西南水电之问

装机增速高于用电增长，供大于求矛盾突出。受宏观经济环境、水电装机集中投产等影响，四川省电力供应形成了“枯期有余、丰期富裕”的供需新常态。与此同时，四川全社会用电量增速呈下降趋势，2017 年，四川省内电力市场形势将更加严峻，发电利用小时数进一步下降，水电弃水时间更长，弃水量更多，电价进一步下降，新投产发电企业出现亏损。大渡河公司投运电站从 2013 年初至 2016 年底累计弃水损失电量 139.54 亿千瓦时（不包括正常泄洪弃水损失），其中 2016 年弃水损失电量 74.5 亿千瓦时。

执行政策不一致，市场机制欠公平。四川省发电企业分属于国调、省调、地调等不同主体，“国调、省调、地调” 机组调度机制不一样，导致不同调度权属的发电企业利用小时数严重失衡。2016 年，四川省在省调燃煤机组按最小运行方式发电且来水偏枯的情况下，四川省调水电机组装机弃水电量超过 380 亿千瓦时，弃水压力全部由省调水电承担。2015 年省调水电机组利用小时为 3765 小时，分别比国调机组和地方水电机组低 1070 小时和 1339 小时。2016 年省调水电机组利用小时为 3457 小时，分别比国调机组和地方水电机组低 1666 小时和 1884 小时。省调水电机组的利用小时数远低于国调机组和地方水电机组。由于不同调度权属的发电企业执行的政策不一致，市场机制缺乏公平性，导致了发电企业之间盈亏分化严重。国调水电企业经营效益水平远超省调水电企业。2017 年，四川省调电站经营形势更为严峻。

市场化程度不一致，电价执行水平差距大。2016 年，四川省调水电机组市场电量占比达到 47 %，平均电价执行水平为 0.236 元 / 千瓦时，批复电价执行率为 76%，水电企业让利 45.5 亿元，预计 2017 年四川省调水电机组市场电量占比超过 50%，平均电价执行水平为 0.229 元 / 千瓦时，批复电价执行率为 74%，水电企业让利超过 50 亿元。

新水电项目投资动力不强,影响野十三五冶水电规划完成。我国水电开发多集中在西部高海拔地区，水电建设成本不断攀高。水电企业被迫放缓开发进度，导致未来年份投资和投产规模逐年下降，难以完成规划目标。这不利于国家能源结构的优化，影响国家完成节能减排、提高非化石能源占比目标，不利于部分地区空气污染、雾霾问题的有效解决。

中国电力企业管理：有观点认为，“国家实施简政放权以后，部分地区以能源投资拉动经济增长为目的，陆续上马了一些火电项目，造成中东部受电地区火电与送电地区水电的矛盾升级。“对此，您怎么看？

国电大渡河流域水电开发有限公司：2002 年电力体制改革后，我国电力工业得到了长足发展，解决了多年来制约我国经济发展的能源短缺瓶颈问题。目前全国电力过剩只是暂时、低水平过剩，电力行业适度超前符合经济周期。目前看似“水火矛盾”实质是现行国家财税体制、考核导向导致的省间壁垒。国家层面缺乏统一协调、各自为政，对水电健康有序发展的政策支持不够。

中国电力企业管理：为促进西南水电健康发展，您有哪些建议？

国电大渡河流域水电开发有限公司：一是进一步明确水电的清洁能源属性，坚决执行国家能源战略，国家层面加大对水电的支持力度。

二是统一规划，全国消纳。将水电清洁可再生能源列入全额保障性收购范畴。出台相应办法，打破省间壁垒，将水电在全国范围内实行配额消纳，要求华东、华中、华北、山东、广东、西北、福建等省份每年丰水期必须配额消纳四川及西南其他地区水电，保障水电全额消纳。

三是加大财政扶持。在建设成本、移民政策、营业税负等方面减轻水电企业负担。

四是加快川电外送通道和四川省输电网络建设，进一步增强川电外送能力。建议从国家层面协调，在四川省电力“十三五”规划中新增 3 回川电外送通道，增加外送能力应达 2000 万千瓦。加快推进大渡河上游梯级电站电力打捆“点对网”外送到华东、华北或华中等发达地区的输电方案。

五是国调、省调机组应做到同区域同政策。不管国调、省调水电都是各级政府部门核准的项目，都是全国清洁能源战略的重要组成部分。在电力体制改革和有序放开发用电计划的大背景下，同一省份的水电作为一类电源应该公平地下达计划、进入市场，不应从政策上给予区别对待。

六是发电企业上网电价应受到保护。2016 年 11 月国家能源局通报披露：2015 年全国平均上网电价同比下降 2.61%，平均销售电价同比下降 0.57%，平均购销差价（含线损） 同比增长 4.02%，政府性基金及附加同比增长 0.74%。2016 年四川省发电企业上网电价仅达批复电价的 76%，发电企业经营举步维艰，省调燃煤企业亏损面为 100%，省调水电企业亏损面超过 80%。建议发电企业上网电价应受到保护，不能主要靠降低发电企业电价来推进电力体制改革。2016 年市场挂牌交易电量为全年电量且价格较低，这类电量对近年新投产建设成本较高的电站几乎为无边际利润，给电站经营造成很大困难。建议适当提高自备替代、大用户直供电等交易价格，使大部分电站有边际利润，帮助水电企业渡过难关。

加强统筹协调促进西南水电健康发展

——专访贵州乌江水电开发有限责任公司副总经理、总工程师彭鹏

本刊记者 井然

中国电力企业管理：请您介绍一下目前公司的发展经营现状？

彭鹏：从 1999 年至 2013 年，贵州乌江水电开发有限责任公司（简称乌江公司）按照“流域、梯级、滚动、综合”的开发方针，抢抓西部大开发和“西电东送”的历史机遇，累计投入资金 440 亿元，成功开发完成了乌江干流贵州境内河段梯级电站。

目前，乌江公司现有水电装机 869.5 万千瓦，年发电能力达 300 亿千瓦时，所属电站均是“西电东送”的重要骨干电源点，占贵州省统调水电装机容量的 71%。乌江公司最大储蓄水能可达 110 亿千瓦时，占全省水电蓄能的 79.3%。通过梯级联合调度，可充分利用储能对电力进行时间和空间上的再分配，对区域电网起到调蓄作用，是贵州电网调峰、调频的重要支撑。

2016 年，乌江公司水电完成发电量 295.85 亿千瓦时，年缴纳税费 26.42 亿元，有力支持和带动了区域的经济发展，切实履行了央企的社会责任。

近年来，受电力行业整体供大于求、市场交易大幅让利等因素影响，乌江公司总体生产经营形势日趋严峻，火电及新能源等板块严峻的市场形势也对水电产业的发展造成了长期和深远的影响。

一是盈利能力低于行业平均水平。近五年来，乌江公司水电平均（不含税）上网电价 0.2430 元 / 千瓦时，平均度电成本 0.2117 元 / 千瓦时，度电利润为 3.13 分 / 千瓦时，扣除所得税后，总资产收益率仅 1.05%，平均净资产收益率 5.99%，相比行业测算内部净资产收益率 8%低 2.01 个百分点。

二是固定成本占比高。乌江公司水电年平均成本中，财务费用、折旧费、修理费、材料费等固定成本占比达到 90%。较明显地体现出水电运营成本低，但建设投资金额巨大，需通过后续的长周期经营逐步回收等特点。

三是水电电价明显低于周边省区。乌江流域梯级水电站平均上网电价为 0.2926 元 / 千瓦时，低于周边同类型水电电价（广西龙滩 0.307 元 / 千瓦时，云南小湾 0.30 元 / 千瓦时，重庆彭水 0.32 元 / 千瓦时）。2016 年，乌江公司水电承担“西电东送”分摊电量达 148.34 亿千瓦时，该部分电价较现行电价低 0.0276 元 / 千瓦时，直接影响乌江公司经营效益。