中国储能网讯：澜沧江干流中国境内全长约2160公里，天然落差约4580米，干流规划23个梯级，总装机容量3200万千瓦左右，年发电量约1460亿千瓦时。

截至目前，公司投产水电装机超过1700万千瓦，在建、筹建装机规模超过1300万千瓦，继续保持“运营一批、建设一批、储备一批”的可持续发展态势。作为澜沧江流域水电开发的主体，公司统筹实施流域开发和生态保护，实施全流域集中控制，实现防洪、供水和发电效益最大化，以及流域可持续发展。

公司加强与世界自然基金会、国际水电协会、湄委会等国际组织以及泰国、老挝、缅甸、越南等湄公河流域国家政府及相关组织的交流合作，致力于实现澜沧江-湄公河流域的全面可持续发展。同时积极走出去，建成缅甸瑞丽江一级水电站，在建柬埔寨桑河二级水电站，开展瑞丽江二级等项目前期工作。

我们在此呼吁，应从国家层面研究西南地区水电过剩的问题，解决弃水困局。2014年，云南弃水电量170亿千瓦时，如果考虑水库的调节能力，再加上中小水电的弃水电量，弃水电量还将增加100亿千瓦时左右。2015年，随着观音岩、梨园水电站的进一步投产，云南的弃水将更加严重，预计弃水电量将超过300亿千瓦时。此外，华能澜沧江公司2014年的弃水电量也达到了96亿千瓦时。

在此，我介绍一下澜沧江西藏段水电可持续开发研究。澜沧江西藏段干流规划8个梯级，共627.4万千瓦。藏区电站海拔高、气候条件恶劣、生态环境脆弱、交通不便、地质条件复杂、开发难度大、工程投资及运营成本高，电站经济性存在较大风险，水电可持续发展面临全新的课题及挑战。

澜沧江上游西藏境内电站自身禀赋差，开发难度大、成本高，上网电价水平平均在0.6元/千瓦时左右，无论是本地消纳还是外送中东部地区，均高于受端电网平均上网电价。

西藏本地消纳有限，主要电源需要外送，送电方向尚未确定，输电距离遥远，线路建设难度大，电力外送存在较大风险。

目前国家藏区水电开发政策不完善，且无相关配套政策措施扶持，藏区项目开发建设推进困难。澜沧江上游经济社会发展落后，又具有边疆少数民族区域的自身特点，当地政府政策外的诉求日益增多。

随着电力体制改革的深入推进，内地施行的 “市场倒推电价、竞价上网、模拟市场定价”等定价政策将对藏区项目的经济性产生更大压力。

鉴于西藏特殊的建设条件、政策环境及市场因素，可以按成本加成、市场倒推、绿色电价及竞价上网四种定价机制研究澜沧江西藏段水电外送上网电价定价机制。

第一，争取有利的金融与财税政策。 包括延长还贷年限、国家拨款、中央财政贴息、税费优惠、电价补贴政策、可再生能源电价附加补偿等。

第二，建立藏区水电开发基金。

第三，探索实施梯级统一电价机制和上网电价实行动态调整机制。

第四，应体现水电在受电区的环境效益价值。考虑基于受电区环境利益共享与风险共担机制的市场倒推法确定水电上网电价。

第五，打破电网区域限制，充分利用下游已有输送通道向东部发达地区送电。