主题：四川水电“症结”成了行业“心病”，咋治！？

四川水电“症结”成了行业“心病”，咋治！？
北极星电力网新闻中心 来源:中国能源报 作者:苏南 2017/11/29 12:05:47 我要投稿

北极星水力发电网讯:“面对当前我国电力产能严重过剩的困难状况，让水电开发降速几乎是水电企业唯一的选择。” 中国水力发电工程学会副秘书长张博庭日前在“四川省水电学会2017年学术交流会”上指出。

他直言，由于严重“弃水”导致企业效益下降，很多企业失去了开发建设新水电站的积极性和经济能力。

记者了解到，随着全社会电力供求失衡的矛盾逐渐凸显，水电行业近年来“日子很不好过”。以四川省为例，2011年-2015年，该省全社会用电量从两位数增长急速下滑至-1.1%，出现了用电量自1998年以来的首次负增长。2012年至2016年，四川省调峰“弃水”电量分别为76、26、97、102、142亿千瓦时，四年总计442亿千瓦时的弃水量相当于河北省一个半月的全社会用电量。

从表面看，水电量大是造成“弃水”的主要原因。

作为“千河之省”，四川境内有大小河流近1400条，水能资源理论蕴藏量达1.43亿千瓦，占全国的21.2%。其中，技术可开发量1.03亿千瓦，占全国的27.2%，经济可开发量7611.2万千瓦，占全国的31.9%。

据四川省能源局局长雷开平在上述会议期间介绍，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。

“因为水电发展，四川省能源消费结构已发生历史性变化。”雷开平表示，2016年四川省能源消费占一次能源的比例达45.8%，比2010年提高了25%，高于全国26个百分点。每年有大约1/3的电力外送华东，去年达到了1226亿千瓦时，2013年至2016年，累计水电外送4320亿千瓦时。

但是，水电均为国家规划所建，规模大发电多，并非“弃水”的直接原因。

“能源供需阶段性矛盾比较明显。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，导致‘十三五’期供需矛盾凸现，全社会用电量由‘十一五’的年均增长10.4%，下降至‘十二五’年均增长5.4%。”雷开平称，“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。”

除了上述因素，雷开平还认为，四川水电发展另一个发展掣肘是与国家层面统筹平衡的机制还没有形成，《可再生能源法》明确了水电是可再生能源，但在国家政策方面，尤其是优惠政策方面，又没有把水电纳入进去。“而且，水电调度的机制不协调导致国调、省调的发电小时存在2000小时左右的差异。”

问题多、问题棘手，四川水电未来还要不要继续开发建设？哪些问题亟待解决？

参会的业内专家指出，四川水电首先要做到科学有序开发，未来开发重点要以龙头水库、有调节能力的电站为重点，增加调节能力。数据显示，四川省水电装机中具有季度调节性能的电站比重偏低，仅占36%。

受天然来水“丰多枯少”的影响，无调节能力电站枯期出力只有丰水期的1/3；因此迫切需要加大龙头水电站的政策支持，加快龙头电站建设进度，增加枯期出力。据雷开平介绍，随着两河口、双江口电站投产，到“十三五”末，具备季调节能力的电站比率从现有基础上有望提高到42%以上。

上述业内专家还指出，必须要优化建设方案。“因为水电开发越往后开发难度越大，越需要协调处理好生态环境、移民等关系。此外，还要从过去高度重视建设的角度，转向重视水电站的运行管理。”

水电水利规划设计总院一位不愿具名的专家接受本报记者采访时表示，“通过十多年的高强度开发，水电在中部和东部基本开发完毕，西南大江大河也都建设成梯级电站，多梯级电站，建成后，如何运行管理、如何合理调度，如何保护生态环境等都将提上日程。”

编后

水电资源开发程度居全国之首，水电装机和水电发电量居全国第一，四川是当之无愧的中国最大水电开发基地。然而，消纳难、发展疲软，又让四川陷入发展水电的“纠结”。

近几年，电力产能过剩导致西南地区“弃水”问题突出，水电行业整体陷入低谷。从“十二五”规划要求新开工水电1.2亿千瓦，到“十三五”规划新建0.6亿千瓦，水电开发已经降速一倍。身为水电大省，四川一边规划着规模发展、推进梯级开发，一边又面临产能过剩被迫“弃水”，水电“症结”真真切切摆在眼前，更成了行业“心病”。

水电是清洁的可再生能源，从经济社会发展对能源需求和环保的长远角度考虑，其持续开发利用对我国能源结构调整、温室气体减排有重大意义。但眼下，电力工业发展处于新常态，电力需求疲软、省间壁垒、通道不足、投资疲软等多种因素正掣肘着水电发展。

对此，国家发改委、国家能源局不久前先后下发《关于促进西南地区水电消纳的通知》和《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，从输电通道建设、电网优先调度等方面推动落实水电并网消纳。

但是，电力行业多年来形成的体制机制壁垒森严，电力产能过剩无法一时化解，仅靠政策之力无法短期内解决问题。要通过电力通道外送、电网调度实现产能释放，通过合理开发发挥最大效益，仍需政府、行业、企业在规划制定、资源优化配置、打破壁垒等环节上做好顶层设计，切实可行地下好“一盘棋”，让西南水电“活”起来。

原标题:四川水电“症结”成了行业“心病”，咋治！？

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四川电网丰枯峰谷电价政策调整：销售侧枯水期电价上浮5%（附政策解读）
北极星售电网 来源:北极星售电网 2017/11/29 8:51:05

北极星售电网讯:北极星售电网获悉，四川省发改委日前发布了《关于调整四川电网丰枯峰谷电价政策有关事项的通知》，通知中称，销售侧丰枯电价调整为枯水期电价上浮5%，丰水期电价下浮5%。峰谷分时浮动电价继续按高峰时段在丰枯浮动基础上上浮50%，低谷时段在丰枯浮动基础上下浮50%。上网侧取消峰谷电价和火电丰枯电价政策。水电丰枯电价调整为枯水期电价上浮24.5%，丰水期电价下浮24%。2017年7月1日之前四川电网直供区范围以外的国网供区，上网侧丰枯峰谷电价暂维持现状。政策自2018年1月1日起执行。

详情如下：

四川省发展和改革委员会关于调整四川电网丰枯峰谷电价政策有关事项的通知

(川发改价格〔2017〕582号)

各市(州)发展改革委，国网四川省电力公司，省能源投资集团有限责任公司：

为适应我省电力供需形势新变化，进一步完善电价管理，加快电价改革，按照《国家发展改革委办公厅关于四川省峰谷丰枯分时电价有关问题的复函》(发改办价格〔2016〕1403号)要求，我委上报了《四川省发展和改革委员会关于报送四川电网分时电价调整建议方案的请示》(川发改〔2016〕586号)，经国家发展改革委同意，现将调整四川电网丰枯峰谷电价政策有关事项通知如下：

一、继续维持我省丰枯季节、峰谷时段划分，即丰水期为6月—10月，枯水期为1月—4月、12月，平水期为5月、11月。高峰时段为7:00—11:00、19:00—23:00，低谷时段为23:00—次日7:00，平段为11:00—19:00。

二、销售侧丰枯电价调整为枯水期电价上浮5%，丰水期电价下浮5%。峰谷分时浮动电价继续按高峰时段在丰枯浮动基础上上浮50%，低谷时段在丰枯浮动基础上下浮50%。

三、上网侧取消峰谷电价和火电丰枯电价政策。水电丰枯电价调整为枯水期电价上浮24.5%，丰水期电价下浮24%。2017年7月1日之前四川电网直供区范围以外的国网供区，上网侧丰枯峰谷电价暂维持现状。

四、上述政策自2018年1月1日起执行。过去与上述政策不一致的均以此政策为准。

五、各地价格主管部门要精心组织、周密安排、认真做好丰枯峰谷电价政策调整、宣传解释和监督检查工作，保证电力企业和电力用户正常生产经营。有关供电企业要严格执行上述电价政策，确保电力供应安全稳定。

六、省属电网四川省水电投资经营集团所属全资、控股供电公司可参照上述政策执行。除四川电网和省属电网供区以外的地方电网，由各市(州)及扩权县价格主管部门确定是否参照执行。

四川省发展和改革委员会

2017年11月24日

四川电网丰枯峰谷电价政策解读

近期，我委对四川电网丰枯峰谷电价政策进行了调整，自2018年1月1日起执行，现对该政策解读如下。

一、为什么要调整

近年来，随着水电大规模投产，我省电力供应丰余枯缺的季节性矛盾明显缓解，结合供需形势变化和国家加快电价改革的相关要求，我委经过充分讨论测算，拟定了四川电网丰枯峰谷电价调整政策，并报国家发展改革委同意。

二、调整后哪些方面发生了变化

销售侧丰水期下浮和枯水期上浮比例均调整为5%，丰枯上下浮动比例是对等的，对全年均衡用电的企业来说，电价平均水平是不变的。上网侧取消峰谷浮动和火电丰枯浮动政策，水电枯水期上浮比例调整为24.5%。

三、调整后哪些方面未变化

丰枯季节和峰谷时段划分维持不变;销售侧峰谷时段上下浮动仍维持50%，上网侧水电丰水期下浮比例仍维持24%不变。销售侧执行目录电价的类别仍是大工业、一般工商业及其他、趸售工商业用电类别。