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在电力市场,一方面,我国前几十年已经开发了不少的水电站,已建(完成贷款偿还)水电站的低成本、低电价优势,可以承受起一些新建水电的初期经济压力。另一方面,当我国的水电开发完成之后若干年,水电站的运行低成本和高收益,不是留给了个别水电开发企业,而是留在了明显具有社会公益性质的国家级的电网企业。这些收益既可以用于平抑全国电价,也可以支持其他成本较高的可再生能源开发。
要解决我国水电弃水的问题,还必须要打破省域壁垒的局限。因此,水电趸售的相对方,不能是省级电网,而是国家电网和南方电网。因为我国云南、四川两省的水电装机量非常大,远远超过本省的用电负荷,如果没有省际间西电东送作保障,即使给再大的压力,也不可能解决本省的水电弃水。由国家电网公司和南方电网公司来趸售水电的目的,是把全国范围内销纳水电的任务,也交给了国家级的电网企业。同时,也促使国家级的电网企业,在电网通道的建设和各省电源点的规划布局上,把西电东送的因素考虑进去。而不像目前,似乎只有国家能源局在用行政手段推进水电的西电东送。而电网企业却没有主动参与的积极性。因为,从电网企业保障供电的安全和降低送电成本的角度来看,电网企业更偏爱在电力负荷地附近多建些火电。即便是要实施国家西电东送的能源战略,电网企业也似乎更愿意输送内蒙、新疆的煤电。因为,送煤电可以让自身投资建设的送电线路的利用率更高、效益更好。
水电趸售加销售(公益加市场)实质是利用市场手段,通过国家级电网企业推进国家的西电东送能源战略实施。即使将来有一天,市场再次出现了 2010 年那样煤电的成本远高于水电,大家都争着要水电的情况,那也不要紧。电网只要适当的调整一下趸售与销售的价格比例就可以解决矛盾。
市场加公益的上网电价机制,其实也可以用于解决风电和光伏的上网矛盾,减少风电和光伏的弃电损失。只不过目前风电和光伏还享受国家的较大补贴。目前,即使不用这种办法解决风电、光伏的弃电损失,财政补贴资金就已经出现了巨大缺口。如果再实施经济手段保障收购,我国风电光伏的发展与巨额补贴之间的矛盾将更加尖锐。所以,从有利于社会公平和促进能源革命的角度上看,只要符合国家发展规划的风电和光伏,如果愿意放弃国家的电价补贴,也可以享受按比例趸售与销售的保障上网政策。之所以要求必须符合国家规划,是因为风电、光伏等电源入网之后,肯定需要电网企业附加上送电和调峰的成本。所以,其发展的速度必须是在电网企业的实际能力可以接受的范围之内,方可持续。
充分调动电网企业的积极性
当前我国的能源革命与电力转型已经到了一个非常关键的时期。为了保证我国社会经济发展必需的能源供应,我国正在以不到全球 1/5 的人口,消耗着全球一半以上的煤炭,与此同时煤电却一直还是增长最快的电源品种。近年来,随着煤电装机的快速增长,我国的弃水、弃风、弃光又愈演愈烈,且已经严重影响到可再生能源的可持续发展。
笔者认为,如果煤电产能压不下来,弃水、弃风、弃光的矛盾难以从根本上解决。可再生能源企业的亏损,已经极大地打击了企业的积极性。之所以出现这种情况,并不是促进可再生能源发展的支持性政策不到位;而是缺乏相关的激励政策,用以充分调动在电力市场中起关键作用的电网企业的积极性。客观地分析,从保证电力供应和用电安全的责任来看,电网中煤电多一些并没有任何坏处,但如果其他任何一种可再生能源多了,则都有可能增加电网企业的调度难度、安全风险以及电网建设成本。因此,必须通过市场激励,创新科学合理的水电电价机制,从而把电网企业的利益与可再生能源的发展绑在一起。
总之,电力市场化是改革的大方向。我们一定要认识到市场化是改革的手段,而绝不应该改革的是目的。电改的目的,是要保障我国能源安全、推进能源革命。市场化改革的目标,是要找出有利于实现目的的市场化手段。
水电资源丰富,而且需要西电东送消纳,是我国资源禀赋的一个重要特点。因此,一个国家级的大电网体系和由国家体系保障的水电“西电东送”消纳机制,对我国的国情而言是非常必要的。解决当前我国水电弃水问题(包括弃风、弃光)的难点在于,如何能找到一种市场化的手段,充分调动起电网企业推进能源革命和电力转型的积极性,这才是破解当前我国西南水电开发和外送困局的关键所在。
打破省间壁垒 配额消纳水电
本刊记者 井然
国电大渡河流域水电开发有限公司于 2000 年 11 月成立,是中国国电集团公司所属二级单位,是集水电开发建设与经营管理于一体的大型流域水电开发公司。目前,已建成投产龚嘴、铜街子、瀑布沟、深溪沟、吉牛、大岗山、枕头坝一级、猴子岩 8 座水电站,今年即将投产沙坪二级水电站。截至目前,大渡河公司投产水电装机 1011.24 万千瓦。
《中国电力企业管理》:目前四川省水电消纳形势如何?面临哪些问题?
国电大渡河流域水电开发有限公司:四川是水电大省,水电产业发展得到了各级政府的高度重视与大力支持。在发展过程中,也面临一些困难和问题。总体上,主要表现在重投资轻运行。“西部大开发”战略实施以来,四川明确了重点发展水电等六大支柱产业。经过十几年的发展建设,四川水电发展取得了重大成就,截至 2016 年底,四川水电装机达到了 7030 万千瓦,位居全国首位,成为水电大省,但距离水电强省还有较大差距,未把资源优势转变为经济优势。突出表现在供需严重失衡,弃水严重,主要原因一是规划不协调,送出工程与主体工程建设不同步;二是消纳无规划,措施欠缺;三是市场机制不公平;四是政府以降价为目标,不利于水电发展。具体表现在以下方面:
川电外送通道严重不足。2016 年底,四川全省装机容量共 9108 万千瓦,国调机组装机容量 2310 万千瓦,四川省 “四直四交”电力外送通道输电能力 2850 万千瓦,2016 年川电外送通道缺口超过 2100 多万千瓦。尽管 500 千伏川渝第三通道有望 2017 年投运,但其输电能力仅有约 200 万千瓦。“十三五”规划了±800 千伏雅中 - 江西特高压直流工程,输电容量 1000 万千瓦,但落点省份仍未完全确定,其设计和建设周期至少 5 年。川电外送通道严重不足,水电弃水损失电量严重,在“十三五”期间难以根本改善。
外省接纳川电意愿不强。因水电在全国范围配额消纳机制没有建立,近两年即使川电外送通道有一定富裕能力,华东、华中、西北等地区也不愿意消纳四川及西南地区水电;具有 300 万千瓦输电能力的德宝直流工程,2016 年丰水期外送潮流仅有 120 万千瓦,2016 年 1~9 月,四川经德宝直流外送电量仅 31.4 亿千瓦时,同比降低 47.2%。
电网规划建设与电站建设投产不匹配。由于 1000 千伏雅武交流特高压输变电工程取消,大渡河大岗山水电站电力送出改接到 500 千伏雅安变电站。由于雅安变电站电力外送通道容量严重过载,导致大岗山水电站及其他汇集电站电力送出严重受限。“十三五”期间,雅安片区水电供电能力将保持在 770 万千瓦左右,而雅安变电站送出断面输电能力仅 460 万千瓦,预计到“十三五”末雅安片区“西电东送”限电规模将达到 272 万千瓦,将导致水电大量弃水。
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