2020年4月，多地先后提出预留白鹤滩水电站部分电力在当地“消化”的诉求，其中包括电力外送“重镇”四川和云南。据中国能源报2020年7月17日消息，国家能源局对此已做出回复，白鹤滩电站枯水期在云南、四川各留存100亿千瓦时电量，其余电量按原计划方案外送东部地区消纳。 

相关业内人士透露，虽然目前已确定枯期留电，但留存电量是计入市场化电量还是优先发电计划，以及结算关系等都还在谈判之中。 

西南能源主管部门的一位官员感叹，外界对电力外送的印象总是麻烦不断，当下颇有点“老革命”遇到新问题的意思。 

2020年7月14日，川渝两省市发展改革委、能源局在重庆签署《共同推动成渝地区双城经济圈能源一体化高质量发展合作协议》，从电力一体化等七方面开展合作，打造能源绿色高效利用示范区和清洁低碳能源生产基地，推动双城经济圈在西部形成重要增长极。 

2020年5月17日，中共中央、国务院发布《关于新时代推进西部大开发形成新格局的指导意见》，特别指出优化能源供需结构，一方面继续加大西电东送等跨省区重点输电通道建设，提升清洁电力输送能力，另一方面支持符合环保、能效等标准要求的高载能行业向西部清洁能源优势地区集中。 

产业西迁之下，电力就近消纳的声音此起彼伏，围绕西电东送大通道存续及其发展模式转变的讨论也逐渐浮出水面。而白鹤滩“争”电的新问题，正好是探索如何运用市场和政府“两只手”的试验场。 

“争”电白鹤滩 

2020年春节过后的2月18日，当全国还处在“一手抗疫，一手复工”的阶段时，中央纪委国家监委网站发布了一则题为“三峡集团：世界在建最大水电站施工不停步”的新闻。新闻透露，早在1月30日，白鹤滩电站的机电项目就已经复工。 

白鹤滩水电站是金沙江下游干流河段梯级开发的第二个梯级电站，也是“西电东送”的骨干电源之一，计划2021年5月下闸蓄水，2021年7月首批机组投产发电，建成后，将成为仅次于三峡的中国第二大水电站。 

计划未能展现的是，白鹤滩电站几经波折的落点问题。 

据长江三峡集团公司官网，2016年6月21日至23日，水电水利规划设计总院在北京主持召开会议，审查并通过了《金沙江白鹤滩水电站可行性研究报告》(枢纽部分)。会议认为，报告达到了可行性研究阶段勘测设计工作内容和深度的要求，基本同意该报告。 

通稿还透露，白鹤滩水电站发电效益及综合效益巨大，是具有全局性、基础性、战略性的重大清洁能源项目。电站建成后目标送电方向包括华东电网、华中地区湖北、河南、湖南、江西四省电网和南方电网，并兼顾当地电网的用电需求，将在实现全国范围内能源资源优化配置方面发挥重要作用。 

时任国家能源局华中监管局局长、党组书记罗毅芳曾在2015年撰文表示，白鹤滩电站调节性能优异，全年电力电量均匀，与华中受端省份电力市场空间及用电需求曲线契合，对华中受端省份火电装机可实现百分之百替代，送入电力电量可得到充分利用。建议“十三五”至“十四五”期间四川水电在满足自身负荷需求的前提下，优先就近送重庆，然后应重点考虑华中东部四省的市场需求。 

2018年初，就雅砻江中游水电外送线路暨雅中-江西±800千伏特高压直流输电工程是否该落点江西一事，江西省发改委曾明确，2013年国家开展白鹤滩电站输电规划工作时，就初步确定白鹤滩水电送华中地区消纳。 

根据江西省能源局当时的数据，在全国电力需求低迷的情况下，2015年江西省全社会用电增速同比增长6.75%，增幅位列全国第三(注:新疆自治区统计口径不一致，排序时暂未考虑)，2014年江西的全社会用电量同比增幅达到7.5%，其中工业用电增长8.5%。 

当时，江西省发改委按照国家要求，组织开展了区外电力专题研究工作。结论是，在可能引入江西的区外电力中，白鹤滩直流的送电规模、时序、特性与江西的需求最为契合，应作为江西接受区外电力的首选。 

但白鹤滩的最终“归宿”并非江西，甚至也非华中地区。 

2018年9月3日，国家能源局印发《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》（国能发电力[2018]70号）（下称《通知》）指出，加快推进青海至河南特高压直流、白鹤滩至江苏、白鹤滩至浙江特高压直流等9项重点输变电工程建设，合计输电能力5700万千瓦。 

根据《通知》所附工程列表，白鹤滩至江苏、浙江直流工程分别为1条±800千伏直流工程，满足江苏、浙江不断增长的用电需求，预计核准开工时间为2019年。 

有业内人士指出，大型电站的外送往往需要从技术、经济、政治等多层面综合考虑送受端省区配套线路、其他电站推进情况等，做出最终决策。“对发电企业来说，送到东部省份，无论是电量还是电价，相对都是最有保障的。” 

而工程进展并没有如《通知》中列出的那样顺利。2020年3月初，四川与重庆联合上书国家能源局，提出希望将白鹤滩水电站部分电力留在川渝的诉求。3月10日，四川省能源局拟写了一份《关于四川省水电外送方式有关情况的汇报》（下称《汇报》）提交国家能源局，提出“为适应成渝地区双城经济圈建设国家战略发展需要以及推进川渝电网一体化发展的实际，根据电力优先在区域内平衡、减少跨区域大规模长距离输电的原则以及白鹤滩核准文件规定，请求协调支持白鹤滩水电站在川渝电网消纳”。 

《汇报》中双城经济圈的提法来自2020年1月3日召开的中央财经委员会第六次会议。会议提出，要推动成渝地区双城经济圈建设，在西部形成高质量发展的重要增长极。会后不到一周时间，四川省发改委副主任、省能源局局长梁武湖就主持专题会议，研究电网发展适应成渝地区双城经济圈建设有关部署。 

专题会议认为，中长期来讲，成渝地区作为西南电网负荷中心，具备消纳四川水电的市场空间和能力，应当在优先满足自用的基础上优化电力流向，从四川电网物理接线和机制管理两方面落实省委省政府“网对网”外送方式的明确要求。 

而这种外送方式并未被各方接受。相关媒体报道，早在四川致函国家能源局之前，白鹤滩电站的开发主体三峡集团与四川省就已为此进行了多轮谈判，三峡坚持“点对网”外送方式，双方僵持。 

据了解，川电特高压直流均采用“点对网”交易，发电企业与受端电网签订协议。四川作为送端电网，为外送电增加了电网投资并提供了服务，却因为“点对网”交易方式无法获得相应回报，还变相推高了四川全省输配电价。 

一位资深业内人士解释，国调水电采取“点对网”方式送电，送电量纳入华东区域的电力电量平衡规划，相当于在四川为华东区域建设了电站，替代当地的燃煤机组，此种方式可以保障华东各省市长期、稳定的电力供应。而省内水电规划的主要目的是保障四川省内的电力电量平衡，仅在汛期有富裕电量时外送消纳，进行临时性的电量交易。如果四川省内用电量保持高速增长，省内水电势必优先满足省内的用电需求，外送电量具有较大的不确定性。 

“‘点对网’方式下，发电企业与受端电网签订协议之后，送电规模和效益都有保证。”中国水力发电工程学会副秘书长张博庭在接受eo采访时解释说：“但如果是‘网对网’的话，发电企业只送电给当地电网，当地平衡完之后才能知道能否外送，外送多少，要受到送出地电网消纳能力的影响。” 

中国社科院财经战略研究院副研究员冯永晟指出，“点对网”的方式电量有保障，但这种保障是以其享受“隐性补贴”为条件的，对区域协调而言，应当考虑这是否是最经济、最合理的方式。 

实际上，即便是“点对网”模式，枯水期送电省份依然能够留电，留存电量也会与当地电网签约，丰水期则外送，与受端电网公司签约、结算。 

一位发电企业人士告诉eo，除了电量以外，结算关系是争论的核心。“部分西部省区政府追求低电价，通过挤压电力企业收益来吸引高载能企业投资。即便是在市场化改革大潮下，电价仍然难以摆脱宏观调控工具的属性。” 

多位业内人士指出，一旦国内化石能源利用受限，能源供给就会趋紧，低价难以长久维持。“在支持产业发展的前提下，也应该珍惜能源，特别是价格应该反映能源生产成本。”张博庭说。 

弃水阴影 

“十三五”初期达到高峰的西南水电消纳压力或许能解释发电企业坚持“点对网”模式的动因。 

2017年3月，中国电力企业联合会召开2017年经济形势与电力发展分析预测会时披露，2016年全国“弃水、弃风、弃光”电量近1100亿千瓦时，超过当年三峡电站发电量约170亿千瓦时。 

这一年也是四川水电消纳形势近二十年来最为紧迫的一年。当年2月25日，国家电网四川省电力公司针对日益突出的水电“弃水”现象，专门组织召开会议。时任国网四川省电力公司副总经理陈云辉表示，“弃水”是四川在打造国家清洁能源基地发展过程中，出现的发电产能阶段性过剩问题，仅通过电价调整难以有效解决。 

按照《四川省“十二五”能源发展规划》，2015年四川省用电量将达到2800亿千瓦时，“十二五”年均增速约为12.6%；电力装机容量达到9000万千瓦，其中水电装机7000万千瓦，同时要求有调节能力的水电站占水电装机容量的比重提高至60%。 

而实际情况是，2015年四川电力装机达到8672.8万千瓦，水电6939万千瓦，与规划水平相差不多。但2015年四川省全社会用电量仅为2013亿千瓦时，比预期少近800亿千瓦时，“十二五”期间年均增速仅为5.4%，远低于规划12.6%的水平。2014年，四川省用电量增速为3.4%，而装机增速达到14.8%，水电装机增速接近20%；2015年，四川省用电量增速为-1.1%，而装机增速达到10.1%，水电装机增速达到10.3%。 

国网四川省电力公司此前对外披露的数据显示，2012-2016年，四川电网水电“弃水”电量分别为76亿、26亿、97亿、102亿和142亿千瓦时。 

彼时，有业内人士指出，四川国调水电利用小时高于省调水电，弃水比例低于省调水电，调度不公平、国调水电挤占了省调水电的外送通道。 

2017年汛期，国调水电压减发电计划为四川省内水电腾出外送空间，全年弃水电量接近100亿千瓦时，超过2016年弃水电量的2倍。 

早年有业内人士分析，强压国调机组，不过是在转移矛盾，弃水总量不会减少，问题也无法真正解决。 

四川省“十二五”规划中对用电量的预测过于乐观，年均增速预期12.6%，实际仅为5.4%。同时，在2014和2015年用电量增速已大幅下跌甚至出现负增长的情况下，装机依然保持超10%的增长速度，省内水电仍然按照原先进度进行建设，而没有结合用电量增速及时调整电站建设和投产进度，才是导致省内水电消纳困境的主要原因。 

2017年10月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于促进西南地区水电消纳的通知》（下称《通知》）指出，力争在“十三五”后期不新增弃水问题。 

具体举措包括加快规划内的水电送出通道建设，积极协调推进白鹤滩水电站和金沙江上游水电外送通道建设工作，争取“十三五”期间新增四川送电能力2000万千瓦以上。此外还提出，加强水火互济的输电通道规划和建设，推进龙头水库建设等。 

在2017年的电力预测分析会上，中电联常务副理事长杨昆认为，近年来我国新能源消纳问题始终没有得到有效解决，造成清洁能源投资的极大浪费。清洁能源大规模开发的送出和消纳问题，仍将是今后一个时期需要高度重视、着力解决的突出问题。 

他指出，为实现我国碳排放对外承诺目标，未来较长时期内，清洁能源仍然需要保持较快增长。我国80%以上的风能、太阳能分布在西部和北部地区，85%以上的待开发水能资源分布在西南地区，当地用电负荷有限，需要跨区跨省消纳。 

对于当前西部地区对电力的需求，一位能源主管部门官员指出，目前“保证不弃水”依然是前提条件。但有业内人士在接受eo采访时认为，多方争抢白鹤滩电力资源或是转折的征兆。 

缺电风险 

重庆是眼下对电力资源有着急迫需求的代表地区之一。 

2019年，其全社会用电量为1160亿千瓦时，从直辖到2019年，年均增速10%，超过了过去四个五年规划的预期值。电力规划设计总院“重庆电力保障2035行动方案研究”显示，分别按照6.0%、3.5%和3.5%的增速，预测未来三个五年的用电需求，到2035年，重庆将新增电力需求2500万千瓦左右。 

在西部所有省市当中，重庆是唯一的能源净输入地（天然气除外），其中四分之一的电能需要依赖外来，主要来自四川水电。历史数据显示，四川送渝电量从1997年的22.7亿千瓦时，增加到2019年195亿千瓦时，占全市用电量六分之一、全市外购电七成。而重庆境内已没有能源资源支撑大中型电源开发，未来新增电力需求将必须主要依靠外来输入。 

2018年重庆提出新增川电入渝和疆电入渝的“外电入渝”战略。当年9月，国家能源局副局长刘宝华曾赴渝调研重庆中长期电力保障，表示支持“川电加量、电网加强”。同月，川渝两省市政府有关领导在成都达成了“川渝电网加强、川电送渝加量”的共识。 

知情人士透露，“十三五”期间川渝第三条通道建成，加之“十二五”的“报复性”火电建设，以及经济发展形势转换，重庆电力保障的当期矛盾得到缓和。但也在这个时期，四川水电规划了雅中、白鹤滩、金上四个外送通道，而重庆既不是送端、又成为不了受端，只是配合外送通道建设的旁观者。 

电规总院的预测数据显示，2021年重庆电力缺口将达500万千瓦，2025年1100万千瓦，并将持续增加到2035年的 2500万千瓦。 

有观点认为，可以通过优化川渝电网运行方式来增加重庆消纳四川水电的能力。“目前能够做到的就是投资近亿元的SVG电网改造工程，提升输电能力50万千瓦，年新增川电入渝8亿千瓦时，依然是杯水车薪。”上述知情人士指出。也有观点认为疆电入渝可以一举解决重庆电力缺口，但疆电入渝最快也要到2024年前后，在此之前的电力缺口如何解决，尚未引起足够的关注。 

四川方面也显露出缺电的苗头，特别是枯期供给压力突出。根据四川省电力交易中心早前向市场主体发布的《2018年全年四川电力生产及市场运营信息披露报告》，2018年四川全社会用电量2459.49亿千瓦时，同比增长11.53%，增速较同期回升6.58个百分点，整体快速上行。2020年初，四川电网迎峰度冬新闻通气会披露，2019年四川省全社会用电量为2636亿千瓦时，同比增长7.2%，远高于全国4.5%的增速。 

在2018年的四川电力市场运营分析报告中，仍然在提推动外送第四回特高压直流输电工程尽快建成，切实解决四川水电弃水问题；而到了2019年，报告特别指出，随着省内用电市场的持续增长，四川省内供需“丰余枯缺”特征更加明显，为维持枯期省内供需平衡，保持省内火电合理开机，迫切需要进一步扩大外购电规模。目前，四川枯期仅能通过德宝直流向西北电网购电，但受西北各省外送意愿等因素影响，进一步扩大外购电规模面临困难。 

按照目前的测算，虽然当前四川电力盈余，但预计到 2025年也将出现约500万千瓦缺口，2035年将进一步扩大到2000万千瓦。 

“‘十四五’期间四川水电开发的3300万千瓦，一旦通过规划的外送能力3200千瓦的四条特高压直流外送后，成渝双城经济圈什么电也留不下。‘十四五’以后，四川水电能够开发的容量仅存2000万千瓦左右，无论开发进度多快，既不足以解决需求缺口，也赶不上时间窗口。”前述知情人士说：“电力一旦送出，渝鄂库区无论怎样要求增加三峡电量，已经固化的计划分配要做根本性调整是极其艰难的。” 

西电东送初任务 

还有一种观点认为，川渝两地缺电是中远期问题，当水电站分批逐渐投产发电后，外送是当下迫在眉睫的事，如果留下来近期川渝两地“吃”不下，会造成新的弃水。 

“不能为了解决短期问题，就回避长期问题，也不能以长期问题，就忽视短期问题。”前述西南能源主管部门官员说。 

西部地区电力送出省区希望留电，这在制定西电东送国家战略的初期还并不是影响决策的因素。彼时更为急迫的是东部经济迅速发展导致的用电紧张和西部经济发展困难。 

国务院原副总理曾培炎在《西部大开发决策回顾》一书中提到，1988年，邓小平同志提出“两个大局”的战略构想。一个大局是：“沿海地区要加快对外开放，使这个拥有两亿人口的广大地带较快地先发展起来，从而带动内地更好地发展，这是一个事关大局的问题，内地要顾全这个大局。”另一个大局是：“发展到一定的时候，又要求沿海拿出更多力量来帮助内地发展，这也是个大局。那时沿海也要服从这个大局。” 

国家发改委原副主任张国宝曾回忆，改革开放之后，原本经济总量只有辽宁省80%的广东，一举超过东北三省的经济总量，一时间用电“告急”，拉闸限电成了家常便饭。 

2000年8月初，在北戴河会议上，时任国务院总理朱镕基建议在贵州、云南建设1000万千瓦发电机组，以水电为主，送往广东省。 

据张国宝回忆，会上，究竟是在广东省建设1000万千瓦发电机组好，还是从贵州、云南向广东输送1000万千瓦电力好，有了一个小的争论。朱镕基当时站起来说：“如果不能完成向广东送电1000万千瓦的任务，我总理辞职。”然后对与会的时任国家计委主任曾培炎说：“你这个国家计委主任也辞职。” 

曾培炎后来在书中写道，大规模、长距离的北煤南运、北油南运、西气东输、西电东送，在相当长的时期内是中国能源流向的显著特征和能源运输的基本格局。开发西部地区能源资源，是将资源优势转化为经济优势的重要途径，不仅可以为西部发展提供动力和产业基础，也有利于保障国家安全。 

西电东送与青藏铁路、西气东输一起，是西部大开发重大基础建设项目的三大标志性工程，包括北、中、南三条通道，北部通道将黄河上中游水电和山西、内蒙古坑口火电厂的电能送往京津唐地区；中部通道将三峡和金沙江干支流水电送往华东地区；南部通道将贵州乌江、云南澜沧江和广西、云南、贵州交界处的南盘江、北盘江、红水河的水电以及云南、贵州两省坑口火电厂的电能开发出来输送到广东。 

二十年之后，西部大开发有了新的指引。2019年的《政府工作报告》中提出，推进西部开发，制定西部开发开放新的政策措施，西部地区企业所得税优惠等政策到期后继续执行。2019年3月19日，中央全面深化改革委员会第七次会议召开，会议审议通过了2020年5月17日国务院发布的《关于新时代推进西部大开发形成新格局的指导意见》（以下简称《指导意见》）。 

《指导意见》明确，支持符合环保、能效等标准要求的高载能行业向西部清洁能源优势地区集中。发展高水平开放型经济，在西部地区打造若干产业转移示范区。 

相关媒体报道，2019年6月，四川省政府和中国科学院在成都签署协议，提出四川拟与中科曙光共建成都超算中心。2020年1月11日，在重庆市第五届人民代表大会第三次会议上，时任重庆市人民政府市长唐良智在政府工作报告中提到，推动汽车、生物医药、材料、能源等支柱产业迭代升级；壮大“芯屏器核网”全产业链；建设“云联数算用”要素集群。 

根据2020年四川迎峰度冬新闻通气会披露的信息，从行业来看，电子信息产业用电量增长强劲，首次进入全省前五强行列，排在前面的分别是钢铁、水泥、电解铝、化工，前五强用电量占全省电力消费总量约三成，同比增长9.51%，增速较全社会用电量高2.34个百分点。 

从产业类型看，第一产业用电量13亿千瓦时，同比增长17.8%；第二产业用电量1677亿千瓦时，同比增长7.4%；第三产业用电量462亿千瓦时，同比增长9.9%；城乡居民生活用电量484亿千瓦时，同比增长3.7%。 

推动成渝地区双城经济圈建设的决策被两地认为是破局川电外送政策的最佳契机。当地有官员指出，水电开发和外送的政策处在了外部条件变化的临界点，亟待重新审视送与留的问题。 

“川西的电能应通过经济高效安全的方式优先输送到成都和重庆负荷中心，然后再考虑外送。而不是继续因循过去制定的规划坚持外送，这不是短期内弃水、送受端电源替代率等技术细节可以左右的。”上述官员直言。 

留还是送？ 

如果西电留存，对其他省区来说意味着什么？ 

罗毅芳在前述文章中指出，受四川与重庆两地电源和负荷分布不均衡影响，川渝断面南北通道潮流不均衡问题严重，洪板线热稳制约川渝断面送电能力，使川渝联络线实际输电能力下降。尽管2014年实施了洪板双回线增容改造工作，但是目前川渝联络线实际输电能力仍受多种因素制约。 

而川渝通道是重庆及华中东四省吸纳四川水电的唯一通道。川渝断面输送能力受限，又使得渝鄂断面闲置，输送能力无法充分发挥。受输电通道的瓶颈制约，重庆及华中东四省吸纳四川水电极其有限。 

一位长期从事电力分析的人士指出，四川和重庆的互动必须依靠省间联络线实现，如果送受电量和方式改变，必然会影响四川送华中其他省区，包括湖北、湖南等的份额。 

而对于东部沿海受端省区来说，则是更为复杂的挑战。 

张国宝曾回忆，西电东送刚刚启动时，就有专家担心今后送电端经济发展了，便无电可输或少输。 

西部留电意味着外送电量减少，而近年来东部省区承受的“控煤”压力渐增，能源前景也不明朗。 

以川电的受端省份之一江苏为例，其全社会用电量和最高负荷2018年以来不断刷新纪录，煤炭消费量也“蹭蹭”上升，为了解决清洁供应问题，“敞开胸怀”从甘肃、四川等地引入电力。eo曾报道，2018年，江苏与甘肃、四川就通过发电合同转让交易实现了清洁能源置换；同时大力发展新能源和分布式，并推进需求响应，以应对系统峰谷变化。 

但有长期从事能源规划研究的业内人士指出，分布式能源能量密度太小，难以支撑起大规模的工业负荷。而高昂的本地能源转型成本又是另一个“紧箍咒”。 

处于西电东送南线受端的广东，在2020年地方政府工作报告中明确要加快能源结构、产业结构优化调整，抓好近海风电场开发建设。截至目前，广东核准海上风电项目约3200万千瓦，预计“十四五”期间新增规模将超过1000万千瓦。 

2020年1月20日，财政部、国家发改委、国家能源局三部委联合发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号），新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。 

这意味着，沿海省区在2021年后的海上风电产业或将不再拥有0.85元/千瓦时的高水平电价待遇。地方层面是否有意继续支持海上风电产业发展，为其提供新的补贴？部分投资者预计，2022年以后，“热闹”的海上风电产业或许会进入冷静期。 

多位业内人士分析，用海上风电、气电等“置换”煤电、“填补”西电，即便短期内可以实现终端电价不涨，长期来看，生产成本的上涨也会慢慢显露。而在市场化背景下，高价机组大都留在市场“门外”，也将对电网的兜底能力带来巨大挑战。 

“东部追求自给自足，不可能是最经济的发展方式。如果有东部省份发现自给自足更划算，原因不是它算对了账，而是他算账的前提就错了。”冯永晟直言。 

他分析认为，产业西迁需要西部省区强化内部网架结构，但除非达到一定规模，否则西迁对西电东送的短期直接影响不会太大，长期影响会逐步显现，程度有所差异，西南和西北也会有所不同。 

西部无电可输或者少输并非东部目前担心的唯一问题。一到汛期，如果来水丰厚，西南大水电的弃水压力仍然存在。据eo了解，2020年6月，受端省份相关电厂收到弃水预警通知，6月以来，云南澜沧江、金沙江流域来水大幅增加，同比超过5成；受到汛期影响，贵州水电发电量创新高，6月以来，贵州电网公司安排火电机组停机1200万千瓦以上，为水电消纳腾出空间。 

受到疫情影响，一季度低迷的负荷需求之下，东部自有电厂的利用小时数纷纷创下近年来新低，二季度末期负荷一回弹就遭遇弃水预警，预计三季度“收成”也不甚乐观。 

“围绕西部电力外送减少本身来看恐怕不是一个合理的视角。”冯永晟指出：“电改背景下，省内或跨省送电的方式都在变化，这就不可避免地涉及到省内与跨省的合理配置问题，从这个视角看，减少未必不好；但如果持续过剩，东部也有空间消纳，减少就没有必要。更重要的是破除跨省区的交易的体制机制障碍。” 

他认为，由政府来决定减少，不是合理的选择，弃电、窝电仍然会周期性出现。外送问题涉及到一个省内电源总盘子的重新配置，计划安排是否合理，哪些电源适合外送等等。“现在推全国统一市场，既然是‘市场’，减少国家计划和政府间协议，就应是一个基本方向。地方利益难以协调的时候，找市场才是最好的办法。” 

今年7月1日，国家发改委、国家能源局印发修订后的《电力中长期交易基本规则》（下称“基本规则”）提出，推动优先发电参与市场，不断提高跨区跨省优先发电中“保量竞价”的比例。 

广州电力交易中心消息，近日首批机组正式投产发电的金沙江乌东德水电站，2020年电站商运电量全电量参与跨省区市场化交易，2021年及以后，推动按“协议+市场”的模式，前者“保量保价”与“保量竞价”结合，并逐步提高“保量竞价”比例，后者通过市场化交易机制组织，根据供需和来水情况开展，不限规模。 

在近日举办的“中国电力市场年会2020”上，中国人民大学应用经济学院院长郑新业指出，由企业与用户直接参与到跨省区电力交易决策中，将比政府与政府签协议效率更高。 

也有业内人士指出，发挥市场配资资源的决定性作用，并不是政府绝对不介入，放手让市场自行其是。对电力市场而言，发挥市场配资资源的决定性作用，更多是在发挥其发现价格信号的作用，在投资决策层面让企业自主决策减少政府干预等等。但即使搞电力市场，电力领域也不是充分竞争的市场，首先输电通道资源就是有限的，如果单纯强调发挥市场作用，电力资源被市场的力量吸走，那么很可能会出现价高者得，西部地区只能始终处于弱势地位。 

“现在正处于一个调整期，国家层面的整体改革安排非常关键。”