解析电力体制改革的“云南模式”

云南模式

电改“云南模式”的核心内容是建设日趋完善、高效规范与公平公正的电力交易市场。但市场并不能解决所有问题，很多现实问题要靠改革和发展来解决，同时还必须发挥国家宏观调控和国家政策的强制性作用，以确保国家战略的实施和国家整体利益的实现。

 

2017年11月3日，国家发展改革委、国家能源局在京组织召开“电力体制改革专题会议”，专题研讨如何做好电力体制改革落实工作。会上，昆明电力交易中心有限责任公司总经理杨强介绍了电力交易中心建设运行情况及经验，电改“云南模式”又一次得到国家层面的肯定。

2015年3月，国家实施新电改以来，云南就一直大步走在全国电改最前列，其改革成效受到了社会各界的高度关注。事实上，早在2014年云南省就开展了电力市场化交易试点，当年完成市场交易电量近200亿千瓦时。2015年11月，云南省被确立为全国首批电改综合试点省份;2016年4月6日，中共云南省委、云南省人民政府印发《云南省进一步深化电力体制改革试点方案》的通知;2016年8 月，昆明电力交易中心挂牌运营。云南加速推进电力市场化改革的决心和力度非同一般。

今年年初，国家发展改革委、国家能源局在云南召开了电力体制改革现场会。会上，国家能源局有关领导高度肯定了云南电改工作：“各方在改革上讲政治、行动上顾大局、协调上明事理、进程上重协同，起步早、力度大、有亮点、成效好。”国家发改委连维良副主任也指出，云南省在新一轮电力体制改革中起到了探路子、出经验、做示范的积极作用。

为深入了解电力改革的“云南模式”，本刊记者近日赴昆明进行了调研，走访了发电企业、电力用户、昆明电力交易中心及相关政府主管部门，试图从“云南模式”中探寻我国电力市场建设以及电力改革的内在规律。

“供给远超需求倒逼催生“云南模式”雏形”

云南，是我国水电工业的摇篮。1912年，位于昆明市的石龙坝水电站建成发电，这是我国大陆建造的第一座水电站。

历经百年发展，云南省内澜沧江、金沙江、怒江的干支流上已建成近千家水电站。截至2017年10月底，云南全省全口径电源装机8743万千瓦(含向家坝320万千瓦),其中水电装机6131万千瓦，占总装机的70.1%。云南水电不仅在省域经济发展中有着举足轻重的作用，其区域性战略地位也越来越重要。云南电力输送不仅跨越两个电网，还连接越南、老挝、缅甸等国家。随着“一带一路”、孟中印缅经济走廊、长江经济带、泛珠三角经济带等各项战略的实施，云南将逐步成为跨国跨区域的电力交换枢纽和全球最大的清洁电力交易中心。

云南水电高速发展始于“十二五”期间，国家大力实施西部大开发战略，作为优质水能资源富集的云南省掀起了水电建设的高潮。“十二五”期间，云南水电装机以年增速两位数增长。但是，随着我国经济发展进入新常态，电力需求增速逐年放缓，由2011年的11.7%下降到2015年的0.5%，云南省电力供给远超电力需求，形成了大量的弃水。根据国家有关部门统计数据显示，云南省2014年、2015年、2016年弃水电量分别为168亿千瓦时、153亿千瓦时、314亿千瓦时， 2014年水电企业亏损面达31%;而同期云南火电利用小时大幅下降至1500小时以下，火电企业自2013年以来持续连年亏损，企业负债率高达150%，有的企业甚至到了200%;作为云南省第二大经济支柱的电力工业遭遇前所未有的发展瓶颈。

据云南省相关政府部门负责人介绍，2014年云南省经济发展陷入了持续低迷的局面。一边是云南水电大量弃水，一边是以高载能为主体的原材料加工业开工不足，最严重时实体企业开工率不到20%。为提振云南经济，在多重压力之下，云南省在国内率先启动了电改。2014年，云南省首开汛期富余水电竞价上网和大用户直购电试点，在云南电网公司成立了云南电力交易中心,作为市场化交易平台, 70多家工业企业参与市场交易，当年市场化交易富余水电90亿千瓦时,达成云冶集团与华能澜沧江公司景洪电厂直接交易70余亿千瓦时。云南电力交易中心作为全国首家电力交易中心,承担富余水电进行市场化交易任务，这成为云南电力市场建设的最初雏形。

“电改综合试点设定“云南模式”基本框架”

云南是新一轮电力体制改革的首批综合试点省份。在电改9号文及其配套文件框架下，2016年4月6日，云南省结合实际制定下发了《云南省进一步深化电力体制改革试点方案》，并成立了以省长任组长、三位副省长任副组长的云南省电力体制改革工作领导小组，负责制定切实可行的专项改革工作方案及有关配套措施，为确保电改工作顺利推进，云南省几乎把国际知名的电改专家全部请到，前前后后开展了8次整体培训，力度和决心之大也可见一斑。

据参与电改方案设计的专业人士介绍， 2016年全速推进的云南电改，是以优化结构为着力点，全力推进电力市场建设，先后完成了输配电价改革、交易机构组建等重点改革任务，有序推进发用电计划改革，充分体现市场在资源配置中起决定性作用，建立了多周期、多品种的电力交易体系，引入售电公司参与交易，持续完善市场化交易机制。

早在2016年3月15日，云南省输配电价就已经国家发改委核定实行。紧接着，云南省加速推动发用电计划改革，放开全部大工业用户、全电量参与市场竞争，放开了2004年1月1日后投运、110千伏及以上纳入省调平衡的全部水电厂、火电厂、风电场、光伏电厂参与市场竞争。进入市场的电力用户和发电企业全部取消基数电量、目录电价，全部电量、电价均由市场机制形成。

云南电力市场放开程度位居全国前列，形成了有序放开、主体多元、竞争充分的良好市场格局。据统计数据显示，2014至2016年，云南省内市场累计交易电量1088亿千瓦时，降低企业用电成本139.6亿元;省间市场完成西电东送电量2933亿千瓦时，其中市场化增送电量297亿千瓦时，为发电企业增收65亿元，综合减少弃水电量481亿千瓦时。

云南省相关政府部门负责人在接受记者采访时说，云南电改两年来取得的成效有目共睹。云南省内电力市场化交易量与电价日趋平稳，电改所释放出的红利，为云南经济稳增长和结构调整注入了绵延动力，云南工矿企业开工率从2014年的20%多上升到了2016年的60%多。

记者在昆明期间，特地走访了云南冶金集团股份有限公司。该公司产业发展主要包括电解铝、铅锌加工、钛合金及多晶硅等五大产品系列，均为高载能产业，是南方电网公司区域的最大用电户。该公司2016年用电量为218亿千瓦时，2017年全年用电量约达250亿千瓦时，其中电解铝占整个集团公司用电量的90%。据云冶集团慧能能源有限公司副总经理李俊杰介绍，电解铝的生产成本中，用电成本占到整个生产成本的35%，在原材料价格下跌幅度较大时，用电成本将占到整个生产成本的45%，因此电解铝对于电价的敏感度非常高。在开展电力市场交易之前，云冶集团公司用电按政府目录电价，到户电价为0.52元/千瓦时。公司全电量进入市场化交易后，2016年的到户电价为0.33元/千瓦时,2017年大致为0.35元/千瓦时。电改后，云冶集团用电成本年下降近40亿元，从而顶住了国际电解铝产能过剩、原材料价格上涨以及制成品价格下降的压力，公司扭亏为盈实现年利润2亿元。但从全国电解铝行业来看，云南0.35元/千瓦时的电价还没有成本优势。在内蒙古、新疆、甘肃等省份，电解铝企业大都拥有自备电厂，其电价大致是0.2元多/千瓦时。不过，云南的优势是水电铝，消耗的是清洁水电，这需要国家进一步完善政策促进类似的高载能低附加值产业向西南水电大省转移。李俊杰副总经理对记者说：“从电力用户的角度看，也不是电价越低越好，只是希望电价在企业经营发展可承受的范围内。如果一味地降低电价，造成电力企业不可持续发展，最终受损的还会是用户。对生产型的实体企业，安全稳定供电是第一位的。”

电改是利益的再分配。游戏规则的建立，蛋糕的再分配，会影响各方利益。用户和发电企业的诉求完全相反，双方利益泾渭分明，用户恨不得零电价，发电企业需要高电价回收成本。而云南电改两年后，记者在昆明走访时，听到的更多是市场主体之间达成的共识：通过电力市场化改革的不断完善，发电企业、电网企业和电力用户实现共同发展。