题长期存在争议，并未启动实质性建设工作。
一方面，雅砻江流域水电开发有限公司和国家电网认为，该工程应落点江西;另一方面，受点江西省的态度却颇为冷淡。
对此，江西省能源局电力处称：“截至目前，江西省能源局未收到国家相关文件，告知规划雅中直流初拟落点江西抚州地区。江西电力系统规模较小(2016年用电量仅1180亿千瓦时，最高用电负荷不到2000万千瓦)，如短期内接受特高压，江西将成为全国受电比例最高的省份，电力系统风险巨大。因此，我们考虑并已多次向国家汇报，在‘十四五’中后期再通过特高压引省外电力入赣。”
此外，江西省能源局电力处还进一步指出，江西有“十二五”期间纳入国家规划、核准未投产火电项目864万千瓦，“十三五”期间将有序推进这些已纳规火电项目建设，即“加快形成煤炭快捷运输入赣通道，重点推进蒙西—华中煤运通道建设”。
“雅中直流工程的落地问题本质是如何消除省际壁垒，协调中央和各地方政府的不同意见。建议在规划之初，应尊重各方尤其是受端省份意见，避免拉郎配。” 业内专家分析。
与此同时，据知情人士透露，自2017年7月以来，四川省所有电力项目电网接入系统报告暂停评审，导致电力项目接入系统批复文件无法获得。有消息称，这是四川省电网公司以此为条件要求四川各大发电集团去做国家能源局等单位工作，倒逼特高压通道尽快获批。
2017年10月19日，国家发展改革委、国家能源局联合下发《关于促进西南地区水电消纳的通知》，明确“十三五”期间，开工四川水电外送江西特高压直流输电工程、乌东德电站送电广东广西输电工程。
搁置多年的“雅中直流”通道问题，再次提上日程。
《能源》记者梳理发现，此举并非空穴来风，早在2017年3月20日，沉寂已久的四川电网公司突然部署雅中—江西特高压直流输电工程建设下一阶段工作。
此后，国家发改委副主任、国家能源局局长努尔•白克力一行到国家电网调研，国网方面建议，上半年应尽早核准四川外送第4回特高压直流工程。
“2017年清明节过后，江西省电力设计院就被通知，要求立即重新启动雅中特高压设计工作，6月底之前完成所有核准相关材料准备。”一位业内人士向《能源》记者透露，“与此同时，国网直流部也在加快推进雅中-江西特高压直流核准程序。”
7月19日，国网四川公司官网对外发布《雅中换流站500千伏配套工程环境影响报告书简本》，明确指出：为满足雅中±800kV换流站接入四川500kV电网的需要，雅中换流站500kV配套工程的建设十分必要。
8月18日，国家电网公司组织召开雅中-江西±800千伏特高压直流工程建设准备工作推进会。国网直流部、直流建设分公司、国网经研院、沿线各省电力公司、项目设计方、项目监理方等100余人参加，预示雅中-江西±800千伏特高压直流输电线路工程进入全面实施阶段。
“四川到华中的高压直流工程，已具备建设条件并纳入国家规划，电网公司也已开展前期工作很多年，但由于送端的落点一直没有落实，因此这一项目到目前为止还没有真正落地。”中电联规划发展部副主任张琳受访时表示，“跨区输电通道能力不足，仍是制约西南水电消纳的刚性因素。”
