中国水力发电工程学会副秘书长 张博庭
从我国经济进入新常态以来，随着社会用电增速的放缓，我国电力行业产能过剩的矛盾日益突出。2016 年我国火电机组的平均利用小时数降到了 3765 小时，再创新低，与此同时，我国的水电弃水，风电弃风、光伏弃光的现象也愈演愈烈。据统计，2016 年我国水电弃水电量已经超过了 800 亿千瓦时，弃风弃光的电量也已经达到了 500 亿千瓦时。2016 年我国可再生能源的损失，已经相当于 1.5 座三峡水电站。粗略估算，2016 年我国的水电弃水，就相当于损失了一座三峡电站发电量，风电光伏也损失掉了半座三峡发电量。
其中尤其令人特别不能理解的，是水电的弃水。应该承认风电、光伏发电技术目前还确实不算十分成熟，其发电的间歇性、随机性矛盾以及高补贴电价，确实会增加其大量入网的难度。但是，以水电的电能质量和价格来说，都不存上述问题。但不知为何，随着我国电力产能过剩程度的加剧，弃水电量也在急剧的增加。近年来，实际弃水情况大体上是 2014 年 200 亿千瓦时，2015 年 400 亿千瓦时， 2016 年 800 亿千瓦时。根据测算，如果不采取措施，2017 年我国水电弃水量还将会有较大幅度的增加。
国家"西电东送"能源战略受阻
根据我国水电弃水主要发生在云南、四川两省的现实来分析，大量弃水的原因主要是，中东部省份普遍不愿意接受西部水电。从有利于本省的 GDP 考虑，一些中东部省份甚至宁可发展自己的高价火电，也不愿意接受西部相对便宜的水电。
下一步随着我国电力体制改革的深入，区域经济利益对电力市场竞争的干扰将会更加严重。最近，国家发改委印发了《关于有序放开发用电计划的实施意见》。其总体思路是："通过建立优先购电制度保障无议价能力的用户用电，通过建立优先发电制度保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网，通过直接交易、电力市场等市场化交易方式，逐步放开其他的发用电计划。在保证电力供需平衡、保障社会秩序的前提下，实现电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主，并促进节能减排。"
理论上看，"通过建立优先发电制度保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网"应该能保障优质、低价的水电优先上网。但是，目前我国水电集中在云南、四川两省，而所谓优先上网的范围，一般是局限在省级电网内。对云南、四川两省来说，其水电的发电能力早已经大大超过了本省的用电负荷。所以，对这两省自己而言，早已经失去了所谓"建立优先发电制度保障清洁能源发电"的客观条件。
对于中东部其他省份而言，当然可以按照文件要求先保障本省的水电等清洁能源优先上网。但是，对于外省送过来的水电清洁能源，则不一定属于必须要考虑的范围。因此，前些年，随着市场煤价的走低，很多省份都加大了本省火电建设力度，而不愿意再接受西部水电。
因此，摆在我国目前的现实是，各个省级电网都没有违背"国家的有序放开发用电计划的实施意见的'总体思路'的要求"，但实际的结果却是水电弃水问题，正随着我国西部水电开发程度的增加而越来越严重。其原因就是我国"西电东送"能源战略，没有在电力市场化的改革中得到应有的保障。
严重弃水既干扰能源革命还将危及整个社会
针对这种局面，近年来很多有识之士，大声疾呼国家层面应加大"西电东送"能源战略的实施力度，抑制东部火电的无序扩张。为此，国家能源局在 2016 年前后，先后发出过六个文件，预警和控制各地火电的建设。但是效果却难以令人满意。2013 年之后的市场煤价走低，再次刺激起了各地煤电建设新高潮。
在我国新颁布的电力"十三五"规划中，虽然已经明确要停建、缓建煤电项目，但是，"十三五"期间我国新增的煤电产能仍然要高达 2 亿千瓦。由于煤电的设计年运行时间通常可达到 5500 小时，所以，按照各种电源的实际发电能力计算，实际上，"十三五"期间，我国煤电产能的增量，比我国所有可再生能源（水、风、光）之和还要大 1.43 倍（"十三五"期间煤电产能的增量，是所有可再生能源增量之和的 243%）。也就是说，如果不采取有效的措施，到"十三五"末，我国煤电产能过剩的矛盾，不仅不会缓解，而且还会加剧。我国弃水弃风弃光问题，不仅不会得到解决，甚至还有继续恶化的可能。
目前，用行政手段解决我国"西电东送"矛盾的做法，已经难以达到满意的效果。然而，如果我国日益严重弃水的问题不解决，不仅会严重影响我国的能源革命进程，而且还将对我国整个社会的经济和发展造成巨大的损失。因为我国的绝大多数的大中型水电，都在不同程度上要担负水资源调控的任务。从保证社会发展的防洪、供水安全等问题上来看，有很多水电站，即使不能发电，我们也必须要建设它。
前几年，由于我国普遍缺电，国家出台政策积极鼓励企业利用市场机制开发水电。一方面可以缓解我国电力能源短缺的问题，同时也可以解决我国的水资源开发和调控的矛盾。根据当时政策，水电的上网电价是成本加成，水电开发企业通过国家制定的电价保障和水电正常上网，就可实现必要的投资回报。现在，由于电力市场的剧烈变化，不仅水电的上网量已经没有保障，原来政府承诺的电价，在很多情况下也失去了作用。好在这些水电开发企业大都是国有企业，暂时还不会因为一时的经营困难，就放弃社会责任。但如果这种入不敷出的问题长期不解决，甚至一些水电企业在电力市场化的竞争中被淘汰出局，那么，我国利用水电开发所实现的水资源功能，将如何得到保障？
探讨科学合理的水电电价机制
曾有研究机构建议，对公益性较强的水电站，实行公益性电价并保障收购，确保其不会因为电力市场化竞争而生存不下去，最终影响到整个社会。这种办法，对于某个能享受公益性电价的电站本身绝对是有好处的，但是，笔者担心对于那些没有能划入公益性电站的水电站，可能会更加不利。因为在有限的市场面前，如果电网首先保障了某些公益性电站，很可能要挤占没有纳入保障范围的水电站的入网机会，造成弃水量的加大。
另一方面，几乎我国所有具有水库的水电站都在不同程度上肩负着水资源调控的任务，具有一定的调控水资源的公益性功能。所以，如果在市场竞争中，只对一部分公益性较强的水电站予以支持，这个区分的界限，很难公平划分。因此，笔者认为，最好能对所有的（大中型）水电站，都引入公益性电价的概念，同时也都保留部分市场电价，参与市场竞争。具体的做法，把水电的上网电价，划分为集中趸售和市场销售两部分。趸售部分体现对水电的公益性保障，而销售部分则实现水电参与电力市场的竞争。
具体的划分，我们可以四川亭子口水电为例。目前，国家发改委批复的亭子口水电站电价，在还贷期的成本加成是 0.48 元 / 千瓦时。假设趸售部分电价按照 0.43 元 / 千瓦时计价，电量先按照该电站设计年平均发电量计算。这部分钱，由电网公司按年度统一支付给亭子口水电站。除此之外，亭子口水电站的实际上网电量，再按照每度电 0.05 元计费，并参与电力市场的竞争。
这种做法实质上是在用经济手段，督促电网企业保障优先收购水电。因为，水电站的上网电价中大部分，电网企业已经预先通过趸售支付给水电企业了。因此，水力发电企业的利益已经与电网企业绑在了一起。显然，如果电网的调度让水电站弃水了，那么电网企业自己遭受的经济损失，实际上比水电企业还要大（因为已经付了很大一部分钱）。反之，如果电网企业能通过合理的调度，让水电站多发电，那么超出的部分，电网企业相当于只需要 0.05 元就可以收购到一度电。可以创造出巨大的额外效益。
在电力市场，一方面，我国前几十年已经开发了不少的水电站，已建（完成贷款偿还）水电站的低成本、低电价优势，可以承受起一些新建水电的初期经济压力。另一方面，当我国的水电开发完成之后若干年，水电站的运行低成本和高收益，不是留给了个别水电开发企业，而是留在了明显具有社会公益性质的国家级的电网企业。这些收益既可以用于平抑全国电价，也可以支持其他成本较高的可再生能源开发。
要解决我国水电弃水的问题，还必须要打破省域壁垒的局限。因此，水电趸售的相对方，不能是省级电网，而是国家电网和南方电网。因为我国云南、四川两省的水电装机量非常大，远远超过本省的用电负荷，如果没有省际间西电东送作保障，即使给再大的压力，也不可能解决本省的水电弃水。由国家电网公司和南方电网公司来趸售水电的目的，是把全国范围内销纳水电的任务，也交给了国家级的电网企业。同时，也促使国家级的电网企业，在电网通道的建设和各省电源点的规划布局上，把西电东送的因素考虑进去。而不像目前，似乎只有国家能源局在用行政手段推进水电的西电东送。而电网企业却没有主动参与的积极性。因为，从电网企业保障供电的安全和降低送电成本的角度来看，电网企业更偏爱在电力负荷地附近多建些火电。即便是要实施国家西电东送的能源战略，电网企业也似乎更愿意输送内蒙、新疆的煤电。因为，送煤电可以让自身投资建设的送电线路的利用率更高、效益更好。
水电趸售加销售（公益加市场）实质是利用市场手段，通过国家级电网企业推进国家的西电东送能源战略实施。即使将来有一天，市场再次出现了 2010 年那样煤电的成本远高于水电，大家都争着要水电的情况，那也不要紧。电网只要适当的调整一下趸售与销售的价格比例就可以解决矛盾。
市场加公益的上网电价机制，其实也可以用于解决风电和光伏的上网矛盾，减少风电和光伏的弃电损失。只不过目前风电和光伏还享受国家的较大补贴。目前，即使不用这种办法解决风电、光伏的弃电损失，财政补贴资金就已经出现了巨大缺口。如果再实施经济手段保障收购，我国风电光伏的发展与巨额补贴之间的矛盾将更加尖锐。所以，从有利于社会公平和促进能源革命的角度上看，只要符合国家发展规划的风电和光伏，如果愿意放弃国家的电价补贴，也可以享受按比例趸售与销售的保障上网政策。之所以要求必须符合国家规划，是因为风电、光伏等电源入网之后，肯定需要电网企业附加上送电和调峰的成本。所以，其发展的速度必须是在电网企业的实际能力可以接受的范围之内，方可持续。
充分调动电网企业的积极性
当前我国的能源革命与电力转型已经到了一个非常关键的时期。为了保证我国社会经济发展必需的能源供应，我国正在以不到全球 1/5 的人口，消耗着全球一半以上的煤炭，与此同时煤电却一直还是增长最快的电源品种。近年来，随着煤电装机的快速增长，我国的弃水、弃风、弃光又愈演愈烈，且已经严重影响到可再生能源的可持续发展。
笔者认为，如果煤电产能压不下来，弃水、弃风、弃光的矛盾难以从根本上解决。可再生能源企业的亏损，已经极大地打击了企业的积极性。之所以出现这种情况，并不是促进可再生能源发展的支持性政策不到位；而是缺乏相关的激励政策，用以充分调动在电力市场中起关键作用的电网企业的积极性。客观地分析，从保证电力供应和用电安全的责任来看，电网中煤电多一些并没有任何坏处，但如果其他任何一种可再生能源多了，则都有可能增加电网企业的调度难度、安全风险以及电网建设成本。因此，必须通过市场激励，创新科学合理的水电电价机制，从而把电网企业的利益与可再生能源的发展绑在一起。
总之，电力市场化是改革的大方向。我们一定要认识到市场化是改革的手段，而绝不应该改革的是目的。电改的目的，是要保障我国能源安全、推进能源革命。市场化改革的目标，是要找出有利于实现目的的市场化手段。
水电资源丰富，而且需要西电东送消纳，是我国资源禀赋的一个重要特点。因此，一个国家级的大电网体系和由国家体系保障的水电"西电东送"消纳机制，对我国的国情而言是非常必要的。解决当前我国水电弃水问题（包括弃风、弃光）的难点在于，如何能找到一种市场化的手段，充分调动起电网企业推进能源革命和电力转型的积极性，这才是破解当前我国西南水电开发和外送困局的关键所在。
打破省间壁垒 配额消纳水电
本刊记者 井然
国电大渡河流域水电开发有限公司于 2000 年 11 月成立，是中国国电集团公司所属二级单位，是集水电开发建设与经营管理于一体的大型流域水电开发公司。目前，已建成投产龚嘴、铜街子、瀑布沟、深溪沟、吉牛、大岗山、枕头坝一级、猴子岩 8 座水电站，今年即将投产沙坪二级水电站。截至目前，大渡河公司投产水电装机 1011.24 万千瓦。
《中国电力企业管理》：目前四川省水电消纳形势如何？面临哪些问题？
国电大渡河流域水电开发有限公司：四川是水电大省，水电产业发展得到了各级政府的高度重视与大力支持。在发展过程中，也面临一些困难和问题。总体上，主要表现在重投资轻运行。"西部大开发"战略实施以来，四川明确了重点发展水电等六大支柱产业。经过十几年的发展建设，四川水电发展取得了重大成就，截至 2016 年底，四川水电装机达到了 7030 万千瓦，位居全国首位，成为水电大省，但距离水电强省还有较大差距，未把资源优势转变为经济优势。突出表现在供需严重失衡，弃水严重，主要原因一是规划不协调，送出工程与主体工程建设不同步；二是消纳无规划，措施欠缺；三是市场机制不公平；四是政府以降价为目标，不利于水电发展。具体表现在以下方面：
川电外送通道严重不足。2016 年底，四川全省装机容量共 9108 万千瓦，国调机组装机容量 2310 万千瓦，四川省 "四直四交"电力外送通道输电能力 2850 万千瓦，2016 年川电外送通道缺口超过 2100 多万千瓦。尽管 500 千伏川渝第三通道有望 2017 年投运，但其输电能力仅有约 200 万千瓦。"十三五"规划了±800 千伏雅中 - 江西特高压直流工程，输电容量 1000 万千瓦，但落点省份仍未完全确定，其设计和建设周期至少 5 年。川电外送通道严重不足，水电弃水损失电量严重，在"十三五"期间难以根本改善。
外省接纳川电意愿不强。因水电在全国范围配额消纳机制没有建立，近两年即使川电外送通道有一定富裕能力，华东、华中、西北等地区也不愿意消纳四川及西南地区水电；具有 300 万千瓦输电能力的德宝直流工程，2016 年丰水期外送潮流仅有 120 万千瓦，2016 年 1～9 月，四川经德宝直流外送电量仅 31.4 亿千瓦时，同比降低 47.2%。
电网规划建设与电站建设投产不匹配。由于 1000 千伏雅武交流特高压输变电工程取消，大渡河大岗山水电站电力送出改接到 500 千伏雅安变电站。由于雅安变电站电力外送通道容量严重过载，导致大岗山水电站及其他汇集电站电力送出严重受限。"十三五"期间，雅安片区水电供电能力将保持在 770 万千瓦左右，而雅安变电站送出断面输电能力仅 460 万千瓦，预计到"十三五"末雅安片区"西电东送"限电规模将达到 272 万千瓦，将导致水电大量弃水。
装机增速高于用电增长，供大于求矛盾突出。受宏观经济环境、水电装机集中投产等影响，四川省电力供应形成了"枯期有余、丰期富裕"的供需新常态。与此同时，四川全社会用电量增速呈下降趋势，2017 年，四川省内电力市场形势将更加严峻，发电利用小时数进一步下降，水电弃水时间更长，弃水量更多，电价进一步下降，新投产发电企业出现亏损。大渡河公司投运电站从 2013 年初至 2016 年底累计弃水损失电量 139.54 亿千瓦时（不包括正常泄洪弃水损失），其中 2016 年弃水损失电量 74.5 亿千瓦时。
执行政策不一致，市场机制欠公平。四川省发电企业分属于国调、省调、地调等不同主体，"国调、省调、地调" 机组调度机制不一样，导致不同调度权属的发电企业利用小时数严重失衡。2016 年，四川省在省调燃煤机组按最小运行方式发电且来水偏枯的情况下，四川省调水电机组装机弃水电量超过 380 亿千瓦时，弃水压力全部由省调水电承担。2015 年省调水电机组利用小时为 3765 小时，分别比国调机组和地方水电机组低 1070 小时和 1339 小时。2016 年省调水电机组利用小时为 3457 小时，分别比国调机组和地方水电机组低 1666 小时和 1884 小时。省调水电机组的利用小时数远低于国调机组和地方水电机组。由于不同调度权属的发电企业执行的政策不一致，市场机制缺乏公平性，导致了发电企业之间盈亏分化严重。国调水电企业经营效益水平远超省调水电企业。2017 年，四川省调电站经营形势更为严峻。
市场化程度不一致，电价执行水平差距大。2016 年，四川省调水电机组市场电量占比达到 47 %，平均电价执行水平为 0.236 元 / 千瓦时，批复电价执行率为 76%，水电企业让利 45.5 亿元，预计 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 / 千瓦时，批复电价执行率为 74%，水电企业让利超过 50 亿元。
新水电项目投资动力不强,影响野十三五冶水电规划完成。我国水电开发多集中在西部高海拔地区，水电建设成本不断攀高。水电企业被迫放缓开发进度，导致未来年份投资和投产规模逐年下降，难以完成规划目标。这不利于国家能源结构的优化，影响国家完成节能减排、提高非化石能源占比目标，不利于部分地区空气污染、雾霾问题的有效解决。
中国电力企业管理：有观点认为，"国家实施简政放权以后，部分地区以能源投资拉动经济增长为目的，陆续上马了一些火电项目，造成中东部受电地区火电与送电地区水电的矛盾升级。"对此，您怎么看？
国电大渡河流域水电开发有限公司：2002 年电力体制改革后，我国电力工业得到了长足发展，解决了多年来制约我国经济发展的能源短缺瓶颈问题。目前全国电力过剩只是暂时、低水平过剩，电力行业适度超前符合经济周期。目前看似"水火矛盾"实质是现行国家财税体制、考核导向导致的省间壁垒。国家层面缺乏统一协调、各自为政，对水电健康有序发展的政策支持不够。
中国电力企业管理：为促进西南水电健康发展，您有哪些建议？
国电大渡河流域水电开发有限公司：一是进一步明确水电的清洁能源属性，坚决执行国家能源战略，国家层面加大对水电的支持力度。
二是统一规划，全国消纳。将水电清洁可再生能源列入全额保障性收购范畴。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，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其他地区水电，保障水电全额消纳。
三是加大财政扶持。在建设成本、移民政策、营业税负等方面减轻水电企业负担。
四是加快川电外送通道和四川省输电网络建设，进一步增强川电外送能力。建议从国家层面协调，在四川省电力"十三五"规划中新增 3 回川电外送通道，增加外送能力应达 2000 万千瓦。加快推进大渡河上游梯级电站电力打捆"点对网"外送到华东、华北或华中等发达地区的输电方案。
五是国调、省调机组应做到同区域同政策。不管国调、省调水电都是各级政府部门核准的项目，都是全国清洁能源战略的重要组成部分。在电力体制改革和有序放开发用电计划的大背景下，同一省份的水电作为一类电源应该公平地下达计划、进入市场，不应从政策上给予区别对待。
六是发电企业上网电价应受到保护。2016 年 11 月国家能源局通报披露：2015 年全国平均上网电价同比下降 2.61%，平均销售电价同比下降 0.57%，平均购销差价（含线损） 同比增长 4.02%，政府性基金及附加同比增长 0.74%。2016 年四川省发电企业上网电价仅达批复电价的 76%，发电企业经营举步维艰，省调燃煤企业亏损面为 100%，省调水电企业亏损面超过 80%。建议发电企业上网电价应受到保护，不能主要靠降低发电企业电价来推进电力体制改革。2016 年市场挂牌交易电量为全年电量且价格较低，这类电量对近年新投产建设成本较高的电站几乎为无边际利润，给电站经营造成很大困难。建议适当提高自备替代、大用户直供电等交易价格，使大部分电站有边际利润，帮助水电企业渡过难关。
加强统筹协调促进西南水电健康发展
——专访贵州乌江水电开发有限责任公司副总经理、总工程师彭鹏
本刊记者 井然
中国电力企业管理：请您介绍一下目前公司的发展经营现状？
彭鹏：从 1999 年至 2013 年，贵州乌江水电开发有限责任公司（简称乌江公司）按照"流域、梯级、滚动、综合"的开发方针，抢抓西部大开发和"西电东送"的历史机遇，累计投入资金 440 亿元，成功开发完成了乌江干流贵州境内河段梯级电站。
目前，乌江公司现有水电装机 869.5 万千瓦，年发电能力达 300 亿千瓦时，所属电站均是"西电东送"的重要骨干电源点，占贵州省统调水电装机容量的 71%。乌江公司最大储蓄水能可达 110 亿千瓦时，占全省水电蓄能的 79.3%。通过梯级联合调度，可充分利用储能对电力进行时间和空间上的再分配，对区域电网起到调蓄作用，是贵州电网调峰、调频的重要支撑。
2016 年，乌江公司水电完成发电量 295.85 亿千瓦时，年缴纳税费 26.42 亿元，有力支持和带动了区域的经济发展，切实履行了央企的社会责任。
近年来，受电力行业整体供大于求、市场交易大幅让利等因素影响，乌江公司总体生产经营形势日趋严峻，火电及新能源等板块严峻的市场形势也对水电产业的发展造成了长期和深远的影响。
一是盈利能力低于行业平均水平。近五年来，乌江公司水电平均（不含税）上网电价 0.2430 元 / 千瓦时，平均度电成本 0.2117 元 / 千瓦时，度电利润为 3.13 分 / 千瓦时，扣除所得税后，总资产收益率仅 1.05%，平均净资产收益率 5.99%，相比行业测算内部净资产收益率 8%低 2.01 个百分点。
二是固定成本占比高。乌江公司水电年平均成本中，财务费用、折旧费、修理费、材料费等固定成本占比达到 90%。较明显地体现出水电运营成本低，但建设投资金额巨大，需通过后续的长周期经营逐步回收等特点。
三是水电电价明显低于周边省区。乌江流域梯级水电站平均上网电价为 0.2926 元 / 千瓦时，低于周边同类型水电电价（广西龙滩 0.307 元 / 千瓦时，云南小湾 0.30 元 / 千瓦时，重庆彭水 0.32 元 / 千瓦时）。2016 年，乌江公司水电承担"西电东送"分摊电量达 148.34 亿千瓦时，该部分电价较现行电价低 0.0276 元 / 千瓦时，直接影响乌江公司经营效益。
中国电力企业管理：目前水电发展面临什么形势，存在哪些问题？
彭鹏：近三年来，受厄尔尼诺现象影响，贵州区域来水情况一直偏好，乌江公司作为贵州省最大的发电集团也从中获益良多，连续三年盈利，为贵州省经济社会发展和股东方权益作出了积极的贡献。但随着移民调概及通航工程垫付资金的不断加大、库区环保治理资金的不断投入以及天然来水的不确定性，乌江公司水电生产经营前景不容乐观。目前来看，主要存在以下几方面的问题：
一是移民调概及通航工程增加投资未能合理疏导遥根据《国家发展改革委办公厅关于贵州乌江洪家渡水电站建设征地移民遗留问题处理意见的复函》，以及省发改委对乌江公司所属索风营、构皮滩、思林和沙沱四家水电站有关建设征地移民安置概算调整报告的批复，乌江公司所属四家水电站在处理移民工作中后期追加投资共计 47.63 亿元，目前已垫付 34 亿元。按此批复测算，需在乌江公司现行水电平均电价基础上提升 0.0545 元 / 千瓦时加以疏导。此外，构皮滩、思林、沙沱通航工程概算共计 43.77 亿元，按 25 年经营期对此项费用进行分摊，需在乌江公司现行水电平均电价基础上疏导 0.0267 元 / 千瓦时。根据国家政策，因概算上调新增的投入应通过上调电价进行补偿，目前以上新增投资均未通过电价落实。
二是乌江流域规划变更对企业经营造成较大影响遥乌江流域水电资源经过近二十年的开发，资源状况随着开发深度、利用领域的改变发生了不可逆转的变化。根据《贵州省水利建设生态建设石漠化治理综合规划》（简称三位一体规划），至 2020 年，贵州将重点建设约 521 处骨干水源工程，以提高水资源调配能力，保障城乡安全饮水。整个流域的水能资源受上述影响将持续减少。经贵阳勘测设计院分析，2030 年黔中水利枢纽建成后取水量将达到 7.4 亿立方米，减少乌江梯级电量约 10.54 亿千瓦时；夹岩水利 28 中国电力企业管理 2017.05 枢纽工程 2030 年取水量将达到 7.01 亿立方米，减少乌江梯级电量 7.49 亿千瓦时；三位一体中小型工程 2020 年取水量 20.86 亿立方米，减少乌江梯级电量 11.85 亿千瓦时。
三是乌江流域来水不确定性导致水电经营风险较大遥一方面，乌江流域来水呈现周期性波动。从 1951～2006 年间的水文资料来看，乌江流域年来水径流量超过多年平均值的年份只有 27 年，即高于多年平均的来水概率不超过 50%。从近十年来水偏好的周期盈利水平来看，乌江公司亏损年份也达到了 30%，乌江水电盈利水平具有较强的不确定性。从当前水情的快速消落情况来看，虽然近几年的来水情况较好，但本轮来水周期基本已经结束，未来几年都有可能出现枯水年份，届时乌江公司有可能出现大幅亏损。
另一方面，乌江流域来水完全依赖于天然降雨。有别于云南省水电长年有雪山融雪径流支撑的情况，乌江流域 "靠天吃饭"的特性决定了企业盈亏不可控的特点。历年来乌江水电按照"丰存枯用"的原则，滚动投入数百亿元进行乌江流域梯级电站的开发建设，执行"同网不同价"的水电低电价政策，以此来承担贵州省绝大部分的交叉补贴，为贵州的工业强省战略和惠民生政策实施作出了卓有成效的贡献。现阶段，政府并没有针对贵州水情不连续的特性建立相应的补偿或平衡机制，一切来水风险均由乌江公司独自承担。
四是野西电东送冶省内输配电价大幅降低水电收入遥根据贵州省发展改革委《关于西电东送省内部分输电价格有关问题的通知》（黔发改价格〔2016〕1533 号）、《关于明确 2016 年西电东送电量分配有关事宜的通知》（黔经信运行〔2016〕47 号）等文件精神，水电分担的"西电东送"电量，将在水电批复上网电价的基础上扣减 0.0276 元 / 千瓦时。若按以上文件执行测算，相当于乌江流域所有水电站的上网电价将下调 0.013 元 / 千瓦时以上。
综合以上因素，2017 年乌江公司水电预算发电量仅 230 亿千瓦时（按 2016 年来水），电价执行现行批复电价，水电经营仅能维持零利润状态。
中国电力企业管理：为促进西南水电健康发展，您有哪些建议？
彭鹏：要解决西南水电存在的电源规模与电网送出不够配套、政策措施和市场机制不够完善等突出矛盾和问题，需要国家在政策、体制、机制等方面予以完善。
一是保障水电按政府定价全额收购。水电属于二类优先保障资源，应享受政府定价或同等优先发电原则，主要承担保障居民、社会公益事业用电。乌江流域梯级电站电价按照经营期电价法进行测算，经政府价格主管部门审批后执行，与输配电价的测算审批流程一致，因此应严格执行国家批复电价。而现行上网电价未对移民及通航设施建设的新增投资进行疏导，大幅增加的运营成本无法冲抵，使水电项目的合理收益无法得到保障，不利于水电行业的可持续健康发展。
二是合理健全体制机制遥水电电价形成有其自身的长周期机制，希望国家有关部委和政府部门在出台相关政策时，充分考虑贵州水电建设新增投资尚未得到电价疏导的客观情况，合理完善煤电联动水火互济运行机制，并解决水电企业存在的资金垫付问题。
三是建议有关部门建立针对贵州水电来水不确定性的风险防控机制。按"丰水期盈利 + 省级财政投入"的方式，探索开展降水发电指数商业保险；当天气极度干旱、降雨量不足、发电量和收入低于预期时，通过保险赔付的方式弥补水电企业部分收入损失。
