截至今年9月底，四川电网调峰弃水电量已达117.6亿千瓦时，同比增长52.82%，亟待新增外送通道促进四川水电消纳。

据了解，国网四川电力为落实国家“西电东送”能源战略部署，积极助力四川清洁能源基地建设，先后建成±800千伏向家坝-上海、锦屏-苏南、溪洛渡-浙西等3回特高压直流输电工程，与±500千伏德宝直流、四川至重庆4回500千伏交流线路，共同形成了四川电网“四交四直”外送格局。

虽然目前已较好地适应了水电大规模集中投产送出的需要，但水电消纳形势不容乐观。国网四川电力提供的数据表明，截至今年9月底，四川全口径装机容量已达8928.66万千瓦，同比增长6.42%。而1至9月四川全社会用电量为1561.02亿千瓦时，同比增长4.35%。

经济参考报从国网四川电力获悉，造成四川水电消纳形势不乐观的主要原因在于：

水电集中投产与四川省内用电需求增长不匹配。“十二五”四川水电投产3976万千瓦，年均增长18.6%，相当于每两年多投产一座三峡电站。受宏观经济和产业结构低端化、同质化带来的产能过剩等因素影响，四川省全社会用电量增速呈逐年下降趋势，2011年至2014年分别增长13.07%、4.53%、6.46%、3.81%，特别是2015年同比增长-1.1%。

水电发电特性与用电负荷特性不匹配。电力发电与电网用电负荷是即用即发、实时对应的，且无法大规模存储。从电力供给侧看，由于四川水电调节能力弱，发电特性近似“直线”。从电力需求侧看，每天高峰和低谷用电负荷变化很大，最大相差约1300万千瓦，占最高用电负荷的35%，且主要为夜间无法启动的一般工商业、居民生活用电，因此用电负荷呈波动“曲线”。由于发电“直线”特性与用电“曲线”特性不匹配，造成天然的技术性弃水。这在电力行业被称为“调峰弃水”，是电力生产过程中的正常现象。

水电大范围配置消纳需求与四川省外接纳意愿减弱不匹配。目前，四川省内最高用电负荷、平均用电负荷仅为全省发电装机的43%和35.5%，仅依靠目前省内电力市场无法消纳现有发电能力，必须在全国甚至更大范围内寻求市场。但随着经济环境和供需形势的变化，特别是今年1月全国火电调价后，原本上网电价偏高的四川水电更加缺少价格优势。加之四川水电季节性特征明显，省外市场接纳意愿逐渐减弱。

此外，外送通道建设与水电发展不匹配。“十二五”期间，国家电网公司为四川水电基地配套规划了两交、两直特高压送出线路，即锦苏、宾金特高压直流和雅武双回特高压交流线路。锦苏、宾金两回特高压直流线路目前均已竣工投产，满功率运行。但原计划2012年建成投产、主要用于四川省内季节性富余水电外送的雅武双回特高压交流工程至今未得到核准。

近年来国家电网、国网四川电力在消纳富余水电问题上采取了多项措施，且取得了比较明显的成效。目前，一条既可以提高四川电网外送能力，同时又可满足重庆供电需求的川渝电网500千伏第三通道工程日前正式开工。

业内人士认为，川渝电网500千伏第三通道工程的开工建设，将有利于促进四川清洁能源在更大范围内优化配置，一定程度上缓解四川弃水压力。

四川电力交易中心相关负责人告诉记者，下一步国网四川电力在消纳富余水电方面拟采取以下措施。

充分利用直购电、留存电等政策，最大可能降低工业企业用电成本。首先是加大直购电实施力度。落实四川省政府2016年直购电方案，将用户扩展到600家，电量扩大到300亿千瓦时，基本实现四川省规模以上的骨干工业企业全覆盖。其次是用好留存电量，精准扶持相关行业。对2016年用电量超过2014年和2015年同期月平均基数50万千瓦时以上的工业企业，其增加的用电量全部纳入富余电量消纳，降低企业用电成本。此外，降低客户用电投资成本。按照“电网尽可能靠近用电客户”的原则，对新装用电客户，由国网四川电力出资将供配电设施延伸至客户“家门口”，畅通供电服务“最后一公里”。

加大电能替代力度，最大程度用好清洁能源。首先是实施电能替代促进清洁能源消纳，在新建城市综合体、商场、公共场所等推广电蓄冷、电锅炉等清洁能源替代工程，加快充换电站、充电桩建设，打造智能充换电网络。年内国网四川电力所属充电桩将增加至1350个，充电站增至44个。其次是通过燃煤自备电厂停发消纳富余水电，预计2016年消纳富余水电30亿千瓦时。