云南后续水电开发成本不断攀升和受电市场对用电电价预期不断降低之间的矛盾已经成为“西电东送”战略实施的主要障碍，制约了云南可再生能源跨区域消纳。

水电为主的资源禀赋，决定了西南水电大省长期存在平水年与枯水年、汛期与枯期的矛盾，而省内外负荷发展与电能生产快速增长不匹配的矛盾也将在一定时期存在。据预测，2018年云南仍将面临500亿千瓦时以上的弃水压力，清洁能源消纳形势极为严峻。

根据国际能源署相关报告，未来中国能源结构将逐步转换到清洁发电，而我国资源分布同生产力发展格局严重不相匹配，加大“云电外送”已经成为稳定云南经济社会发展、改善云南电力行业经营和电力工业可持续发展的必然选择。与此同时，云南后续水电开发成本不断攀升和受电市场对用电电价预期不断降低之间的矛盾成为“西电东送”战略实施的主要障碍，已制约云南可再生能源跨区域消纳。

清洁能源获取合理收益仍存障碍

国际能源署2017年12月在昆明发布了《世界能源展望2017中国特别报告》。报告认为，中国经济发展和能源需求步入“新常态”，中国日益增长的能源需求正越来越多依赖可再生能源、天然气和电力，而煤炭需求有所回落。预计到2040年，煤炭在总发电量中所占的比重将从2016年的三分之二下降到40%以下。

中国能源结构将逐步转换到清洁发电的转换过程中，“西电东送”是下大气力解决“弃水”“弃电”问题的重要通道，更是解决发展不平衡不充分矛盾的重要措施。

云南作为“西电东送”战略的重要送出省份，外送份额约占全省的50%，在电力供大于求的形势下，尽管南方电网公司与相关省份已经大力支持“西电东送”，但云南清洁能源足额上网、获取合理收益仍然障碍较大。

一是“西电东送”目标市场单一，电力资源没有得到充分利用。云南省能源局表示，近年来，受经济下行、电力需求不振以及干流水电持续投产等因素影响，云南电力供大于求的矛盾突出。而作为“西电东送”大省，除向家坝电站送电上海外，其余电站送电方向均在南方电网区域，西电东送目标市场单一。

二是统一开放、竞争有序的电力市场尚未形成。业内人士介绍，由于体制机制制约，两网分割的局面难以突破，统一开放、竞争有序的“西电东送”市场格局尚未形成。目前“西电东送”区域的市场化程度有待进一步提高，在更大范围内优化配置云南水电资源较为困难。

三是受多方面因素影响，“西电东送”电价偏离水电资源价值。由于受端市场火电成本没有计入碳排放影响，云电送粤按照广东省火电标杆电价倒推形成的上网电价已经偏离其资源价值。

四是在外送通道方面，滇西北直流工程送电模式和电价机制有待明确。滇西北直流工程已具备250万千瓦的送电能力，预计2018年汛期双极投产，其配套电源工程亦将于2018年内集中投产。但目前工程送电模式和电价机制仍未明确，给通道经济效益和社会效益发挥带来不确定性。

推进清洁能源配置全国一盘棋

当前以云南为代表的西南水电富余问题，主要是水电装机投产集中规模过大和出力特性两方面原因导致。相关部门、企业和专家认为，积极发展水电是“十三五”时期我国优化能源供给结构、提升非化石能源消费比重的重要手段。针对多数水电资源远离我国负荷中心的现实，应继续坚持“西电东送”战略，统筹考虑，远近结合，全面推进供给侧改革，坚定不移地实施清洁能源配置“全国一盘棋”。

一是电源侧应优先消纳存量水电。相关人士建议，针对水电自身调节能力差客观决定了部分水电无法有效利用的客观现实，应优先开发龙头水库，改善水电调节特性。同时，结合云南龙头水电站、怒江水电、藏东南水电开发、新能源发展和南方五省区社会经济发展需求，统筹开展南方电网中长期能源电力流规划。

二是在负荷侧扩大需求，完善市场化交易。2017年云南电力行业增加值增长19.6%，成为工业经济增长第一拉动力。云南电网公司董事长薛武介绍，根据云南省水电铝材一体化、水电硅材加工一体化发展规划，至2020年水电铝材、水电硅材规模将分别达600万吨、130万吨，年用电量将分别达770亿、300亿千瓦时。

三是进一步完善更加科学合理的生态补偿机制。相关部门建议，根据云南绿色电力发电比例高的实际，期盼上级部门取消或降低云南的“可再生能源电价附加”，鼓励绿色电力消费。同时，尽快将碳排放权机制引入到西电东送价格中，以体现绿色电力对促进东部节能减排产生的价值，促进绿色电力发展。

四是拓展外送通道建设。落实在建及后续跨省跨区送电通道送受端政府送受电协议及价格问题，确保工程建成投产后及时发挥送电作用。

五是推进与周边国家电力联网项目建设。相关企业期盼，抓住“一带一路”建设等重大机遇，主动服务和融入国家发展战略，推进与周边国家电力互联互通，积极开拓电力国外市场。