“蜀道难，难于上青天。”李白曾经这样感叹出入四川之难。实际上，建设四川水电外送电力通道，同样不容易。
通道的建设需要提前规划，水电站工程顺利“上马”，相关通道建设却没有及时规划审批，这是四川水电外送能力不足的主要原因。据四川省发改委相关工作人员透露，目前我国电站建设与送出工程核准并不同步，按照国家基本建设程序，电网企业只有在电站核准后才能启动送出工程可研、核准及建设，导致电站送出工程投产进度严重滞后于电站建设。
庆幸的是，情况正在有所好转。记者从国网四川电力了解到，“十三五”期间四川省建设的首条川电外送通道——川渝电网500千伏第三通道项目目前正在紧张建设之中，该项目预计于今年6月底投运，投运后将新增川电外送能力200万千瓦，预计每年消纳水电70亿度。此外，雅中—江西±800千伏特高压直流输电工程的前期准备工作也在积极推进之中，项目建成后将成为四川凉山地区清洁能源送出的关键通道，增加电力外送能力1000万千瓦。
据了解，“十三五”期间，四川全省将有约4100万千瓦水电装机建成投产。预计到2020年，四川水电装机规模将达到1．16亿千瓦。在这样的背景下，有序推进四川电力外送通道建设，将成为应对四川“弃水”问题的重要举措。
水电突围
需要市场、机制、政策铺路
目前，我国清洁能源仍以就地消纳为主，缺乏清洁能源跨区跨省消纳的政策和市场机制。此外，四川水电的消纳不仅需要市场的激励，同时也需要国家在政策方面的引导。
外送通道规划建设合理，是否就意味着四川水电的消纳可以“高枕无忧”？
答案是否定的。陈国平曾经对我国清洁能源的消纳状况进行分析：“目前，我国清洁能源仍以就地消纳为主，缺乏清洁能源跨区跨省消纳的政策和市场机制。”
除了加快外送通道建设，有效的跨区跨省消纳政策和市场机制，对于解决弃水问题同样至关重要。
以四川水电外送为例，外省电网只有在发电量不够时，才会接纳四川富余的水电资源，再加上地方政府对于省内火电等资源的保护主义，以及水电本身的季节性差异，要想把清洁水电送到中东部负荷中心，难上加难。
“目前，中东部地区集中了全国三分之二以上的煤电，严重超出环境的承载能力，但出于多方面因素，一些中东部省份仍在积极争取新建燃煤机组，导致像四川这样的水电大省富余电力无处可去。”褚艳芳指出了四川水电消纳的又一个痛处，在她看来，要加快构建全国统一电力市场，建立有利于打破省间壁垒、促进清洁能源跨区跨省消纳的电价机制和清洁能源配额制度，下达各省清洁能源消费比重硬指标，加大考核力度，并通过全面推行碳排放交易等各项措施，才能为清洁能源跨区消纳创造有利的市场环境和条件。
国网四川电力也在这方面进行了积极尝试。去年5月12日，四川电力交易中心有限公司成立。就在这一年，四川省出现了来水偏早偏丰、弃水提前的特殊形势。为尽力消纳富余水电，四川电力交易中心紧急沟通北京电力交易中心和购电省市，组织水电企业参与北京交易平台的短期交易，在年度外送合约已达成19．23亿度的基础上，增加平水期外送电量4．9亿度，首次实现了四川电网在平水期向外省大规模送电。
记者了解到，国家电网公司今后将推动出台跨区跨省输电价格政策，打破清洁能源消纳外送过程中的省间壁垒，优化调度和交易方式，建立清洁能源消纳配额制，综合施策促进清洁能源消纳。
与此同时，也有业内人士认为四川水电的消纳不仅需要市场的激励，同时也需要国家在政策方面的引导。
在我国《可再生能源法》中，明确定义水电是可再生能源，然而国家2016年3月出台的《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》却没有把水电包括在其中，水电不能享受全额保障性收购的政策，成为了水电消纳外送过程中的政策性阻碍。对此，褚艳芳认为要形成大力消纳水电的政策导向，尽快把水电纳入可再生能源全额保障性收购范围，并享受电价补助政策，促进水电企业健康可持续发展。
此外，国家发改委在今年2月15日发布的《征求2017年重点水电跨省区消纳工作方案意见的函》，也被业内人士看作是国家政策引导水电消纳外送的良好开端。
“这是国家层面首次公开征求重点水电跨省区消纳的意见，以前西南弃水问题并不突出，这两三年问题逐渐凸显。国家层面干预可以把西南弃水控制在合理范围内。”中国水力发电工程学会副秘书长张博庭表示，“弃水涉及国家的能源结构调整问题，不是光靠市场就能解决的。”
