西南水电之问

创新公益加市场的水电电价机制

 中国水力发电工程学会副秘书长 张博庭

从我国经济进入新常态以来，随着社会用电增速的放缓，我国电力行业产能过剩的矛盾日益突出。2016 年我国火电机组的平均利用小时数降到了 3765 小时，再创新低，与此同时，我国的水电弃水，风电弃风、光伏弃光的现象也愈演愈烈。据统计，2016 年我国水电弃水电量已经超过了 800 亿千瓦时，弃风弃光的电量也已经达到了 500 亿千瓦时。2016 年我国可再生能源的损失，已经相当于 1.5 座三峡水电站。粗略估算，2016 年我国的水电弃水，就相当于损失了一座三峡电站发电量，风电光伏也损失掉了半座三峡发电量。

其中尤其令人特别不能理解的，是水电的弃水。应该承认风电、光伏发电技术目前还确实不算十分成熟，其发电的间歇性、随机性矛盾以及高补贴电价，确实会增加其大量入网的难度。但是，以水电的电能质量和价格来说，都不存上述问题。但不知为何，随着我国电力产能过剩程度的加剧，弃水电量也在急剧的增加。近年来，实际弃水情况大体上是 2014 年 200 亿千瓦时，2015 年 400 亿千瓦时， 2016 年 800 亿千瓦时。根据测算，如果不采取措施，2017 年我国水电弃水量还将会有较大幅度的增加。

国家“西电东送”能源战略受阻

根据我国水电弃水主要发生在云南、四川两省的现实来分析，大量弃水的原因主要是，中东部省份普遍不愿意接受西部水电。从有利于本省的 GDP 考虑，一些中东部省份甚至宁可发展自己的高价火电，也不愿意接受西部相对便宜的水电。

下一步随着我国电力体制改革的深入，区域经济利益对电力市场竞争的干扰将会更加严重。最近，国家发改委印发了《关于有序放开发用电计划的实施意见》。其总体思路是：“通过建立优先购电制度保障无议价能力的用户用电，通过建立优先发电制度保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网，通过直接交易、电力市场等市场化交易方式，逐步放开其他的发用电计划。在保证电力供需平衡、保障社会秩序的前提下，实现电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主，并促进节能减排。”

理论上看，“通过建立优先发电制度保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网”应该能保障优质、低价的水电优先上网。但是，目前我国水电集中在云南、四川两省，而所谓优先上网的范围，一般是局限在省级电网内。对云南、四川两省来说，其水电的发电能力早已经大大超过了本省的用电负荷。所以，对这两省自己而言，早已经失去了所谓“建立优先发电制度保障清洁能源发电”的客观条件。

对于中东部其他省份而言，当然可以按照文件要求先保障本省的水电等清洁能源优先上网。但是，对于外省送过来的水电清洁能源，则不一定属于必须要考虑的范围。因此，前些年，随着市场煤价的走低，很多省份都加大了本省火电建设力度，而不愿意再接受西部水电。

因此，摆在我国目前的现实是，各个省级电网都没有违背“国家的有序放开发用电计划的实施意见的‘总体思路’的要求”，但实际的结果却是水电弃水问题，正随着我国西部水电开发程度的增加而越来越严重。其原因就是我国“西电东送”能源战略，没有在电力市场化的改革中得到应有的保障。

严重弃水既干扰能源革命还将危及整个社会

针对这种局面，近年来很多有识之士，大声疾呼国家层面应加大“西电东送”能源战略的实施力度，抑制东部火电的无序扩张。为此，国家能源局在 2016 年前后，先后发出过六个文件，预警和控制各地火电的建设。但是效果却难以令人满意。2013 年之后的市场煤价走低，再次刺激起了各地煤电建设新高潮。

在我国新颁布的电力“十三五”规划中，虽然已经明确要停建、缓建煤电项目，但是，“十三五”期间我国新增的煤电产能仍然要高达 2 亿千瓦。由于煤电的设计年运行时间通常可达到 5500 小时，所以，按照各种电源的实际发电能力计算，实际上，“十三五”期间，我国煤电产能的增量，比我国所有可再生能源（水、风、光）之和还要大 1.43 倍（“十三五”期间煤电产能的增量，是所有可再生能源增量之和的 243%）。也就是说，如果不采取有效的措施，到“十三五”末，我国煤电产能过剩的矛盾，不仅不会缓解，而且还会加剧。我国弃水弃风弃光问题，不仅不会得到解决，甚至还有继续恶化的可能。

目前，用行政手段解决我国“西电东送”矛盾的做法，已经难以达到满意的效果。然而，如果我国日益严重弃水的问题不解决，不仅会严重影响我国的能源革命进程，而且还将对我国整个社会的经济和发展造成巨大的损失。因为我国的绝大多数的大中型水电，都在不同程度上要担负水资源调控的任务。从保证社会发展的防洪、供水安全等问题上来看，有很多水电站，即使不能发电，我们也必须要建设它。

前几年，由于我国普遍缺电，国家出台政策积极鼓励企业利用市场机制开发水电。一方面可以缓解我国电力能源短缺的问题，同时也可以解决我国的水资源开发和调控的矛盾。根据当时政策，水电的上网电价是成本加成，水电开发企业通过国家制定的电价保障和水电正常上网，就可实现必要的投资回报。现在，由于电力市场的剧烈变化，不仅水电的上网量已经没有保障，原来政府承诺的电价，在很多情况下也失去了作用。好在这些水电开发企业大都是国有企业，暂时还不会因为一时的经营困难，就放弃社会责任。但如果这种入不敷出的问题长期不解决，甚至一些水电企业在电力市场化的竞争中被淘汰出局，那么，我国利用水电开发所实现的水资源功能，将如何得到保障？

探讨科学合理的水电电价机制

曾有研究机构建议，对公益性较强的水电站，实行公益性电价并保障收购，确保其不会因为电力市场化竞争而生存不下去，最终影响到整个社会。这种办法，对于某个能享受公益性电价的电站本身绝对是有好处的，但是，笔者担心对于那些没有能划入公益性电站的水电站，可能会更加不利。因为在有限的市场面前，如果电网首先保障了某些公益性电站，很可能要挤占没有纳入保障范围的水电站的入网机会，造成弃水量的加大。

另一方面，几乎我国所有具有水库的水电站都在不同程度上肩负着水资源调控的任务，具有一定的调控水资源的公益性功能。所以，如果在市场竞争中，只对一部分公益性较强的水电站予以支持，这个区分的界限，很难公平划分。因此，笔者认为，最好能对所有的（大中型）水电站，都引入公益性电价的概念，同时也都保留部分市场电价，参与市场竞争。具体的做法，把水电的上网电价，划分为集中趸售和市场销售两部分。趸售部分体现对水电的公益性保障，而销售部分则实现水电参与电力市场的竞争。

具体的划分，我们可以四川亭子口水电为例。目前，国家发改委批复的亭子口水电站电价，在还贷期的成本加成是 0.48 元 / 千瓦时。假设趸售部分电价按照 0.43 元 / 千瓦时计价，电量先按照该电站设计年平均发电量计算。这部分钱，由电网公司按年度统一支付给亭子口水电站。除此之外，亭子口水电站的实际上网电量，再按照每度电 0.05 元计费，并参与电力市场的竞争。

这种做法实质上是在用经济手段，督促电网企业保障优先收购水电。因为，水电站的上网电价中大部分，电网企业已经预先通过趸售支付给水电企业了。因此，水力发电企业的利益已经与电网企业绑在了一起。显然，如果电网的调度让水电站弃水了，那么电网企业自己遭受的经济损失，实际上比水电企业还要大（因为已经付了很大一部分钱）。反之，如果电网企业能通过合理的调度，让水电站多发电，那么超出的部分，电网企业相当于只需要 0.05 元就可以收购到一度电。可以创造出巨大的额外效益。