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西南水电之问(上)西南弃水问题辨析
2017/6/6 7:30:05    新闻来源:中国电力企业管理

链接:西南水电之问(中)多点发力治川滇弃水

链接:西南水电之问(下)创新公益加市场的水电电价机制

水电除兼具清洁性和可再生性以外,还是目前世界上技术发展相对成熟,可以被大规模开发利用的可再生能源。《电力发展"十三五"规划》明确提出,到 2020 年我国水电装机总量将达到 3.4 亿千瓦左右,依然是仅次于煤电的第二大主力电源,从中长期发展来看,水电是保障我国电力供应安全的重要支撑之一,也是完成非化石能源消费目标的重要基石。

"西电东送"作为西部大开发的标志性工程,在电力行业的实施已超过 20 余年,在有效拉动西部经济发展的同时,也将西部丰富的水电、煤炭等资源输送至我国中东部地区,为该地区经济腾飞奠定坚实基础。时空转换至今,我国经济步入新常态,电力需求疲软,水电项目建设周期较长,西南部地区新投产的水电项目错过了电力需求旺盛的"东风",加之外送通道受阻,建设成本过高导致失去具有市场竞争力的电价等诸多因素叠加,曾经清洁能源领域的"领头羊"当下深陷外送与消纳困局,裹足难行。

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阶段性矛盾掣肘西南水电发展

四川、云南作为我国水资源大省,"十二五"末水电装机分别达到 6939 万千瓦、5774 万千瓦,外送能力达到 2850 万千瓦、1850 万千瓦,2016 年两省水电发电量占到全国发电量的 8.9%。根据实际调研统计(不同于媒体公布的数字),2015 年川滇两省弃水量约 350 亿千瓦时;根据 2016 年中国水电学会对各水电基地实地调研结果,国家四大水电基地——大渡河、雅砻江、金沙江以及澜沧江 20 余座大型水电站有效水量利用率和有效水能利用率不到 80%,有的电站甚至不到 60%。2016 年仅川滇两省的实际弃水量已超过 800 亿千瓦时。尽管各口径的统计数据存在偏差,但数字足以说明弃水已成为不争的事实,且业内普遍认为,如果没有行之有效的缓解方法,西南弃水问题将在"十三五" 时期愈演愈烈。

西南水电弃水问题是历史遗留和阶段性发展矛盾等多重因素叠加导致,且川滇两省弃水原因各不相同,共性与差异性并存。随着曾经争论不断的金中直流工程投运,云南又打通了另外一条"电力高速路",每年可向广西送电约 140 亿千瓦时,为迎接下一个大型水电投产高峰做好准备,但省内消纳困难已成为该省现阶段弃水的"罪魁祸首"。长期以来云南省政府一直希望依托充沛的电力和低廉的电价发展本省工业,而不是仅仅做一个电力外送大省。但基于资源禀赋和民间意愿等客观因素,省内消纳市场的全面建设并未如期实现,导致众多无调节性且定位于就地平衡消纳、上网困难的小水电无奈弃水,沦为电力产能过剩的"牺牲品"。

有别于云南,四川省弃水的主要原因是外送通道建设与水电发展不相匹配。尽管"十二五"期间两交两直特高压送出线路均已竣工满功率运行,但原计划于 2012 年建成投产、主要用于省内季节性富余水电外送的特高压交流外送工程未能获得核准建设,加之近几年水电工程的集中投产,导致现有外送通道能力远不能满足快速增长的水电外送需求,四川电力供应已从"丰余枯缺"快速转变为"丰裕枯余"。

尽管川滇两省弃水各出有因,但从中不难发现弃水问题的共性。首先,水电的集中投产与省内用电需求增长严重错位。受宏观经济增速放缓与产业结构低端化、同质化带来的产能过剩等因素影响,川滇两省社会用电量增速回暖乏力,电力市场整体严重过剩,消纳市场疲软,用电负荷发展远低于预期造成装机过剩。其次,省外受端接纳意愿减弱,'西电东送'接纳空间严重挤压。以广东省为例,截至 2016 年该省火电装机规模已超 7000 万千瓦,而利用小时数仅为 3698 小时。有专家表示,"目前西南地区水电过剩只是国家'西电东送'能源战略受阻的表象,究其本质是东部火电严重过剩,加之一些依靠煤炭财政的地方政府对煤电宠爱有加,从而封杀了"西电东送"的市场空间。"再次,西南水电调节性能总体较差,具有多年调节性能的水电站数量占比较低,在江河来水周期性、季节性影响下,水电群出力在年内分布极不均匀,"丰余枯缺"结构性矛盾突出。最后,剩下能开发的水电项目不断向高海拔、高寒地区转移,水电项目在背负移民、征地等社会成本以外,建设的工程成本也不断走高,导致落地电价远高于当地的火电上网电价,使水电逐步失去价格竞争力。

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解决弃水问题的"当务之急"

从资源禀赋和中长期供需双方关系来看,丰富的西南水电资源除部分在本地消纳以外,需要在更大范围内进行优化配置。随着金沙江、雅砻江等流域大型电站的投产,现有外送通道已不能满足外送需求,"十三五"及未来更长时间,需新增多条外送通道来满足增量水电的送出需求。随着"一带一路"构想和全球能源互联网的建设实施,跨国跨洲联网也被写入西南水电外送的议事日程,在控制好落地风险的前提下,通过洲内互联、洲际互联等一系列联网工程以更好地解决我国电力过剩和西南弃水问题。在做好外送通道建设的同时,川滇两省还应充分利用直购电、留存电等政策,最大可能降低工业企业用电成本,加大电能替代力度,促进水电进一步在省内消纳。

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输电通道的"任督二脉"被打通后,充沛的水电资源大量向东中部地区涌入,矛盾的源头则直指向水涨船高的电价。对于现阶段西南水电来说,通过季节性降价争取的发电量却抵不过建设成本抹平的资源"红利",极不利于水电的良性发展。水电工程的建设关系到移民、交通、航运、环保等多个部门,牵扯到国家、地方政府以及百姓各方利益。有关专家建议,在有序进行西南水电开发建设的基础上,计划建设项目在建设初期应由国家牵头,建立送端、受端、设计院、电网企业、地方政府等多部门联合会商机制,统筹协调多方利益,实现项目造价可控在控,避免造价水涨船高,提升水电价格市场竞争力。同时,国家应对水电予以重新定位,通过提供长期低息优惠贷款、实行优惠增值税、所得税以及征收碳排放税等措施,支持包括藏东南水电在内的后续西南水电开发。

在有效控制水电建设成本的同时,还需要在"以中长期交易为主、临时交易为补充"的跨区跨省电力交易模式的基础上,建立合理的水电电价机制来保障电网企业优先收购水电。在我国建有水库的水电站都在不同程度上肩负着水资源调控的任务",公益性"水电的划分界限较为模糊,在有限的市场空间里,没有被纳入保障范围的水电站仍面临大量弃水的危险,市场的公平性很难体现。中国水力发电工程学会副秘书长张博庭建议,建立"公益 + 市场"模式,对于大中型水电站全部引入公益性电价的概念,同时保留部分市场电价参与市场竞争,利用经济性手段提高水电电价竞争力,确保电网保障清洁、可再生的水电优先上网。

解决深层次矛盾以"强根固本"

解决弃水问题分为短期和长期两种方案,破除省间壁垒,建设龙头水电站以优化流域水电结构,才是解决弃水的根本出路。曾有专家建议,"国家应制定优先消纳西部水电的政策,如对西部水电采取强制性的市场配额,同时,对东部的火电进行减量限制,控制煤炭消费总量。"在有限的市场空间里,"水火之争"日趋白热化,而这一建议恰恰触碰到了不同省份间的利益"禁区"。出于对本省经济发展的考量,尤其在国家实施简政放权以后,部分受端省份大批上马火电站,面对份额并不大的"蛋糕",各方利益互不相让,输电通道利用率低正是"西电东送"市场空间受挤压的具体表现。在电力供应相对过剩的环境下,各省政府更加关注电价改革对实体经济的减负,一方面,各省政府希望通过电量市场化交易降低企业用电成本,拉动当地经济增长;另一方面,在资源跨省配置的过程中,各省又想尽办法保障本地电源的竞争力,通过行政规则干预市场的情况偶有发生。有专家指出,省间壁垒存在的根本在于体制机制不畅,无论是建立区域市场还是省级市场,省间壁垒都是本轮电改推进必须克服的难题。要根除这样的"病",实现国家能源结构的优化,需要国家层面加强顶层设计,建立水电收购保障性机制,利用行政手段严控受端省份火电的无序增长,深化全国能源系统"一盘棋"的思维,推动区域电力市场建设,为西南水电送出寻求更大的消纳空间。在统筹协调各方利益的同时,推动有序放开发用电计划的实施,凸显市场在消纳清洁水电中的关键作用,避免水电成为本该被淘汰的落后产能的"替罪羊"。

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水电的弃水问题涉及到国家能源结构调整,不能仅仅 "头疼医头,脚疼医脚",单纯地降低水电建设的速度和加快输电通道的建设只能暂缓疼痛。建设龙头电站,优化水电自身性能,才能从结构上解决西南水电弃水问题。龙头水电站具有良好调节性,能有效缓解"丰余枯缺"矛盾和出力不均问题,特别是针对川滇两省数量庞大的径流式小水电,龙头水电站在改善电能质量和发挥社会效益等方面作用尤为突出。但近些年,由于开发成本过大、建设周期长,龙头水电站的建设已成为悬而未决的难题。从国际经验来看,美国、加拿大等国的有效水库库容和河流年径流量比已达到了 70%以上;在美国,大型流域上所有骨干水电站的开发也并不是由市场完成,而是政府行为。因此从长期经济效益、电网安全性和能源结构出发,国家应给予龙头水电站开发的政策倾斜,以及适当的补偿机制,提前龙头水电站开发建设时序,深层次解决西南水电弃水问题。

坚持不懈地开发利用水电资源是我国完成"十三五" 非化石能源消费占比 15%目标的重要出发点,而深入开发西南水电更是我国能源结构调整的重要一环。单一地降电价、去产能除扰乱市场秩序外,更不利于我国能源结构优化。对于西南水电弃水问题,应全盘统筹国家以及电力系统各方参与者之间的利益,优化国家顶层设计,破除省间壁垒,理性布局西南水电发展,有序开展当地新能源建设。现阶段我国正处于能源结构调整"黎明前的黑暗",推动风、光、水、火、源、网、荷协调发展,才能实现我国资源的最优化利用,促进能源结构顺利转型。

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西南弃水问题辨析

中国电力企业联合会行业发展与环境资源部 吴立强

我国水能资源丰富,水电开发建设取得了巨大成绩,对保障我国能源电力供应作出了重要贡献。我国水电装机容量自 2004 年超过美国以来,一直稳居世界第一位。截至 2016 年底,我国水电装机容量达到 3.32 亿千瓦、当年发电量 1.18 万亿千瓦时(包括抽水蓄能 2669 万千瓦、发电量 306 亿千瓦时),其中,西南地区的云南和四川水电装机容量占全国比重达到 40%,是我国重要的西电东送水电基地。

随着经济发展进入新常态,西南地区电力消费需求增速明显落后于发电装机投产增速,同时,受电网和电源建设缺乏统筹协调、外送通道能力不足,可调节能力的水电站比重较小,以及受端地区消纳外来电的意愿不强等多重因素影响,近几年西南地区弃水问题凸显。当前弃水问题是地区性、阶段性、艰巨性、紧迫性问题,需要通过坚持计划与市场、短期与中长期、供给侧与消费侧、送端与受端相结合的方式来缓解并最终解决弃水问题。

西南弃水现况

近几年西南地区弃水问题持续凸显。我国弃水问题主要集中在西南地区的云南和四川,虽然有关部门及企业采取了多种措施来努力缓解弃水难题,但近几年弃水问题仍持续较为突出。据了解,2013~2016 年,云南调峰弃水电量分别为 48、173、153、314 亿千瓦时;四川调峰弃水电量与云南统计口径略有差异,分别为 26、97、102、141 亿千瓦时。西南弃水问题辨析文 中国电力企业联合会行业发展与环境资源部 吴立强 14 中国电力企业管理 2017.05 2016 年,云南、四川水电发电量分别为 2318、2989 亿千瓦时,弃水电量分别是当年水电发电量的 13.5%和 4.7%。

弃水问题严重影响社会及企业效益。弃水问题对于社会而言,是低碳、绿色能源的严重浪费;对于水电企业而言,还严重影响到企业经营效益。如,云南汛期,即使考虑市场主体均按 0.1 元 / 千瓦时(含税)的最低限价,2016 年云南弃水导致水电企业利润减少也超过了 25 亿元。根据调研,云南某企业 2016 年弃水电量为 90 亿千瓦时,当年亏损 7 亿元左右,如果发电量按照市场化交易电价 0.1 元 / 千瓦时(含税)测算,扣除税费后弃水电量导致企业利润减少 7.5 亿元,如果当年这部分弃水电量能得到消纳,则该企业当年可避免亏损。

西南弃水原因分析

导致西南地区严重弃水的原因是多方面的。

一是经济发展进入新常态袁电力消费需求增速明显低于规划预期袁而发电装机总体按预期投产袁电力供应能力增速明显超过用电量增速袁导致电力供应能力富余袁是弃水问题凸显的根本原因。

"十二五"以来,西南地区一批大型水电站集中投产,带动发电装机容量快速增长。截至 2016 年底,云南发电装机容量为 8442 万千瓦,比 2010 年净增 4837 万千瓦、年均增长 15.2%,超过全国年均增速 6.0 个百分点;其中,水电装机容量 6096 万千瓦,比 2010 年净增 3661 万千瓦、年均增长 16.5%。截至 2016 年底,四川发电装机容量为 9108 万千瓦,比 2010 年净增 4781 万千瓦、年均增长 13.2%,超过全国年均增速 4.0 个百分点;其中,水电装机容量 7246 万千瓦,比 2010 年净增 4176 万千瓦、年均增长 15.4%。

随着经济发展进入新常态,高耗能等行业增速下滑,电力消费需求增长总体呈放缓态势。2016 年,云南全社会用电量 1411 亿千瓦时、同比下降 2%,比 2010 年增加 406 亿千瓦时、年均增长 5.8%,低于"十一五"期间年均增速(12.5%)6.7 个百分点。2016 年,四川全社会用电量 2101 亿千瓦时,比 2010 年增加 552 亿千瓦时、年均增长 5.2%,低于"十一五"期间年均增速(10.4%)5.2 个百分点。

用电量增速明显低于规划目标,而发电装机总体按规划目标投产,导致用电量增速明显低于发电装机容量增速,电力供应能力逐步富余。如,"十二五"期间,云南全社会用电负荷及全社会用电量分别仅完成预期目标的 73% 和 71%;全社会用电量增速低于同期发电装机容量增速 9.6 个百分点;若全社会用电量达到规划目标,则"十二五" 末全社会用电量比实际用电量增加超过 400 亿千瓦时,能完全消耗当年弃水电量。"十二五"期间,四川发电装机容量完成规划目标的 94%,而同期全社会用电负荷以及全社会用电量分别仅完成预期目标的 70%和 71%;全社会用电量增速低于同期发电装机容量增速 9.8 个百分点;若全社会用电量达到规划目标,则"十二五"末全社会用电量比实际用电量增加约 800 亿千瓦时,也能完全消耗当年弃水电量。

可见,在云南、四川全社会用电量达到"十二五"规划目标的情况下,均能完全消耗当年弃水电量,避免出现严重弃水。因此,电力消费需求增速明显低于规划目标,导致全社会用电量增速明显低于发电装机容量增速是弃水问题凸显的根本原因。

二是电力消费需求放缓后袁外送通道能力不足袁不能满足外送需求袁是弃水问题凸显的重要原因。

作为我国西电东送的重要水电基地,西南地区开发出来的水电相当一部分必须通过外送至中、东部负荷中心消纳,但电网和电源建设缺乏统筹协调,外送通道建设滞后,现有外送能力不能满足外送需求,加剧弃水问题。如,云南金沙江中流直流输电工程,原计划于 2013 年投产,每年可向广西送电约 140 亿千瓦时,但因种种原因导致该工程拖延三年后才投产,严重影响云南水电外送,加剧"十二五"期间弃水。目前,云南外送通道输电能力为 2540 万千瓦,其中"十二五"以来外送通道输电能力提升 1860 万千瓦;而"十二五"以来云南发电装机容量净增 4837 万千瓦,考虑到同期最高用电负荷提高近 700 万千瓦后,外送通道输电能力的增加明显小于发电装机供应能力的增加,远不能满足电力外送需求。四川在外送通道上,目前初步形成了"四直四交"格局,外送通道输电能力 2850 万千瓦(但日常电力潮流安排最多 2500 万千瓦),"十二五"以来外送通道输电能力提升 2160 万千瓦;而"十二五"以来发电装机容量净增 4781 万千瓦,考虑到同期最高用电负荷提高近 1300 万千瓦后,外送通道输送能力仍不能满足外送需求。此外,局部网架薄弱,导致部分送出通道受阻。

三是具有可调节能力的水电站比重较小袁导致汛期尧负荷低谷时段弃水无法避免袁是弃水问题凸显的客观原因。

目前云南发电装机中,水电装机占比达到 72%左右,其中有 2100 万千瓦左右的中小水电站仅具备周调节能力或为无调节能力的径流式水电,占水电总装机容量比重超过三分之一,而具备年调节能力的仅有小湾、糯扎渡等少数水电站。四川水电装机中,具有季以上调节能力的水电装机也仅占水电总装机的三分之一。云南、四川水电装机占比高,且无调节能力的水电装机占比也很高、龙头水库建设普遍滞后的电源结构,决定了当地的库容电站以及燃煤机组的总调峰能力不足,汛期外送通道全天满送的情况下,负荷低谷时段水电弃水调峰无法完全避免,导致弃水出现。

四是受端地区电力消费需求放缓袁消纳西南水电的意愿不强袁也是弃水问题凸显的深层原因。

近几年,受端地区电力消费需求增长明显放缓,对接受外来电的需求明显减少;同时,近几年受端地区的火电设备利用小时持续大幅降低,如,浙江火电设备利用小时 2016 年已降至 3921 小时,"十二五"以来累计降低 1282 小时,降幅超过全国平均降幅 416 小时,受端地区火电企业效益明显受损,要求减少外来电的呼声较为强烈。此外,近几年煤电价格持续下降,西南水电外送的落地电价相对于受端地区的煤电标杆电价,价格优势逐步缩小。多重因素影响下,受端地区接受外来电的意愿不强,导致西南水电通过外送进一步扩大消纳的难度加大。

如何看待当前弃水问题是地区性问题。

一方面,往回看,近几年新投产水电装机以及弃水问题均集中于西南地区。"十二五"期间,一大批大中型水电机组在西南地区集中投产,云南、四川新投产水电装机占全国比重达到 68%,但由于消纳及外送没有跟上,导致弃水问题集中出现在西南地区。另一方面,往前看,由于水力资源地区分布特征,未来我国技术可开发的常规水电资源也主要集中在西南地区的云南、四川和西藏,因此,未来我国弃水问题最大可能也依然集中在西南地区,而不会扩散成全国性的普遍问题。

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是阶段性问题。"十二五"以前,西南地区水电站弃水问题并不存在或不明显,进入"十二五"以来,弃水问题才逐步凸显;未来,预计弃水问题将逐步得到解决。

根据两地能源发展"十三五"规划,预计 2020 年云南和四川全社会用电量分别达到 2000、2500 亿千瓦时,分别比 2015 年增加 561、508 亿千瓦时,年均增长分别为 6.8%和 4.4%。"十二五"时期,由于经济进入"新常态",导致云南、四川两省规划目标与实际完成情况偏差较大,而在当前"三期叠加"形势背景下,两省制定的"十三五"规划目标更为理性,更加符合新形势下的情况,预计"十三五" 实际完成情况与规划目标将更为贴近;在市场化机制逐步建立和完善下,云南、四川的资源优势将更能发挥出作用,对电价敏感的行业持续具有吸引力,两省电力消费需求仍将保持一定的增长,"十三五"时期实际完成情况甚至还有可能超过规划目标。2020 年,云南和四川发电装机容量分别达到 9300 万千瓦和 1.1 亿千瓦,分别年均增长 3.3%和 4.4%左右,发电装机容量增速比"十二五"时期大幅放缓,已接近甚至低于电力消费增速。根据国家《电力发展"十三五"规划》,"十三五"期间两省仍将有外送输电通道投产,如,云南的滇西北送广东直流工程,投产后每年外送电量达到 200 亿千瓦时左右;四川的第四回特高压直流工程,投产后每年外送电量可达到 400 亿千瓦时左右。

可见",十三五"时期,云南和四川两地电力消费需求仍然保持一定增长,而发电装机容量增速将明显放缓,接近甚至低于电力消费增速,同时,两省仍将有外送输电通道投产,因此,弃水问题在未来将会逐步得到缓解直至解决。当前的弃水问题只是阶段性问题,是发展中遇到的问题。

是艰巨性问题。一是从规模上看,当前弃水量非常大。如云南、四川今年弃水电量很可能均超过上年,云南弃水电量可能达到 500 亿千瓦时,四川可能达到 170 亿千瓦时,需要想方设法、多管齐下来尽量减少弃水量,任务艰巨。二是从时间上看,弃水问题难以在短期内有效解决,将持续整个"十三五"期间。其中,预计云南今后几年弃水电量将有所减少,但 2020 年弃水电量仍在 100 亿千瓦时以上;若外送通道不能及时建成,四川 2020 年弃水电量可能达到甚至超过 200 亿千瓦时。三是从外送通道看,利用现有输电通道增加外送的协调难度大,同时,要尽早核准开工建设的外送通道落点难协商确定。如四川水电外送的第四回特高压直流输电工程,截至目前落点仍未能达成一致意见。当前部分受端省份出于电力消费需求放缓、本地火电设备利用小时已偏低,或本地新建电源项目能拉动地方投资、增加税收、促进就业等方面的考虑,消纳西南水电的意愿不强,使得现有输电通道增加外送难度大,另外,需要新建的外送输电通道落点难确定,外送输电工程难以推进。

是紧迫性问题。一是存量方面,当前西南地区每年均存在大量弃水,导致社会及企业损失浪费严重,相关方面社会舆论压力大,需要多措并举尽快拓展消纳市场,减少现有水电站的弃水。二是增量方面,目前部分拟开工或在建的大型水电项目,未来几年将陆续投产,由于外送输电通道涉及省份较多、工程规模较大,外送输电工程从启动前期工作到建成,需要 5 年甚至更长的时间。但目前部分外送输电工程,由于受端地区的落点迟迟难以协调确定,导致工程难以核准开工,形势较为紧迫。

解决弃水问题的思路

由上述分析可见,当前弃水问题是地区性、阶段性、艰巨性、紧迫性问题,需要通过坚持计划与市场、短期与中长期、供给侧与消费侧、送端与受端相结合的方式来缓解并最终解决。

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一是坚持计划与市场相结合。"创新、协调、绿色、开发、共享"作为我国经济社会的发展理念,也是我国能源电力行业必须牢固树立和贯彻落实的发展理念,同时,"清洁低碳,绿色发展"是能源电力行业的基本原则之一。水电是清洁、低碳、经济性好的绿色能源,西南水电是国家"西电东送"重要水电基地,按规划推进西南水电基地开发和外送,是保障我国能源电力清洁低碳、绿色发展的重要内容。针对当前西南地区规划中的水电外送通道推动艰难、落点协调难的困境,有关方面应按照国家规划,立足国家能源战略,站在全局高度,尽快协调确定外送通道落点,尽早核准开工外送通道;对于落点难协商确定的,国家按整体优化布局,经充分论证并最终确定落点后,强制地方执行,体现国家意志,打破省间壁垒;此外,研究将水电一并纳入可再生能源配额管理范围,在全国范围内统筹消纳的可行性。而在外送通道的运行上,尽可能采用市场化方式,如,建立跨省区水火替代发电机制,研究制定跨省区辅助服务补偿机制等,为水电外送消纳营造良好市场环境。

二是坚持短期与中长期相结合。短期内主要是解决现有存量方面的弃水问题,应多管齐下,尽快拓展水电消纳市场,如,多领域推广电能替代、进行发电权交易、替代燃煤自备电厂发电等,短期内就能达到减少弃水的效果。中长期主要是解决存量弃水在短期内仍无法完全解决,以及当前拟开工或在建水电项目将来可能带来的弃水增量问题。拟开工及在建水电项目应提前落实市场消纳空间,同时,按规划尽快核准开工建设西南水电基地外送通道,确保现有水电过剩能力得到更大范围消纳、新增水电项目得以及时送出。通过短期与中长期相结合,既能尽可能的减少当前弃水量,也能避免将来新投产的水电项目再面临弃水问题。

三是坚持供给侧与消费侧相结合。供给侧方面主要是从源头上治理电力供大于求的严峻形势,优化供给侧结构,主要包括:在全国层面尤其是送受端地区应严格贯彻落实防范化解煤电产能过剩风险、促进煤电有序发展的相关政策文件,严格控制煤电规划建设,"取消一批、缓核一批、缓建一批"煤电项目,包括暂缓核准、暂缓新开工建设包括自备电厂在内的自用煤电项目,并淘汰一批落后煤电机组;弃水严重的西南地区适度控制风电、太阳能发电等开发规模,避免风电、太阳能发电进一步挤占本已不足的发电市场空间以及系统调峰能力;开展水火替换、发电权交易,建立系统调峰调频等辅助服务补偿机制或辅助服务市场,调动各类机组参与辅助服务市场的积极性,提高系统对水电消纳能力;加大龙头水电站的开发建设力度,提高西南地区水电自身调节能力。消费侧方面主要是拓展电力消费市场空间,促进电力消费增长,主要包括:采取灵活电价机制、市场化等手段挖掘需求侧潜力,实现电力增供扩销。如,加快在工业、交通运输业、建筑业等领域实施电能替代,拓展电锅炉、电窑炉、热泵等电力需求市场;加强需求侧管理,适当加大峰谷电价差,促进低谷电能消费、提高电网负荷水平;完善阶梯电价制度,鼓励居民低谷时段增加用电,低谷电量不纳入阶梯电价的计量,促进居民用电增长。

四是坚持送端与受端相结合。虽然西南弃水是地区性问题,但是西南地区作为全国重要的电力外送基地,解决西南地区问题需要将送端与受端相结合,在全国更大范围内拓展消纳市场来解决。送端地区要严格控制送端地区的煤电开发建设,并适度控制风电、太阳能发电等开发建设规模,加快建设龙头水电站;多措并举尽可能拓展送端地区自身的市场消纳空间。受端地区要树立"全国一盘棋"观念,严格落实国家规划以及国家最终确定的输送通道落点,确保西南水电外送通道尽早核准开工建设。同时,在送端与受端地区之间,建立合理的市场交易方式、价格补充和碳排放交易机制,如,制定跨省区辅助服务补偿机制等,以协调疏导受送端地区间、企业间的利益,为西南地区的水电发展和消纳创造良好的环境,以服务于我国能源清洁低碳、绿色发展。

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