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发挥大电网作用，充分消纳近年来最大规模水电
今年，我国各地水电来水在多个方面创近年来最高水平：一是汛期长，主要流域汛期从4月开始一直持续至今，较往年增加一个多月。二是来水量大，长江来水较去年偏丰39%，三峡经历了建库以来最大洪峰（71200立方米/秒）；黄河上游来水较常年偏丰60%，龙羊峡水电站遭遇近二十年来最大洪峰，水位达到建库以来同期最高水位。三是来水集中、同时性高，长江、黄河流域出现了十分少见的同时集中来水，四川、湖南、重庆、江西、青海等地区主要水电厂几乎全部满发。
受经济下行和天气因素叠加影响，我国各地用电需求增速明显放缓。1~9月，全社会用电量同比增长4.6%，增速同比下滑7.1个百分点。特别是来水较多的地区用电需求下降更为明显，去年缺电较为严重的四川、重庆、湖南、湖北等省全社会用电量增速均低于全国平均水平，水电消纳面临更大压力。
针对上述情况，国家电网公司迅速采取措施，充分发挥特高压大电网作用，实现了水电清洁能源的大范围优化配置和充分消纳。国家电网公司区域内1~9月统调水力发电4036亿千瓦时，同比增长30.6%。
四川水电外送创历史新高。迎峰度夏期间，四川跨区跨省外送水电首次突破1000万千瓦，达到1110万千瓦，是去年的1.5倍，占省内水电出力的比例超过60%。向上、锦苏特高压直流等四川外送断面全部满限额运行，外送水电中2/3以上通过特高压通道远距离输送到了华东、华北等地区。1~9月，四川外送水电229亿千瓦时，同比增长超过60%，全年预计外送291亿千瓦时，是去年的近两倍。
三峡电站首次实现全开满发。今年7月12日，三峡电站32台机组首次实现全开满发，并连续满发34天，最大上网电力达到2240万千瓦，月最大上网电量达到161亿千瓦时，均创历史新高。1~9月共完成三峡外送电量770亿千瓦时，同比增长29.6%。
黄河水电外送达到去年的10倍。国家电网公司积极组织黄河水电和西北火电“打捆”外送，西北跨区外送通道全部排满，达到511万千瓦。通过“电力天路”——青藏直流联网工程将黄河水电输送到西藏地区，既满足了西藏地区的电力需求，又促进了清洁能源的消纳。汛期，青海黄河水电外送达到42.5亿千瓦时，预计全年外送将超过50亿千瓦时，是去年的10倍。
上述三地，通过跨区跨省外送消纳水电电量达到1042亿千瓦时，相当于节约发电用标煤3541万吨，减少二氧化碳排放9207万吨，节能减排成效显著。
多措并举，确保水电资源充分利用
一是加快特高压等输电通道建设，提高水电跨区跨省外送能力。近年来，国家电网公司大力实施“一特四大”（特高压电网、大煤电、大水电、大核电、大型可再生能源发电基地）战略，加快建设以特高压为骨干网架、各级电网协调发展的坚强智能电网。去年年底，晋东南—南阳—荆门1000千伏特高压交流试验示范线路扩建工程正式投运，具备稳定输送500万千瓦电力的能力。继向上±800千伏直流输电工程投运之后，国家电网公司于今年提前实现第二条特高压直流输电工程——锦苏±800千伏直流工程双极低端送电，同时建成投运四川省内月锦、沐叙等500千伏输电线路。各级电网资源优化配置能力的提升，为实现水电资源的“西电东送”和“南电北送”提供了可靠保障。1~9月，通过特高压跨区通道远距离消纳四川、青海水电189亿千瓦时，同比增长188.4%。
二是强化大电网安全管理，确保水电资源可靠送出。受汛期水电大发影响，今年以来国家电网39个主要交直流输电通道持续重载，满载断面达24个，安全压力较大。国家电网公司全面梳理电网结构、运行控制、设备运维、并网管理等方面存在的安全隐患，从水电调度、应急处理等8个方面制定了186项具体措施，优化23项500千伏设备检修安排，制定25项事故处置预案。汛期，全部输电通道均实现了安全稳定运行，确保了水电资源的可靠送出。
三是积极组织跨区跨省输电，实现水电资源大范围配置。国家电网公司充分发挥特高压等跨区跨省输电通道作用，安排四川水电通过向上、锦苏特高压直流远距离输送到华东地区，首次通过±660千伏银东直流将青海黄河水电输送到山东等华北地区。优化电网运行安排，根据来水变化及时调整区域电网及重要省间断面运行方式，提前将特高压交流、德宝直流送电方向由“北电南送”反转为“南电北送”，将华中水电送往华北、西北等地区，特高压交流最大北送电力达到437万千瓦。加强与各级政府和发电企业的沟通协调，及时汇报、发布水电来水情况，合理安排火电开机方式，为水电消纳让出空间，确保水电资源“送得出、落得下”。
四是完善有关工作机制，为水电消纳提供有力支撑。国家电网公司强化电力电量平衡分析机制，加强对主要流域、主要水电站的来水预测，深入研究国家政策、宏观经济数据，做好日前来水天气跟踪分析，动态调整电力电量平衡预测结果，为水电消纳工作提供科学参考。完善国家电力市场交易计划会商机制，将确保水电充分消纳作为跨区跨省电力交易计划安排的重要目标，优先予以安排。组织华北、华中、西北三大区域电网互为调峰，共同应对大规模来水。健全交易执行调整和应急交易机制，根据各地平衡状况，组织短期电力交易47笔，在第一时间尽最大可能满足了水电外送需求。
加快发展特高压大电网，服务西南水电等清洁能源大规模开发与外送
我国水能资源居世界首位，目前剩余可开发水电资源主要集中在四川、云南和西藏等西南地区，约占全国的82%，预计2011~2030年将新增装机2.2亿千瓦。但西南水电基地所处地区经济欠发达，用电负荷相对较小，距离中东部负荷中心1000～3000千米，能源资源与需求重心“逆向分布”特征明显，必须加快建设特高压输电通道，将西南富集电能输送到市场需求空间大的东中部地区，通过大电网予以消纳和配置。
以四川为例，2011年水电装机3282万千瓦，占总装机的比重约69%。据悉，当前在建水电机组4145万千瓦，已获得“路条”项目5923万千瓦，预计2015年，四川省电源装机将达到9000万千瓦左右，其中水电装机接近7500万千瓦；预计最大负荷在4500万～4800万千瓦，丰水期电力盈余将达到2700万～3000万千瓦。为此，国家电网公司正大力加快西南水电基地特高压交、直流外送通道建设等有关工作，在已建成向上、锦苏特高压直流工程的基础上，2015年规划再建成溪洛渡—浙西特高压直流、雅安—皖南特高压交流外送通道，四川水电的外送能力将提高到3000万千瓦以上。目前，溪洛渡—浙西特高压直流工程已开工建设，预计2014年投产。雅安—皖南特高压交流工程正在开展前期工作，但仍未得到批复，预计难以在2015年年底前如期建成投运。由于近几年西南水电电源建设无序发展，电网与电源建设不协调，未来3年弃水现象将难以避免。
中长期来看，随着金沙江、雅砻江、大渡河等流域水电的加速开发，西南水电装机规模将进一步增大。预计2020年、2030年四川省内装机将达到1.3亿千瓦、1.7亿千瓦，其中水电装机约1.1亿千瓦、1.5亿千瓦。根据平衡分析，2020年、2030年四川丰水期电力盈余将达到4100万～5500万千瓦。为此，国家电网公司“十三五”规划建设乌东德—温州、白鹤滩—鄂东等特高压直流外送工程和甘孜—乐山—温州特高压交流通道，将西南水电外送能力进一步提高到6000万千瓦。
此外，四川能源结构以水能为主，煤炭等化石能源匮乏，并且四川来水周期性、季节性强，具有多年调节性能的水电站仅占21%，“丰余枯缺”的矛盾十分突出。去年枯水期四川省缺电力93万千瓦，预计2015年缺电力825万千瓦。实施疆电入川，形成水火联合运行格局，是保障四川平枯期电力供应，构建安全稳定、经济高效的能源供应体系的有效途径。远期，部分西藏水电可就近接入四川电网，作为接续电源，保障四川电力需求，实现水电外送通道的可持续利用。国家电网公司将积极配合有关部门开展相关研究和规划，促进疆电、藏电入川纳入国家能源发展战略。届时，随着特高压“三华”（华北、华中、华东）电网的建成，可保障四川等西南地区进行不同季节、不同时段的大规模电力“吞吐”，实现更大范围内的水火互济和丰枯调节。
与水能类似，我国风能、太阳能资源分布集中。其中，96%的内陆风能集中在华北、东北、西北等“三北”地区。这些清洁能源大部分也难以在本地消纳，必须通过加快发展特高压，融入大电网，才能实现有效消纳和利用。
今年对水电等清洁能源大范围消纳的成效，充分体现了大电网尤其是特高压等跨区跨省输电在我国能源资源优化配置中的重要作用和突出优势，再次印证了建设特高压电网对优化我国能源结构和提高能源利用效率的必要性和紧迫性。试想，如果没有近几年特高压交、直流等跨区跨省输电通道的加快建设，没有大电网作用的有效发挥，在同样的来水情况下，四川、青海的水电只能在省区内消纳，势必出现较大规模的弃水，造成国家能源资源的巨大浪费。未来西南水电等清洁能源基地发展更快，对大规模外送的需求更大，加快建设以特高压为骨干网架的大电网，是实现水电等清洁能源可靠消纳和优化配置的必由之路。
