这个甜蜜的负担来源于水电外送通道的缺失，来自四川能源局的数据显示，到“十三五”末，四川可能要面临1100亿千瓦时的富余电力和外输问题。这一数据甚至超过一些西部省份全年的用电量。
在新一轮电改方案即将出台前夕，四川省官产学各界人士坐在了一起，希望正在编制的“十三五”规划，能将四川的水电外送提到国家统一规划的层面。
送不出去的电
送不出去的电让四川省能源主管部门的官员很惆怅。
“就算采取了一系列措施，但是今年还有约97亿千瓦时的富余电量。”四川省能源局副局长张绍军对本报记者表示。
近年来，四川电网调峰弃水量不断增加。今年，西南地区汛期时间较长，使得该省水电发电量进一步增加。前11月，四川发电总量达到2918亿千瓦时，水电发电量为2400亿千瓦时。但是，随着经济增速的放缓以及本身高耗能企业的缺失，四川就地消费的电量增速却在下降。前11月，省全社会用电量约1839亿千瓦时，同比增长仅3%。
2013年的数据显示，四川省人均用电量仅为全国的五分之三，明显要低于东南沿海省市。这也在一定程度上代表了四川电力消费的现状。
这一矛盾并没有缓解的迹象。四川省能源协会副会长马光文分析，明年该省全社会用电量预计同比增长约5%，第一产业用电量甚至将出现下滑。但与此同时，到2015年底，四川全省水电装机容量最高将达到7000万千瓦，占全省总装机近八成。水电可发电量约为1482亿千瓦时，丰水期富余电量将达到156亿千瓦时。
外送成为这一清洁能源消纳的重要方式。川电外送目前主要是依靠三大特高压直流工程，即向家坝—上海±800千伏特高压直流工程(复奉线)，锦屏—苏南±800千伏特高压直流工程(锦苏线)，溪洛渡左岸—浙江金华±800千伏特高压直流输电工程(宾金线)。今年截至11月中旬，三大特高压直流工程外送电量达859亿千瓦时，汛期时则承担了80%的该省水电外送任务。
按照国网公司的规划，电网要与国家“十三五”能源规划的有效衔接，到2020年，形成西南、西北、东北三送端和“三华”一受端的四个同步电网格局。
但四川的水电窝电困境现在仍然是远水无法救的近火。张绍军指出，因此前没有整体的规划，四川作为西电东送的主要输出地，现在怎么送、往哪里送都存在问题。
“‘十三五’期间，若我省未新增外送通道，电力消纳形势没有明显改观，弃水电量将超过200亿千瓦时。”马光文说道。
水电大省的焦虑
在今年出台的《能源发展战略行动计划（2014~2020年）》中，政策层对水电开发的措辞用的是“积极开发”，提出在做好生态环境保护和移民安置的前提下，以西南地区金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江等河流为重点，积极有序地推进大型水电基地建设。
在我国十三大水电基地中，金沙江、雅砻江和大渡河水电基地都主要位于四川，资料显示，“三江”流域集中了四川省78%的可开发水能资源，也是四川水电站建设的重点。
今年以来，四川境内多个水电站项目先后获得国家或省发改委的核准。今年9月，国家发改委对雅砻江两河口水电站项目核准进行了批复。近日，国投电力发布公告称，公司全资子公司国投电力有限公司拟与四川川投能源股份有限公司共同投资雅砻江流域水电开发有限公司两河口水电站，总投资约665亿元。此外，据国电大渡河流域水电开发有限公司总经理涂扬举透露，大渡河双江口水电站项目也有望在春节前得到核准。
巨额的投资需要尽量进行市场落地。原国家电力部规划司司长王信茂建议，涪江、岷江、嘉陵江流域的电站，规模较小，分布较分散，应以就地消纳为主。雅砻江中游、大渡河电站，规模适中，距离负荷中心比较近，以满足四川自用为主，富余电力再送往华东、华中等地区消纳。金沙江下游电站容量大，位置集中，远离四川负荷，是外送的优质电源。对于开发较晚的藏东南水电来说，在满足川渝自身用电的基础上，富余的电力可以成为西电东送的接续电源。
除了加快四川主网和外送通道的建设，王信茂建议，要将四川水电开发和配置纳入全国资源优化配置的大格局之中，在经济发展减缓、用电需求减缓的情况下，政策要为四川水电东送留出市场空间。对于发电企业来说，要控制工程造价，提高川电的竞争能力。
此外，电价也是影响川电东送的重要因素。四川一家大型水电站内部人士向记者表示，该公司是按0.32元的水平和国网统一结算，国家电网再加上中间的输电费用，大致送到华东的落地电价是0.45元左右。
根据我国的水电定价机制，跨省送电按照落地电价倒推，省内消纳电量实行标杆电价的方式来执行。今年8月，国家发改委发布消息，将全国燃煤发电企业标杆上网电价平均每千瓦时降低0.93分钱。以江苏为例，调整后的标杆上网电价为0.43元/千瓦时。
此外，对于受端来说，还有电能质量问题的顾虑。一位水电行业资深技术人员对记者表示，川电外送华东是一条直线，没有根据当地的负荷需求进行上下波动，有可能对受端电网造成一定的影响。
目前，四川不少水电站均存在不同程度的弃水弃电现象。四川业内人士指出，在新一轮电改方案中，售电侧的放开将允许发电企业在一定程度上面对市场，但如果最重要的外送通道问题不解决，这一利好对于发电企业来说也只能是看得见却摸不着。