各位领导、各位专家：早上好!
首先，非常感谢能源杂志社、水电学会、省能源协会和国电大渡河公司邀请我参加《“十三五”四川水电发展论坛》。我主要谈四个问题：水电开发面临极好的战略机遇;四川水电开发面临的挑战;四川水电开发与外送规划;解决四川丰水期水电消纳问题的思路及建议。
一、水电开发面临极好的战略机遇
“十二五”以来，我国能源电力持续较快发展，目前已成为世界上最大的能源生产国和消费国，发电装机和用电量均居世界第一。但与此同时，我国能源安全、环境污染等问题日趋严重，过度依赖化石能源的发展方式不可持续。大力发展清洁能源，对我国经济发展、调整能源结构和布局，保障能源电力供应安全，治理污染和解决大气污染问题具有十分重要的意义。
习近平总书记在中央财经领导小组第六次会议上强调，为保障国家能源安全，必须推动能源生产和消费革命，立足国内多元供应保安全，着力发展非煤能源。当前和今后一个时期，要实施绿色低碳战略，推动能源结构调整优化，将发展清洁能源作为调整能源结构的主攻方向，实现非化石能源规模化，大幅增加水电等新能源、可再生能源比重。
水电开发面临极好的战略机遇，加快水电开发，符合国家西部大开发战略和国家能源发展战略，对保障电力供应、促进节能减排、完成非化石能源比重目标至关重要。加快水电开发，众望所归，任重道远。
国务院发布的《能源发展战略行动计划(2014～2020年)》明确了我国能源发展的五个方面主要任务之一是大力发展可再生能源，按照输出与就地利用并重、集中式与分布式并举的原则，加快发展可再生能源。到2015年，非化石能源占一次能源消费比重达到15%。并指出：积极开发水电。在做好生态环境保护和移民安置的前提下，以西南地区金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江等河流为重点，积极有序推进大型水电基地建设。因地制宜发展中小型电站，开展抽水蓄能电站规划和建设，加强水资源综合利用。到2020年，力争常规水电装机达到3.5亿千瓦左右。同时要求：提高可再生能源利用水平。加强电源与电网统筹规划，科学安排调峰、调频、储能配套能力，切实解决弃风、弃水、弃光问题。
截至今年11月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量12.84亿千瓦，同比增长8.8%，其中水电装机容量2.59亿千瓦，占比20%。预计2014年底全国发电设备容量将达到13.6亿千瓦左右，其中常规水电2.8亿千瓦，非化石能源发电装机容量4.5亿千瓦，占比接近34%。
我国水电发展具有8个主要特点,一是水电开发逐步向上游地区、西部地区转移，开发成本逐渐上升;二是电力消纳市场主要在中东部，远距离、跨区域水电西电东送规模不断提高;三是东部深度开发水电主要是容量作用，其单位电量的投资指标较高;四是大型水库电站比例不断提高，自身单位电能投资相对较大，但梯级补偿效益明显;五是中小型水电站开发程度较高，但调节性能一般较差;六是水电开发愈加重视环境保护和移民安置;七是水电开发与地方经济社会发展关系愈加紧密;八是待开发水电规模还较大。
二、四川省能源电力现状
四川能源资源的特点：常规能源是煤少、油缺、气丰但分散，水力资源得天独厚，是四川能源资源开发的最大优势。风能、太阳能等新能源资源总体上较为贫乏，生物质能、核燃料资源丰富。
根据最新全国水力资源复查成果，四川省境内水力资源理论蕴藏量1万千瓦及以上河流共781条，加上各小流域水电蕴藏量，四川水力资源理论蕴藏量可达1.64亿千瓦左右，仅次于西藏，居全国第二位;技术可开发装机容量1.55亿千瓦(含界河电站3100万千瓦)，年发电量7109亿千瓦时，位居全国第一。
截止2014年11月底，四川全省装机容量7809.8万千瓦。其中，水电6241.7万千瓦, 占总容量的79.92%;四川省全口径发电量为2917.99亿千瓦时，其中水电2429.46亿千瓦时，占总发电量的83.26%。受省内用电需求动力不足和省内水电装机集中投产等因素影响，机组平均发电利用小时数4016小时、较去年同期减少181小时，其中水电4262小时、较去年同期减少179小时。
由于四川电网水电比重大，江河来水周期性、季节性强，水电调节性能总体较差，具有多年调节性能的水电站仅占21%，导致水电群出力在年内分布极不均匀，丰枯期出力悬殊，枯期平均出力仅为丰期平均出力的三分之一，丰水期有大量水电富余，需要送出消纳，枯水期电力供应一直十分紧张，导致电力供应“丰余枯缺”结构性矛盾突出。
三、四川丰水期水电消纳面临三大挑战
挑战一 电力消费缓慢增长
随着全国经济发展进入新常态，经济增长速度由高速转入中高速，经济结构调整加快。今年1--11月全国全社会用电量5.01万亿千瓦时，同比增长3.7%，增速比上年同期回落3.7个百分点。预计四季度全社会用电量同比增长3.3%左右，全年全社会用电量5.52万亿千瓦时，同比增长3.8%左右，相比上年7.6%的增长水平回落幅度较大。
今年四川省经济整体上延续了去年以来的下行趋势，经济增势明显减缓。一季度全省经济增长8.1%，上半年经济运行总体平稳，呈现出缓中趋稳、稳中有进的发展态势。经国家统计局审定，上半年四川省实现地区生产总值按可比价格计算，同比增长8.5%，增速比全国平均水平高1.1个百分点。其三次产业结构由2013年的11.1：55.6：33.3调整为10.5：55.8：33.7，产业结构逐步调整优化。今年1—11月,四川省全社会用电量1838.57亿千瓦时，同比增长3.28%，整体呈缓慢增长态势，下半年增速逐步收窄。其中第二产业用电量1296.49亿千瓦时，同比增长1.64%。受市场制约，使水电消纳更加困难。
挑战二 水电集中投产
四川水电已进入了前所未有的集中投产期，其本身是个好事，但也是极大的挑战。在2012-2013年全力外送的情况下，弃水电量仍分别达到了75.9和25.8亿千瓦时。
目前四川核准、在建和同意开展前期工作的水电项目近1亿千瓦，其中在建项目超过4000万千瓦。2013年新投和2014年预计投产均在千万千瓦左右。由于四川水电集中开发、投产，远超四川负荷增长规模，水电大量富余。而四川电力需求处于缓慢增长态势，使得四川省的水电消纳问题更加突显。预计今年四川富余水电电量将达100亿千瓦时左右。如果今年丰水期来水较好或溪浙特高压直流和川渝500千伏洪板线换线改造工程不能如期投产，富余电量还会进一步加大。
预计2015年丰水期水电弃水电量将超过100亿千瓦时。若不再新增外送通道，预计2020年四川富余水电电量1800亿千瓦时，到2025年将达到2300亿千瓦时。丰水期水电消纳问题变得异常严峻。
挑战三 水电送出通道建设滞后
按照国家基本建设程序，电网企业需电站核准后才能启动送出工程可研、核准及建设，电站和送出工程核准难以同步。受国家对电源和电网项目实行分开核准政策的影响，水电送出工程普遍存在核准滞后情况，且四川水电都集中在川西、川北等崇山峻岭之中，输电线路建设受现场地形及气候条件影响，建设环境十分艰难，存在电站送出工程投产进度严重滞后于电站建设投产的情况。尤其是特高压直流工程跨区域建设周期长、难度大，无法满足水电加快开发的需要，致使电源、电网发展不协调。再加之省内用电负荷增速趋缓的影响，水电消纳和外送严重受限已成为当前及未来一段时间四川电网所面临的主要矛盾。
2013年弃水电量有所降低，主要得益于向家坝、锦屏等巨型电站机组未完全投产，四川富余水电大量借道特高压直流工程外送。
2014年，随着溪浙特高压直流工程和川渝500千伏洪板千伏洪板线换线改造工程的投产，四川电网将形成“四直四交”(洪沟—板桥双回、黄岩—万县双回;德阳—宝鸡±500千伏，向家坝—上海±800千伏，锦屏—苏南±800千伏，溪洛渡左—浙西±800千伏)的外送格局，外送通道外送能力将达2710万千瓦。但是复奉、锦苏和溪浙特高压直流送出通道主要是为向家坝、锦屏梯级和溪洛渡等电站配套建设，在满足电站送出后已没有更多的富余能力消纳其它四川富余水电。
由于电源、电网发展不协调，不但浪费了大量的清洁水电，又给全社会造成了巨大的经济损失。
另外，由于四川水电“丰余枯缺”的出力特性，枯水期水电的发电能力大幅降低，省内电力供应趋紧，尤其是碰到枯水年，电力缺口较大。只能依靠煤电和省外、区域外电力维持电力供需平衡。近些年，四川除了配置一些火电外，还就近从西北受入火电，形成水火联合运行格局，可使丰水期不弃水、枯水期不缺电。根据电力电量平衡，未来在最大限度提高外送水电枯水期留存比例、适度安排川内火电电源建设的基础上，可能还有电力缺口，需要受入外来电力。四川资源禀赋决定了四川既是重要的能源送端，又是重要的能源受端。这是四川省中长期电力发展中另外一个大课题，需要在制定“十三五”及中长期电力规划中专题研究。
总之，现阶段四川水电主要矛盾是丰水期电能消纳困难，中长期存在电力缺口。我们只有认清四川电力“丰余枯缺”这个结构性矛盾，才能提出解决四川丰水期电能消纳和枯水期电力保障的思路和办法。
四、四川“十三五”及中长期水电开发与外送规划设想
研究四川的水电“消纳与输送”问题，实质上是研究四川省乃至全国的电力发展规划问题。2001年〜2002年，国家电力公司组织有关单位及专家，组建了《中部(四川)西电东送规划调研课题组》，我是课题专家组成员之一。课题组先后三次深入四川进行调查研究、实地考察，反复论证，提出了各规划时段四川西电东送的规划。原国家计委基本采纳了这个规划意见并纳入国家西电东送中通道建设规划。按照这个规划思路，四川水电开发走过了十几年的光辉历程，为四川经济社会发展和全国能源平衡做出了巨大贡献。
从上世纪90年代以来，我多次参加四川水电的查勘、考察、规划、审查前期工作、移民规划和输电规划等，对四川水电开发及外送格局大致是熟悉的。
(一)各流域梯级电站开发目标
金沙江下游规划装机4480万千瓦，向家坝、溪洛渡两座电站已全部建成，“十三五”建设乌东德、白鹤滩电站，预计2020年左右开发完毕。
雅砻江规划装机2879万千瓦。下游梯级电站已基本建成。“十三五”将重点开发中上游梯级电站，预计2025年左右开发完毕。
大渡河规划装机容量2507万千瓦。中下游梯级电站正在加快开发，预计2020年基本建成，上游梯级电站2025年左右开发完毕。
四川水电2020年装机1.05亿千瓦，2025年基本开发完毕。届时，装机总规模达到1.2亿千瓦(含界河为1.5亿千瓦)。
(二)各流域水电外送目标
根据电力平衡，2025年前四川水电外送规模逐年提高，兼顾重庆用电，最大外送规模达到5360万千瓦;2025年后随着负荷发展，四川丰期富余电力逐步减少，需要受入藏电实现接续送电。
金沙江下游2240万千瓦送电华东，800万千瓦送华中，已建成2回特高压直流，送电规模1440万千瓦;
雅砻江下游720万千瓦送华东，已建成1回特高压直流;
雅砻江中游和大渡河流域电站在满足四川用电后，1600万千瓦送电华中;
雅砻江上游电站开发较晚，主要满足四川用电需要。
我相信在中央和省能源电力主管部门的组织和领导下，电力企业、行业协会和研究机构共同努力下，一定能搞好四川“十三五”及中长期电力发展规划。
五、解决四川丰水期电能消纳问题的思路及建议
(一)对主管部门的建议
在市场经济中，电力尤其是水电发展，政府要发挥比对其他行业更重要的作用。
1、充分发挥规划作用，加强电力发展统一规划，引领常规电源与新能源之间、电源与电网之间协调发展
(1)主管部门要加强西电东送的统一规划，根据资源条件、市场需求变化和环境承载能力，合理确定各流域水电基地的开发规模、开发时序和外送规模。在优先满足四川用电的基础上，合理确定消纳市场，扩大水电消纳范围，实现清洁能源的高效利用。
涪江、嘉陵江、岷江等流域电站规模相对较小、分布较分散，以就地消纳为主，富余电力汇集送入四川主网。
雅砻江中游、大渡河电站规模适中，距离负荷中心较近，以满足四川自用为主，富余电力在重庆、华中东四省和华东消纳。
金沙江下游乌东德、白鹤滩电站容量大、位置集中，远离四川负荷中心，是外送的优质电源。我国东中部地区能源资源严重不足，市场潜力大，消纳水电能力较强。
藏东南水电开发时序相对较晚，在满足川渝自身用电基础上，富余电力可可作为西电东送接续电源。
(2)四川水电外送华中、华东落地电价是有竞争力的。在经济发展新常态的大环境下，国家仍然要加强统一规划和实施，将四川水电开发和外送纳入全国资源优化配置的大格局中统筹考虑，将川电外送容量纳入相关地区电力发展规划，并按此规划掌握对东中部地区的电源建设规模，确保四川水电的规划市场，为四川水电东送留出市场空间。
(3)同步核准电站及其配套送出工程，加快四川主网和外送通道建设，保障电网与电源协调发展
为加快推进500kV线路、特高压输电线路的核准和建攻工作，满足送出工程与水电站同步投运需要，建议国家有关主管部门，改革电源和送出工程核准体系，实行电源点和送出输变电工程统一规划、同步核准、同期建设，同时投运。
构建四川电网主网架要作到：一是满足四川电网安全可靠供电，围绕川渝负荷中心加强电网结构，为外送和接受省外电力提供网架支撑;二是满足雅砻江、金沙江下游二期、大渡河等大型水电基地特高压直流外送需要，建设坚强送端网络平台;三是满足四川中小水电汇集、接入和送出需要，建设省内西电东送通道，提高输电能力和走廊利用效率。
(4)正确处理水电与新能源发电发展的关系。据我初步了解的情况，受国家产业政策及电价政策引导，目前省内正在开展前期工作和规划的风电、光伏发电项目容量多达1200万千瓦，远远超出原“十二五”规划的100万千瓦风电和30万千瓦光伏发电容量目标，如按此建设投产，必将挤占已经十分有限的外送通道能力，导致丰水期弃水问题更加严重。
建议省政府处理好省内水电与新能源发电发展的关系，统筹考虑省内市场消纳条件及跨省、省内电源外送通道建设情况，合理安排新能源发电开发进度和布局，在目前已经出现送出受限的地区，建议适当暂缓安排项目开发，不再加重丰水期弃水问题，保证水电和新能源都能健康有序发展。
(5)尽早建设年调节及以上的水电站
尽早建设投产雅砻江两河口、大渡河双江口水电站。这2个龙头电站水库建成后，理论上可减少四川丰水期电量96亿千瓦时，增加枯水期电量，使四川丰枯期电量比例由73：27调整到69：31，可以部分解决四川丰水期弃水问题。
建议抓紧研究以下两个政策：一是最近国家出台水电站上网电价的定价机制，不超过受电地区的平均电价。我认为在执行这项政策时应区分电站的调节性能，对龙头电站的上网电价应给与优惠。二是四川省政府最早出台了龙头水库带来梯级效益的返还政策，需要结合实际执行情况进行总结，进一步完善龙头水库带来梯级效益的返还机制。否则，发电企业将缺乏对龙头电站投资的积极性，其损失不仅是一个龙头电站晚投产的问题，而是损失了大量的梯级效益，又加剧了丰水期弃水。
(6)要确保省电力规划纳入各级地方国民经济发展规划。坚强可靠的电力系统是地方经济发展的重要基础，省政府要做好国家与省、电源与电网、常规能源与新能源发展的沟通、协调工作，加大对电力建设支持力度，进一步改善四川电力建设环境。省电力公司要在省政府的组织领导下，积极参与四川省“十三五”电力发展专项规划的编制工作。
2、规范实施自备电厂丰水期停机消纳富余水电
从省内实践来看，丰水期实施燃煤自备电厂替代发电，具有良好的社会效益和经济效益。燃煤自备电厂减发或停发，可以减少排放，有利于国家大气污染防治工作;用电企业通过交易降低生产成本，提高产品竞争力;水电企业可以增加发电，减少弃水，促进清洁能源有效利用。电网企业通过“水火替代”，可增加售电量，进一步拓展市场。
3、探索建立弃水电量支持季节性生产企业发展的长效机制
建议省政府研究、建立富余水电扶持工业企业的中长期政策，形成对工业企业长期、稳定的价格信号。
4、进一步推动西电东送价格机制和税收机制改革，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。
(二)对电网企业的建议
1、优化电网运行和调度，全力消纳富余水电
加强对电网运行状况的分析研究，精心优化梯级水库群运行方式，充分发挥各大水库调蓄能力，最大化利用各流域水力资源。
根据电网送电功率及各水电外送通道及主要断面的送电需求，动态校核电网安全稳定水平，优化火电开机方式，努力提高水电外送能力。
2、充分利用四川与华东电网用电高峰的时差，通过错峰安排增加水电外送电量。
3、充分利用跨区域、跨省通道空闲容量，抢抓机遇增补低谷及平段外送交易，减少低谷弃水电量。
4、调研主要用电企业用能设备(如燃煤锅炉、窑炉等)使用、建设情况，为政府制定电能替代政策提供支撑，开拓电力消纳市场。
我就谈这些，不妥的地方请各位领导、各位专家批评指正，谢谢大家!
注：
2014年12月26日《能源》杂志社、水电学会、四川省能源协会在成都市组织召开了《“十三五”四川水电发展论坛》，作者应邀出席并做了发言。本文是作者的发言稿。
