2022年夏季，受持續高溫和主要江河來水偏枯等多重因素影響，四川境內出現了罕見的電力短缺。尤其是到了8月下旬，四川省甚至啟動了突發事件能源供應保障一級應急響應，直到8月底，隨著四川氣溫的下降，以及局部地區降雨量的增加，四川用電緊張的局面才逐步得到緩解。

四川是我國水電第一大省。多年來四川并非因為用電緊張而引起公眾關注，更多是由于電力外送困難導致的“棄水”而經常見諸報端。復盤今夏四川多年未遇的嚴重限電，可以推演出，目前四川以水電為主的電源結構存在的問題，以及亟待優化的相關機制。如四川水電沒有建立在全國范圍內配額消納機制、川電外送通道嚴重不足、豐水期水電棄水損失電量嚴重等問題。

基于此，建議國家出臺政策打破省間壁壘、構建四川水電在全國范圍內實行配額消納的體制機制，從國家電力發展規劃、電力實時調度等兩個階段，將四川和西南水電在全國范圍內實行電力、電量平衡等應對措施，以促進構建更加規范的電力市場，確保水電清潔能源充分地消納、更好地發揮水電獨特的調節作用。

四川電網基本情況

發供電能力

截至2021年底，全省電力裝機容量11435萬千瓦，同比增長13.2 %；其中，水電8887萬kW，占77.7%；火電1824萬kW，占16.0%；風電527萬kW、光伏196萬kW，風光占比6.3%。國調機組2910萬千瓦，同比增長26%；網調機組605萬千瓦，同比增長83.3%；省調機組6554萬千瓦，同比增長7.6%。其中：水電4385萬千瓦，同比增長3.1%；火電（包括燃煤、燃氣和生物質發電，下同）1472萬千瓦，同比減少18.2%。

發用電情況

四川2021年省調機組累計發電量2441.8億千瓦時，同比增長9.6%，其中省調水電累計1760.8億千瓦時，同比增長2.7%；省調火電累計544.3億千瓦時，同比增長35.3%；省調風電累計109.4億千瓦時，同比增長26.9%；省調太陽能累計27.3億千瓦時，同比增長9.2%。

2021年四川省全社會用電量3275億，同比增長14.3%，增長率創2012年以來新高；不考慮有序用電的最大負荷為6100萬kW，同比增長 13.0%。“十三五”期間，四川省全社會用電量、調度口徑最大用電負荷年均增長分別為7.5%和7.7%。

自2014年四川外送電量突破1000億kWh后，川電外送電量逐步增加，2021年四川省外送電量1368.2億千瓦時，同比增長0.3%，占總發電量的30.5%，其中，國調機組外送電量1008.4億千瓦時，同比增長0.4%；網調電站外送電量75.3億千瓦時，同比增長71.7%；省調機組外送電量284.5億千瓦時，同比減少10.0%。

四川電網現狀

四川電網是西南電網的重要組成部分，目前已建成二灘、茂縣、九石雅、康定、瀑布溝、平武、木里、錦屏、溪洛渡等八大水電集中送出通道，形成覆蓋全省各市的500kV“梯格形”網架，與省外電網形成“6直+8交”聯網格局，四川外送通道送電能力最高為4660萬kW。初步實現了“大電網、大樞紐、大平臺”的建設目標。在階段性高溫、強降雨、次生地質災害和局部電網輸供電卡脖子的不利情況下，實現了發、受電量和外送電量持續增長，四川電網連續40年安全穩定運行。

四川電力發展存在的問題

缺乏水電在全國范圍內配額消納機制，富裕水電消納困難

自全國各省執行煤電標桿電價以來，川電外送落地電價低于受電省份煤電標桿電價的幅度逐步縮小，且受地方保護主義影響，外省接受四川水電意愿不強。若不建立四川和西南水電在全國范圍配額消納機制，即使川電外送通道不存在容量卡口，四川和西南水電跨省跨區域消納仍將存在困難。

近幾年即使川電外送通道有一定富裕能力供省調水電外送，但華東、華中、西北等地區消納四川及西南地區水電的意愿不強。具有300萬kW輸電能力的德寶直流2016年豐水期最大外送潮流約100萬kW，2019年以前該通道豐水期外送陜西最大負荷率僅達70%,盡管近2年四川經德寶直流外送陜西最大負荷率可達100%，但持續時間不長。

川電外送通道嚴重不足，豐水期窩電矛盾突出

2020年底川全省裝機容量共10105萬kW，國調機組裝機容量2310萬kW，四川省“四直八交”電力外送通道輸電能力3060萬kW，2020年四川省日最高用電負荷5056.8萬kW，考慮四川電網備用容量、檢修容量等，2020年豐水期川電外送通道卡口容量達1280萬kW，“十三五”期間的其他年份豐水期川電外送通道卡口容量超過1500萬kW。“十三五”期間四川省裝機棄水損失電量最嚴重的2017年達537億kWh，假若這些損失電量能外送消納華東等地區，相當每年可節約標煤1477萬噸，減少各類有害氣體排放約4084萬噸。

面臨多回500kV水電通道送出重載或滿載、輸電走廊資源十分稀缺等瓶頸

四川是全國西電東送的重要電源基地，同時省內能源資源和用電負荷中心也呈東西逆向分布，因此電網承擔了省內、省外兩個西電東送的重要保障功能。以成都為中心的500kV梯格形主網，匯集西部各大水電通道送出電力約 3000萬kW，多回水電通道送出重載或滿載，大量電力自西向東穿越，導致500kV電網損耗劇增、全網電壓大幅降低、電網穩定水平顯著下降，多個500kV樞紐變電站短路電流超過設備的開關能力等安全穩定問題突出，電網承載能力逼近極限。

川西輸電走廊需避讓眾多不良地形地質區、自然保護區、生態紅線區和風景名勝區，輸電走廊資源十分稀缺，無法無限制建設輸電線路來滿足后續巨量清潔能源送出需要。

強直弱交問題突出、電網安全風險多

2020年底，四川電網三回特高壓直流外送和德寶超高壓直流外送額定容量已達2460萬kW，為四川電網2020年最大負荷5056.8萬kW的48.6%，四川電網已是全國最為典型“強直弱交”電網。為了控制因特高壓直流發生故障對四川500kV交流電網的沖擊，滿足四川電網的動態穩定，電網調度運行采取以下措施。

1.限制四川攀西、甘孜等地水電500kV送出通道的輸送容量，造成線路受阻容量仍有約400萬kW，導致四川水電棄水。

2.為了防止重大事故發生，不得不降低特高壓直流運行功率，2020年度豐水期錦蘇和賓金特高壓直流分別限制在額定容量的95%和90%運行，也造成四川水電棄水。

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經預測，到2025年四川電網最大用電負荷為7100萬kW左右，隨著特高壓“新三直”在“十四五”期間投產，四川電網總的直流外送額定功率將達到4860萬kW，為四川電網最大負荷的68.5%，顯然四川電網“強直弱交”進一步強化，如果四川電網“強直弱交"的問題不及早解決，電網的安全以及特高壓直流送電都存在巨大隱患，導致四川電網發生重大事故的風險進一步加大。

發電企業執行政策不一致，市場機制缺乏公平性

因同一區域在外送通道利用、調度、交易和價格機制等方面的不同，導致國（網）調機組與省調機組長期處于不公平運行環境之中，利用小時、盈利水平差異較大。

1.調度機制不同，發電企業之間利用小時數嚴重失衡。

目前，國調、網調水電優先利用四大直流進行外送，且留川使用部分也要優先保障消納，地調水電優先就地消納，四川電力過剩的矛盾主要由省調發電企業承擔。2016年，省調水電機組利用小時為3457小時，分別比國調機組、網調機組低1666小時和1261小時，2020年，省調水電機組利用小時為4056小時，分別比國調機組、網調機組低1214小時和865小時。

多年來省調水電機組的利用小時數遠低于國調、網調機組。尤其2016年是省調水電機組利用小時同比下降308小時，而國調、網調機組同比反而分別增加288小時、605小時，2016年，在省調燃煤機組按最小運行方式發電、來水偏枯的情況下，四川省水電裝機棄水損失電量達387億kWh，全省的棄水壓力主要由省調水電機組承擔。

2.市場化程度不一致，電價執行水平差距大。

2017年四川省調水電機組市場電量占比超過50 %，平均電價執行水平為0.229元/kWh，批復電價執行率為74 %，水電企業讓利超過50億元。而國調、網調水電機組基本保量保價，按照來水發電，其留川部分也沒有參與市場競爭，主要執行批復電價，對全省工商業扶持和降價讓利也全部由省調水電企業承擔。

3.特高壓直流外送通道國調機組優先使用，省調水電大量棄水。

2021年5月底，省調水電裝機容量4315萬kW，其中，攀西斷面裝機容量608萬kW，康甘斷面裝機容量830萬kW，自7月10日宣布全網棄水至8月初以來，省調水電日均棄水電量在1.1億kWh左右，國調、網調水電因優先使用外送通道而無棄水損失電量。

雖然雅湖直流于2021年6月22日投產運行，但受白鶴灘水電陸續投產影響，攀西斷面平均受限率從去年25%飆升至60%左右，特別是月城斷面早晚高峰時期受限率達75%以上。如2021年豐水期上述斷面內省調水電大面積棄水的情況下，楊房溝水電站卻一直滿負荷發電。自2014年以來四川省豐水期攀西斷面、康甘斷面、九石雅斷面等省調水電均產生了大量棄水損失電量。

盡管“十三五”后兩年棄水損失電量減少，但“十四五”四川水電棄水損失的壓力依然較大

“十三五”期間四川省水電裝機棄水損失電量累計2003億kWh，年均裝機棄水損失電量401億kWh，詳見下表，若這些電量能全部上網消納，每年可節約標煤1242萬噸，減少各類有害氣體排放約3050萬噸。

假若川電外送通道暢通無阻，這些損失電量能夠全部外送到華東、華北、華中等發達地區，參考國調機組四川側上網關口的結算電價，四川省每年可增加112.17億元收入，年均可增加各種稅收25億元，更重要的是可減少受電省市火電排放、助力節能減排、加快其碳達峰和碳中和的進程。2020年四川省調水電發電量1714.5億kWh，本應貢獻74%的全社會用電量，而實際貢獻率60%，14%的電量均被迫棄水損失了。

川電外送通道嚴重不足和省內“西電東送”通道多個斷面潮流卡口，豐水期水電棄水損失電量嚴重在“十四五”期間難以根本改善。因為“十四五”新增水電裝機3342萬kW, 新增風光裝機1603萬kW, 新增煤電200萬kW,新增天然氣發電500萬kW,新增生物質發電100萬kW，合計新增發電裝機5745萬kW。

而“十四五”期間新增川電外送通道的規模僅2400萬kW,其中白鶴灘至江蘇特高壓直流工程于2022年7月建成投運，白鶴灘至浙江特高壓直流工程目預計2022年年底建成投運。“十四五”期間四川省全社會用電量預計年均新增176億kWh、累計新增880億kWh，新增全社會用電量可消納新增發電裝機2087萬kW，根據電力電量平衡原理“十四五”期間四川省將存在1238萬kW發電裝機無電力市場消納，考慮到風光利用小時較低等因素，“十四五”末期將不低于500萬kW發電裝機無電力市場消納。

措施和建議

從國家層面建立水電全額保障性消納的體制機制

1、法律層面。從雙碳目標、國家能源安全、節能減排、改善人類生存環境等方面出發，呼吁國家層面修訂可再生能源法，將水電清潔可再生能源列入全額保障性消納范疇。

2、體制機制方面。國家已明確提出各省可再生能源電力消納權重指標，為促進各省落實到位，鑒于可再生能源配額消納機制是加快實現雙碳戰略的重要軟實力，建議國家層面出臺相應辦法，打破省間壁壘，將水電在全國范圍內實行配額消納，提高全社會利用清潔能源的積極性。要求華東、華中、華北、山東、廣東、西北、福建等省份每年豐水期必須配額消納四川及西南地區水電，即每年相關省份全社會用電量中水電電量應占有一定比例（如：1%至30%），發達省份比例相對高一些。2021年多個省份出現了程度不同的電力供應緊張，為建立四川水電在全國范圍內配額消納機制提供了契機。

建議國家每年應將本省市消納水電電量占全社會用電量的比例作為節能減排和加快實現碳達峰碳中和的重要考核指標。國家層面出臺相應辦法，從國家電力發展規劃、電力實時調度等兩個階段將四川和西南水電在全國范圍內實行電力、電量平衡。規劃階段實行電力電量平衡可有效解決電網建設滯后、火電裝機嚴重過剩等矛盾，電力實時調度階段實行電力電量平衡可有效解決西南水電實時送出和更大范圍充分消納等問題。

全方位、多層次呼吁加快川渝1000kV特高壓交流電網的建設

該特高壓方案具有網架清晰、集約高效、適應稀缺輸電走廊、未來延伸拓展性好等方面優勢，既能充分滿足川西水電群及新能源送出，又能保障成渝雙城地區安全可靠供電，為解決電網安全問題奠定基礎。

盡管2021年4月份國家能源局組織專家組拿出了“方案整體可行，根據工程需要分步推行實施”的評估意見，2021年8月份四川省發改委已啟動該項目可行性研究報告招標工作，2022年9月核準動工，但與四川電力“十四五”發展規劃安排的投產進度相比已嚴重滯后2年多，故著力呼吁加快川渝1000kV特高壓交流電網目標網架建設是我們各界共同努力的目標。

該目標網架若能按計劃投運，不僅能大大提高四川電網安全性能，可將目前受阻的水電容量能送出，還將為剛投產兩河口、巴拉和在建的大渡河流域雙江口、硬梁包、金川等流域中的大中型水電1000多萬kW電力能夠在“十四五”陸續投產送到成都地區等負荷中心提供電力配置平臺。

否則，不但讓四川省內消納的水電送出通道嚴重不足，又面臨新一輪大規模棄水，還使成都地區等負荷中心面臨有電用不上而缺電尷尬局面。

優化省內主網架結構，加快建設南北立體雙環網和省內“西電東送”輸變電網絡

結合特高壓交流布點全面推進四川電網 500 kV主網架優化，構建相對獨立、互聯互濟的“立體雙環網”主網結構，電源和負荷平均分區接入環網，系統解決短路電流超標、潮流重載等問題，環間適當聯絡提高事故支撐，提升省內受端電網的供電保障能力。

“十四五”建成圍繞環成都區域的四川電網“北立體雙環”網架格局，中遠期在宜賓、瀘州、內江、自貢、樂山、眉山地區構建“南立體雙環”，整體提高四川電網對新能源為主體新型電力系統的適應性和可靠性。優化布局甘孜州、阿壩州、涼山州、攀枝花市“三州一市”地區送出通道，實施相應的500 kV輸變電加強工程，重點提升攀西地區及甘孜中部、南部大規模光伏、風電等新能源送出能力，滿足川西新能源加快發展需要。

但與四川電力“十四五”發展規劃安排的進度相比其四川“北立體雙環”和省內“西電東送”輸變電網絡建設進度已嚴重滯后2年多，假若四川省內省外兩個“西電東送”輸電網絡暢通，則2022年夏季四川省罕見的電力短缺就會及時得到省外的電力援助。故著力呼吁加快推進省內省外兩個“西電東送”網絡建設意義重大。

構建國調、省調水電機組“同區域、同政策”市場機制，減少省調水電機組棄水損失

1、構建統一、科學的調度機制

2021年7月15日，攀西斷面內錦西電站（國調）、二灘電站（網調）水庫水位距正常蓄水位分別還有47.98米、23.05米的調蓄空間，但機組還是滿負荷發電。與此同時，省調水電古瓦、立洲、洛古、去學、卡基娃水位分別距水庫最高蓄水位分別僅有0、2.54、6.45、7、11.93米調蓄空間，水位基本上達到了汛限水位，確不能滿發多發，同時省調這些水電站卻大量棄水。

故建議國家發改委經濟運行局牽頭建立國調、網調與省調間水庫群聯合優化運行調度機制，按裝機容量比例共享外送通道，統籌考慮各流域短、中、長期來水預測，充分利用國調、網調大型水庫調蓄空間，最大限度的延后或減少省調水電棄水損失電量。

2、構建統一、公平的市場運行機制

在四川加快建設國家清潔能源基地的大背景下，不同調度主體的水電企業間，在通道使用、調度運行機制和市場化程度等方面存在同區域、不同政策的問題，致使承擔棄水和市場化讓利于地方實體經濟的壓力絕大部分由省調水電企業承擔，省調水電企業經營困難加劇，特別是新投省調有調節性水電站幾近全面虧損。

建議國家發改委加快建立公平統一的市場運行機制，在外送通道使用、調度機制、市場化程度等方面構建公平合理的電力市場環境，推動電力市場化改革向縱深發展。尤其是針對2021年投運的雅湖直流、即將全部投產的白鶴灘2回特高壓直流、“十四五”開工的金上直流等電力外送通道，國調、網調、省調水電企業在其通道使用、調度機制、市場化程度等方面應嚴格按照“同區域，同政策”原則。這樣可最大限度地減少水電站群棄水損失，有利于加快國家“碳達峰、碳中和”的目標實現。

呼吁構建具有年調節性能調峰調頻水電電價形成機制

眾所周知，目前四川水電優先（計劃）電量均是執行國家發改委批復上網電價，瀑布溝、大崗山作為四川電網直調骨干調峰調頻電廠，承擔了電網一次調頻、調峰、無功調節、自動發電控制（AGC）、旋轉備用和應急備用、黑啟動等輔助服務，并作為電網緊急控制設備，為保證電網的安全和提升綜合效益做出了突出貢獻。

與此同時，雙江口、兩河口等具有年調節性能的水電站投產后同樣作為電網骨干調峰調頻電廠，除承擔調頻、調峰等輔助服務功能外，還能將季節性電能轉換為常年性電能，同時能有效地為風光等新能源提供更高效的調節手段和靈活性，促進新能源的開發和消納。

而目前電價機制和輔助服務功能費用補償遠遠不能體現雙江口、兩河口等具有年調節性能的水電站使用價值和價值，故需全方位、多途徑呼吁構建具有年調節性能調峰調頻水電站上網電價的形成機制。

鼓勵開發商加快龍頭水庫建設，提高水電的調節能力

四川電網水電比重較大，無調節性水電占三分之二，發電量豐多枯少，年調節或多年調節性能的龍頭水庫具有蓄豐補枯、調蓄徑流、提高電網安全穩定水平、改善航運條件等的作用。加快四川龍頭水庫電站的開發建設，能有效調整電源結構，改善汛期棄水現象、促進新能源開發建設的步伐。

四川省政府已經意識到龍頭水庫建成的重要性，以“川辦發［2014］99號）”《四川省人民政府辦公廳關于推動我省水電科學開發的指導意見》，要求抓好龍頭水庫建設，有效解決電力結構性矛盾。

四川還有20多座未開發建設的龍頭水庫電站，如金沙江上游的崗托、大渡河上游干支流的下爾呷及上寨，雅礱江上游干支流的木能達、關門梁等，調節庫容大且控制落差大，水庫蓄能作用顯著。

初步分析，影響龍頭水庫開發建設的主要因素是移民淹沒、環境影響、經濟性差等，國家相關部門應統一認識，積極出臺相關的政策措施，為龍頭水庫建設營造良好的政策環境。

建議因地制宜地建立科學合理龍頭水庫電站上網電價形成機制；由國家財政部、發改委、水利部和稅務總局等聯合出臺政策，建立龍頭水庫電站的財政補貼、財政貼息、稅收優惠的政策機制，減免龍頭水庫電站的水資源費和庫區基金；建立并實施下游經流式梯級水電站對上游龍頭水庫電站的效益補償機制。

優化電網運行方式，充分挖掘輸電通道潛力，最大限度減少棄水

鑒于四川省“十四五”期間新投產常規水電3342萬kW，2025年底四川常規水電將達11234萬kW，故優化電網運行方式，充分挖掘四川省內、省外兩個“西電東送”輸電通道潛力將顯得尤其重要。

1.進一步優化四川電網電力調度運行方式。

繼續實行節能發電調度，不宜按水火電等比例計劃執行率原則進行發電調度，在保證電網安全穩定運行的原則下，保障水電及其它可再生能源發電優先上網，火電按節能發電機組排序表有序調用。統籌安排四川水電外送，優化水庫運行計劃，最大限度消納四川豐水期富余水電。

根據省內用電和來水情況，在7～9月外送通道基本滿負荷運行，外送電量提升空間不大的情況下，充分利用主汛前5～6月、主汛后10～11月外送通道富余能力，提前啟動水電外送和延長水電外送時間，最大限度進行水電外送。

2.進一步加強四川電網水電送出通道運行限額動態管理。

在確保電網安全的前提下，通過細化運行方式安排、優化運行控制措施，盡可能減少對四川攀西、甘康等500kV輸電通道不同斷面的輸送容量限制，釋放通道輸送能力，以避免不必要的水電棄水。

四川省的電網和電力市場是全國最龐大、最復雜的，如何加快構建四川和西南水電在全國范圍內配額消納機制，超前規劃和建設四川省內省外兩個“西電東送”輸電網絡，如何保障四川水電合理充分地消納、減少豐水期棄水損失，很大程度上關系到“雙碳”目標的實現。