随着经济发展方式的转变，电力供应正步入持续宽松的新阶段，一些地方间壁垒重重、各能源品种相互“踩踏”利用率降低等问题凸显。电力行业供给侧结构性改革亟须进一步发力。
水电基地深陷“弃水”之困
从“十二五”起四川的水电产能集中投产，增速远超本地用电需求的增长。在这种情况下，水电外送能力不足，加上中东部地区接纳外来水电意愿减弱，令四川的“弃水”矛盾日趋严峻，2012年起四川已连续五年“弃水”。
四川省甘孜藏族自治州雅江县，因雅砻江而得名。2014年10月，在雅江县城约40公里外，总投资达664亿元的两河口水电站正式开工，拉开了雅砻江中游开发的序幕。去年11月，两河口电站开始大坝心墙填筑，标志着电站全面进入主体施工阶段。
雅砻江是我国第三大水电基地，干流规划总装机容量约3000万千瓦、年发电量约1500亿千瓦时。目前，雅砻江下游河段的五级电站已全部投产，中游有两河口与杨房沟两座水电站在建，均预计于2021年实现首台机组投产发电。然而，与中游电站相匹配的外送通道仍未最终敲定，导致电网项目和电源建设出现脱节。
记者从国家电网四川省电力公司了解到，国网公司已为雅砻江中游水电项目规划了一条特高压直流输电线路(以下简称为“雅中直流”)，拟直接送电至某中部省份。
然而，落点省份就“雅中直流”专门行文国家能源局，表示不愿意接纳。截至《经济参考报》记者发稿前，两省间的协调工作仍在进行。按照这类项目至少三年的建设周期来看，时间已相当紧迫。
“‘雅中直流’对缓解‘十三五’四川水电‘弃水’有着至关重要的意义。”国家电网四川省电力公司发展策划部副主任刘洋向记者分析，“十三五”内四川仅获批一条水电外送通道，即今年7月将投运的川渝电网第三通道，可新增最大200万千瓦的外送能力，但全省正在建设、计划“十三五”内投产的水电装机有近1300万千瓦。如果“雅中直流”不能顺利实施，未来几年水电外送缺口将进一步扩大，到2020年大约会有500亿千瓦时电量富余，既无法本地消纳也无法外送。
届时，四川的风、光、水等清洁能源总装机，减去四川最高用电负荷和最大外送能力，还多出约2400万千瓦产能。“三峡电站的总装机才2240万千瓦。”刘洋说。
“西电东送”一头热一头冷
专家认为，水电作为清洁能源理应通过“西电东送”，放到全国范围来优化配置。然而，“西电东送”省际协调的难度越来越大，在电力供给已经趋于宽松的情况下，一些中东部省份发展火电的热情却不减。
水电是我国仅次于煤电的第二大主力电源，也是目前开发规模最大、技术最成熟、经济性最强的清洁能源。但我国的水力资源分布不均，主要集中在西部地区，尤其是四川、云南、西藏等西南省份。金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江等西南主要河流的技术可开发容量占到了全国的“半壁江山”。
“西部的经济发展水平决定了本地负荷水平有限，如此集中的水电装机不可能完全就地消纳。”四川省能源协会秘书长、四川大学教授马光文认为。然而，近年来不少四川电力企业都感觉到，“西电东送”省际协调的难度越来越大。“‘西电东送’的口号喊得不是那么响亮了。”国网四川省电力公司的一位负责人说。
《经济参考报》记者了解到，这主要是由于宏观经济进入新常态后，电力需求增速也随之放缓。“十二五”期间，我国电力供应由总体平衡、局部偏紧的状态逐步转向相对宽松、局部过剩，全社会用电量年均增速6.27%。东部地区的本地装机仍在发展，留给外来水电的消纳空间自然就减少了。特别是2016年1月全国火电调价后，导致部分上网电价偏高、季节性特征明显的水电更加缺少优势。
一些中东部省份发展火电的热情不减，2014年国家下放火电站核准权至省一级，更是掀起了一些地方批建火电的高潮。据中国电力企业联合会统计，2015年和2016年全国新增的火电装机总量达1.25亿千瓦。
“需求侧的池子已满，供给侧的闸门却还开着。”马光文认为，一些地方热衷于建设火电项目，是因其产业链长，涉及煤炭、交通运输等上下游许多行业，对增加当地的GDP、税收和就业都将发挥巨大作用。但火电的无序发展不仅会挤占清洁能源的空间，也进一步加剧供需失衡，形成“多败俱伤”的局面。
据统计，去年全国火电设备利用小时数仅4165小时，为1964年以来的新低。在2016年底举行的全国能源工作会议上，国家能源局专门指出高度重视煤电过剩问题，进一步加大调控力度，“该减速的减速，该刹车的必须刹车”。
电力供需新阶段呼唤供给侧改革
“电力市场的供需格局已发生根本改变。”中国宏观经济研究院能源研究所副所长、研究员高世宪分析，随着产业结构调整加快，高耗能行业在经济中的占比在下降，同时电力消费的结构也在发生变化，服务业用电、居民家庭用电等快速增长。
自去年5月12日上线以来，四川电力交易中心已运行一年有余。作为地方电力体制改革的一项重要内容，四川电力交易中心利用市场机制，在外送通道受限的情况下充分挖掘潜力。今年，交易中心已落实外送电计划330亿千瓦时，同比净增约70亿千瓦时，增幅达到24.8%。
然而在四川电力交易中心一位负责人看来，这份成绩虽然光鲜，但背后全是水电企业的“辛酸泪”。“为了生存，企业不得不把电‘贱卖’，甚至为了一点增量争得头破血流。”他说。
去年，四川电网调峰“弃水”电量高达142亿千瓦时，按照0.30元/千瓦时的上网电价粗略估算，意味着发电企业直接损失的发电收入达40亿元左右。同时，由于执行直购电、留存电量和富余电量等政策，平均上网结算电价只达到批复电价的76%，令部分企业经营“雪上加霜”。
这样的困境并非只发生在四川。中电联近期披露，去年全国清洁能源“弃水”“弃风”“弃光”共计近1100亿千瓦时，超过同年三峡电站发电量约170亿千瓦时。
《电力发展“十三五”规划》(以下简称《规划》)预测，“十三五”内全社会用电量年均增长3.6%至4.8%，表明我国电力供应将进入持续宽松的新阶段。这样的局面在近30年中并不多见。随着电力供给宽松常态化但环境资源约束不断加强，电力行业的首要任务应从保供应向增效益转变。
据国家能源局有关人士介绍，我国承诺2020年、2030年非化石能源消费比重要分别达到15%和20%左右，因此《规划》将“优先布局清洁能源”的原则贯穿始终，在电力电量平衡的时候首先平衡水电、风电、光伏和核电，差额部分再用气电、煤电进行补充，表明火电要继续为非化石能源发展腾出空间。
其次，电源布局也将进一步优化，突出开发与市场消纳相统一。例如，《规划》提出“三北”地区与“弃水”严重地区的风电建设节奏将放缓，而消纳能力较强或负荷中心区的风电开发力度将加强，力争中东部及南方区域风电占“十三五”全国新增规模的一半。
同时，在跨区配置上，“十三五”期间规划新增“西电东送”输电能力1.3亿千瓦，几乎在“十二五”末的规模上增加了一倍;输电通道建设过程中将重点考虑资源富集地区的送出与受端的电源结构和调峰能力，合理确定受电比重和受电结构。
