2022年夏季，受持续高温和主要江河来水偏枯等多重因素影响，四川境内出现了罕见的电力短缺。尤其是到了8月下旬，四川省甚至启动了突发事件能源供应保障一级应急响应，直到8月底，随着四川气温的下降，以及局部地区降雨量的增加，四川用电紧张的局面才逐步得到缓解。
四川是我国水电第一大省。多年来四川并非因为用电紧张而引起公众关注，更多是由于电力外送困难导致的“弃水”而经常见诸报端。复盘今夏四川多年未遇的严重限电，可以推演出，目前四川以水电为主的电源结构存在的问题，以及亟待优化的相关机制。如四川水电没有建立在全国范围内配额消纳机制、川电外送通道严重不足、丰水期水电弃水损失电量严重等问题。
基于此，建议国家出台政策打破省间壁垒、构建四川水电在全国范围内实行配额消纳的体制机制，从国家电力发展规划、电力实时调度等两个阶段，将四川和西南水电在全国范围内实行电力、电量平衡等应对措施，以促进构建更加规范的电力市场，确保水电清洁能源充分地消纳、更好地发挥水电独特的调节作用。
四川电网基本情况
(1)发供电能力
截至2021年底，全省电力装机容量11435万千瓦，同比增长13.2 %；其中，水电8887万kW，占77.7%；火电1824万kW，占16.0%；风电527万kW、光伏196万kW，风光占比6.3%。国调机组2910万千瓦，同比增长26%；网调机组605万千瓦，同比增长83.3%；省调机组6554万千瓦，同比增长7.6%。其中：水电4385万千瓦，同比增长3.1%；火电（包括燃煤、燃气和生物质发电，下同）1472万千瓦，同比减少18.2%。
(2)发用电情况
四川2021年省调机组累计发电量2441.8亿千瓦时，同比增长9.6%，其中省调水电累计1760.8亿千瓦时，同比增长2.7%；省调火电累计544.3亿千瓦时，同比增长35.3%；省调风电累计109.4亿千瓦时，同比增长26.9%；省调太阳能累计27.3亿千瓦时，同比增长9.2%。
2021年四川省全社会用电量3275亿，同比增长14.3%，增长率创2012年以来新高；不考虑有序用电的最大负荷为6100万kW，同比增长 13.0%。“十三五”期间，四川省全社会用电量、调度口径最大用电负荷年均增长分别为7.5%和7.7%。
自2014年四川外送电量突破1000亿kWh后，川电外送电量逐步增加，2021年四川省外送电量1368.2亿千瓦时，同比增长0.3%，占总发电量的30.5%，其中，国调机组外送电量1008.4亿千瓦时，同比增长0.4%；网调电站外送电量75.3亿千瓦时，同比增长71.7%；省调机组外送电量284.5亿千瓦时，同比减少10.0%。
(3)四川电网现状
四川电网是西南电网的重要组成部分，目前已建成二滩、茂县、九石雅、康定、瀑布沟、平武、木里、锦屏、溪洛渡等八大水电集中送出通道，形成覆盖全省各市的500kV“梯格形”网架，与省外电网形成“6直+8交”联网格局，四川外送通道送电能力最高为4660万kW。初步实现了“大电网、大枢纽、大平台”的建设目标。在阶段性高温、强降雨、次生地质灾害和局部电网输供电卡脖子的不利情况下，实现了发、受电量和外送电量持续增长，四川电网连续40年安全稳定运行。
四川电力发展存在的问题
(1)缺乏水电在全国范围内配额消纳机制，富裕水电消纳困难
自全国各省执行煤电标杆电价以来，川电外送落地电价低于受电省份煤电标杆电价的幅度逐步缩小，且受地方保护主义影响，外省接受四川水电意愿不强。若不建立四川和西南水电在全国范围配额消纳机制，即使川电外送通道不存在容量卡口，四川和西南水电跨省跨区域消纳仍将存在困难。
近几年即使川电外送通道有一定富裕能力供省调水电外送，但华东、华中、西北等地区消纳四川及西南地区水电的意愿不强。具有300万kW输电能力的德宝直流2016年丰水期最大外送潮流约100万kW，2019年以前该通道丰水期外送陕西最大负荷率仅达70%,尽管近2年四川经德宝直流外送陕西最大负荷率可达100%，但持续时间不长。
(2)川电外送通道严重不足，丰水期窝电矛盾突出
2020年底川全省装机容量共10105万kW，国调机组装机容量2310万kW，四川省“四直八交”电力外送通道输电能力3060万kW，2020年四川省日最高用电负荷5056.8万kW，考虑四川电网备用容量、检修容量等，2020年丰水期川电外送通道卡口容量达1280万kW，“十三五”期间的其他年份丰水期川电外送通道卡口容量超过1500万kW。“十三五”期间四川省装机弃水损失电量最严重的2017年达537亿kWh，假若这些损失电量能外送消纳华东等地区，相当每年可节约标煤1477万吨，减少各类有害气体排放约4084万吨。
(3)面临多回500kV水电通道送出重载或满载、输电走廊资源十分稀缺等瓶颈
四川是全国西电东送的重要电源基地，同时省内能源资源和用电负荷中心也呈东西逆向分布，因此电网承担了省内、省外两个西电东送的重要保障功能。以成都为中心的500kV梯格形主网，汇集西部各大水电通道送出电力约 3000万kW，多回水电通道送出重载或满载，大量电力自西向东穿越，导致500kV电网损耗剧增、全网电压大幅降低、电网稳定水平显著下降，多个500kV枢纽变电站短路电流超过设备的开关能力等安全稳定问题突出，电网承载能力逼近极限。
川西输电走廊需避让众多不良地形地质区、自然保护区、生态红线区和风景名胜区，输电走廊资源十分稀缺，无法无限制建设输电线路来满足后续巨量清洁能源送出需要。
(4)强直弱交问题突出、电网安全风险多
2020年底，四川电网三回特高压直流外送和德宝超高压直流外送额定容量已达2460万kW，为四川电网2020年最大负荷5056.8万kW的48.6%，四川电网已是全国最为典型“强直弱交”电网。为了控制因特高压直流发生故障对四川500kV交流电网的冲击，满足四川电网的动态稳定，电网调度运行采取以下措施。
1.限制四川攀西、甘孜等地水电500kV送出通道的输送容量，造成线路受阻容量仍有约400万kW，导致四川水电弃水。
2.为了防止重大事故发生，不得不降低特高压直流运行功率，2020年度丰水期锦苏和宾金特高压直流分别限制在额定容量的95%和90%运行，也造成四川水电弃水。
经预测，到2025年四川电网最大用电负荷为7100万kW左右，随着特高压“新三直”在“十四五”期间投产，四川电网总的直流外送额定功率将达到4860万kW，为四川电网最大负荷的68.5%，显然四川电网“强直弱交”进一步强化，如果四川电网“强直弱交"的问题不及早解决，电网的安全以及特高压直流送电都存在巨大隐患，导致四川电网发生重大事故的风险进一步加大。
(5)发电企业执行政策不一致，市场机制缺乏公平性
因同一区域在外送通道利用、调度、交易和价格机制等方面的不同，导致国（网）调机组与省调机组长期处于不公平运行环境之中，利用小时、盈利水平差异较大。
1.调度机制不同，发电企业之间利用小时数严重失衡。
目前，国调、网调水电优先利用四大直流进行外送，且留川使用部分也要优先保障消纳，地调水电优先就地消纳，四川电力过剩的矛盾主要由省调发电企业承担。2016年，省调水电机组利用小时为3457小时，分别比国调机组、网调机组低1666小时和1261小时，2020年，省调水电机组利用小时为4056小时，分别比国调机组、网调机组低1214小时和865小时。
多年来省调水电机组的利用小时数远低于国调、网调机组。尤其2016年是省调水电机组利用小时同比下降308小时，而国调、网调机组同比反而分别增加288小时、605小时，2016年，在省调燃煤机组按最小运行方式发电、来水偏枯的情况下，四川省水电装机弃水损失电量达387亿kWh，全省的弃水压力主要由省调水电机组承担。
2.市场化程度不一致，电价执行水平差距大。
2017年四川省调水电机组市场电量占比超过50 %，平均电价执行水平为0.229元/kWh，批复电价执行率为74 %，水电企业让利超过50亿元。而国调、网调水电机组基本保量保价，按照来水发电，其留川部分也没有参与市场竞争，主要执行批复电价，对全省工商业扶持和降价让利也全部由省调水电企业承担。
3.特高压直流外送通道国调机组优先使用，省调水电大量弃水。
2021年5月底，省调水电装机容量4315万kW，其中，攀西断面装机容量608万kW，康甘断面装机容量830万kW，自7月10日宣布全网弃水至8月初以来，省调水电日均弃水电量在1.1亿kWh左右，国调、网调水电因优先使用外送通道而无弃水损失电量。
虽然雅湖直流于2021年6月22日投产运行，但受白鹤滩水电陆续投产影响，攀西断面平均受限率从去年25%飙升至60%左右，特别是月城断面早晚高峰时期受限率达75%以上。如2021年丰水期上述断面内省调水电大面积弃水的情况下，杨房沟水电站却一直满负荷发电。自2014年以来四川省丰水期攀西断面、康甘断面、九石雅断面等省调水电均产生了大量弃水损失电量。
(6)尽管“十三五”后两年弃水损失电量减少，但“十四五”四川水电弃水损失的压力依然较大
“十三五”期间四川省水电装机弃水损失电量累计2003亿kWh，年均装机弃水损失电量401亿kWh，详见下表，若这些电量能全部上网消纳，每年可节约标煤1242万吨，减少各类有害气体排放约3050万吨。
假若川电外送通道畅通无阻，这些损失电量能够全部外送到华东、华北、华中等发达地区，参考国调机组四川侧上网关口的结算电价，四川省每年可增加112.17亿元收入，年均可增加各种税收25亿元，更重要的是可减少受电省市火电排放、助力节能减排、加快其碳达峰和碳中和的进程。2020年四川省调水电发电量1714.5亿kWh，本应贡献74%的全社会用电量，而实际贡献率60%，14%的电量均被迫弃水损失了。
川电外送通道严重不足和省内“西电东送”通道多个断面潮流卡口，丰水期水电弃水损失电量严重在“十四五”期间难以根本改善。因为“十四五”新增水电装机3342万kW, 新增风光装机1603万kW, 新增煤电200万kW,新增天然气发电500万kW,新增生物质发电100万kW，合计新增发电装机5745万kW。
而“十四五”期间新增川电外送通道的规模仅2400万kW,其中白鹤滩至江苏特高压直流工程于2022年7月建成投运，白鹤滩至浙江特高压直流工程目预计2022年年底建成投运。“十四五”期间四川省全社会用电量预计年均新增176亿kWh、累计新增880亿kWh，新增全社会用电量可消纳新增发电装机2087万kW，根据电力电量平衡原理“十四五”期间四川省将存在1238万kW发电装机无电力市场消纳，考虑到风光利用小时较低等因素，“十四五”末期将不低于500万kW发电装机无电力市场消纳。
措施和建议
(1)从国家层面建立水电全额保障性消纳的体制机制
1、法律层面。从双碳目标、国家能源安全、节能减排、改善人类生存环境等方面出发，呼吁国家层面修订可再生能源法，将水电清洁可再生能源列入全额保障性消纳范畴。
2、体制机制方面。国家已明确提出各省可再生能源电力消纳权重指标，为促进各省落实到位，鉴于可再生能源配额消纳机制是加快实现双碳战略的重要软实力，建议国家层面出台相应办法，打破省间壁垒，将水电在全国范围内实行配额消纳，提高全社会利用清洁能源的积极性。要求华东、华中、华北、山东、广东、西北、福建等省份每年丰水期必须配额消纳四川及西南地区水电，即每年相关省份全社会用电量中水电电量应占有一定比例（如：1%至30%），发达省份比例相对高一些。2021年多个省份出现了程度不同的电力供应紧张，为建立四川水电在全国范围内配额消纳机制提供了契机。
建议国家每年应将本省市消纳水电电量占全社会用电量的比例作为节能减排和加快实现碳达峰碳中和的重要考核指标。国家层面出台相应办法，从国家电力发展规划、电力实时调度等两个阶段将四川和西南水电在全国范围内实行电力、电量平衡。规划阶段实行电力电量平衡可有效解决电网建设滞后、火电装机严重过剩等矛盾，电力实时调度阶段实行电力电量平衡可有效解决西南水电实时送出和更大范围充分消纳等问题。
(2)全方位、多层次呼吁加快川渝1000kV特高压交流电网的建设
该特高压方案具有网架清晰、集约高效、适应稀缺输电走廊、未来延伸拓展性好等方面优势，既能充分满足川西水电群及新能源送出，又能保障成渝双城地区安全可靠供电，为解决电网安全问题奠定基础。
尽管2021年4月份国家能源局组织专家组拿出了“方案整体可行，根据工程需要分步推行实施”的评估意见，2021年8月份四川省发改委已启动该项目可行性研究报告招标工作，2022年9月核准动工，但与四川电力“十四五”发展规划安排的投产进度相比已严重滞后2年多，故着力呼吁加快川渝1000kV特高压交流电网目标网架建设是我们各界共同努力的目标。
该目标网架若能按计划投运，不仅能大大提高四川电网安全性能，可将目前受阻的水电容量能送出，还将为刚投产两河口、巴拉和在建的大渡河流域双江口、硬梁包、金川等流域中的大中型水电1000多万kW电力能够在“十四五”陆续投产送到成都地区等负荷中心提供电力配置平台。
否则，不但让四川省内消纳的水电送出通道严重不足，又面临新一轮大规模弃水，还使成都地区等负荷中心面临有电用不上而缺电尴尬局面。
(3)优化省内主网架结构，加快建设南北立体双环网和省内“西电东送”输变电网络
结合特高压交流布点全面推进四川电网 500 kV主网架优化，构建相对独立、互联互济的“立体双环网”主网结构，电源和负荷平均分区接入环网，系统解决短路电流超标、潮流重载等问题，环间适当联络提高事故支撑，提升省内受端电网的供电保障能力。
“十四五”建成围绕环成都区域的四川电网“北立体双环”网架格局，中远期在宜宾、泸州、内江、自贡、乐山、眉山地区构建“南立体双环”，整体提高四川电网对新能源为主体新型电力系统的适应性和可靠性。优化布局甘孜州、阿坝州、凉山州、攀枝花市“三州一市”地区送出通道，实施相应的500 kV输变电加强工程，重点提升攀西地区及甘孜中部、南部大规模光伏、风电等新能源送出能力，满足川西新能源加快发展需要。
但与四川电力“十四五”发展规划安排的进度相比其四川“北立体双环”和省内“西电东送”输变电网络建设进度已严重滞后2年多，假若四川省内省外两个“西电东送”输电网络畅通，则2022年夏季四川省罕见的电力短缺就会及时得到省外的电力援助。故着力呼吁加快推进省内省外两个“西电东送”网络建设意义重大。
(4)构建国调、省调水电机组“同区域、同政策”市场机制，减少省调水电机组弃水损失
1、构建统一、科学的调度机制
2021年7月15日，攀西断面内锦西电站（国调）、二滩电站（网调）水库水位距正常蓄水位分别还有47.98米、23.05米的调蓄空间，但机组还是满负荷发电。与此同时，省调水电古瓦、立洲、洛古、去学、卡基娃水位分别距水库最高蓄水位分别仅有0、2.54、6.45、7、11.93米调蓄空间，水位基本上达到了汛限水位，确不能满发多发，同时省调这些水电站却大量弃水。
故建议国家发改委经济运行局牵头建立国调、网调与省调间水库群联合优化运行调度机制，按装机容量比例共享外送通道，统筹考虑各流域短、中、长期来水预测，充分利用国调、网调大型水库调蓄空间，最大限度的延后或减少省调水电弃水损失电量。
2、构建统一、公平的市场运行机制
在四川加快建设国家清洁能源基地的大背景下，不同调度主体的水电企业间，在通道使用、调度运行机制和市场化程度等方面存在同区域、不同政策的问题，致使承担弃水和市场化让利于地方实体经济的压力绝大部分由省调水电企业承担，省调水电企业经营困难加剧，特别是新投省调有调节性水电站几近全面亏损。
建议国家发改委加快建立公平统一的市场运行机制，在外送通道使用、调度机制、市场化程度等方面构建公平合理的电力市场环境，推动电力市场化改革向纵深发展。尤其是针对2021年投运的雅湖直流、即将全部投产的白鹤滩2回特高压直流、“十四五”开工的金上直流等电力外送通道，国调、网调、省调水电企业在其通道使用、调度机制、市场化程度等方面应严格按照“同区域，同政策”原则。这样可最大限度地减少水电站群弃水损失，有利于加快国家“碳达峰、碳中和”的目标实现。
(5)呼吁构建具有年调节性能调峰调频水电电价形成机制
众所周知，目前四川水电优先（计划）电量均是执行国家发改委批复上网电价，瀑布沟、大岗山作为四川电网直调骨干调峰调频电厂，承担了电网一次调频、调峰、无功调节、自动发电控制（AGC）、旋转备用和应急备用、黑启动等辅助服务，并作为电网紧急控制设备，为保证电网的安全和提升综合效益做出了突出贡献。
与此同时，双江口、两河口等具有年调节性能的水电站投产后同样作为电网骨干调峰调频电厂，除承担调频、调峰等辅助服务功能外，还能将季节性电能转换为常年性电能，同时能有效地为风光等新能源提供更高效的调节手段和灵活性，促进新能源的开发和消纳。
而目前电价机制和辅助服务功能费用补偿远远不能体现双江口、两河口等具有年调节性能的水电站使用价值和价值，故需全方位、多途径呼吁构建具有年调节性能调峰调频水电站上网电价的形成机制。
(6)鼓励开发商加快龙头水库建设，提高水电的调节能力
四川电网水电比重较大，无调节性水电占三分之二，发电量丰多枯少，年调节或多年调节性能的龙头水库具有蓄丰补枯、调蓄径流、提高电网安全稳定水平、改善航运条件等的作用。加快四川龙头水库电站的开发建设，能有效调整电源结构，改善汛期弃水现象、促进新能源开发建设的步伐。
四川省政府已经意识到龙头水库建成的重要性，以“川办发［2014］99号）”《四川省人民政府办公厅关于推动我省水电科学开发的指导意见》，要求抓好龙头水库建设，有效解决电力结构性矛盾。
四川还有20多座未开发建设的龙头水库电站，如金沙江上游的岗托、大渡河上游干支流的下尔呷及上寨，雅砻江上游干支流的木能达、关门梁等，调节库容大且控制落差大，水库蓄能作用显著。
初步分析，影响龙头水库开发建设的主要因素是移民淹没、环境影响、经济性差等，国家相关部门应统一认识，积极出台相关的政策措施，为龙头水库建设营造良好的政策环境。
建议因地制宜地建立科学合理龙头水库电站上网电价形成机制；由国家财政部、发改委、水利部和税务总局等联合出台政策，建立龙头水库电站的财政补贴、财政贴息、税收优惠的政策机制，减免龙头水库电站的水资源费和库区基金；建立并实施下游经流式梯级水电站对上游龙头水库电站的效益补偿机制。
(7)优化电网运行方式，充分挖掘输电通道潜力，最大限度减少弃水
鉴于四川省“十四五”期间新投产常规水电3342万kW，2025年底四川常规水电将达11234万kW，故优化电网运行方式，充分挖掘四川省内、省外两个“西电东送”输电通道潜力将显得尤其重要。
1.进一步优化四川电网电力调度运行方式。
继续实行节能发电调度，不宜按水火电等比例计划执行率原则进行发电调度，在保证电网安全稳定运行的原则下，保障水电及其它可再生能源发电优先上网，火电按节能发电机组排序表有序调用。统筹安排四川水电外送，优化水库运行计划，最大限度消纳四川丰水期富余水电。
根据省内用电和来水情况，在7～9月外送通道基本满负荷运行，外送电量提升空间不大的情况下，充分利用主汛前5～6月、主汛后10～11月外送通道富余能力，提前启动水电外送和延长水电外送时间，最大限度进行水电外送。
2.进一步加强四川电网水电送出通道运行限额动态管理。
在确保电网安全的前提下，通过细化运行方式安排、优化运行控制措施，尽可能减少对四川攀西、甘康等500kV输电通道不同断面的输送容量限制，释放通道输送能力，以避免不必要的水电弃水。
四川省的电网和电力市场是全国最庞大、最复杂的，如何加快构建四川和西南水电在全国范围内配额消纳机制，超前规划和建设四川省内省外两个“西电东送”输电网络，如何保障四川水电合理充分地消纳、减少丰水期弃水损失，很大程度上关系到“双碳”目标的实现。
