经验｜云南电改模式：“政策”+“市场”是核心要素-第2页-北极星输配电网

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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。

电力市场建设“定位和规模” 成就“云南模式”领先地位

2016年8月25日，昆明电力交易中心有限责任公司正式挂牌和云南电力市场管委会成立，这是云南电改乃至中国电改的标志性事件之一。昆明电力交易中心由云南省能源局牵头组织筹建，其中云南电网有限责任公司控股50%，以招募、竞争性谈判等方式确定电源企业、用户企业、配售电企业等参股，按自愿的原则共同发起成立。

昆明电力交易中心有限责任公司总经理杨强认为，电改“云南模式”最核心的内容就是建设日趋完善的高效规范与公平公正的电力交易市场。昆明电力交易中心成立一年以来，准确把握“公益性服务平台”定位，以“服务市场主体各方”为核心，着力打造高效规范的电力交易平台，公平公正做好电力市场运营服务。

昆明电力交易中心组建一年以来，着力加强电力市场顶层设计，在吸收借鉴国内外电力市场建设经验的基础上，逐步建立了“中长期交易为主，日前短期交易为补充”的市场架构，设计了涵盖年、月、日前3个交易周期的9个交易品种，是目前全国唯一一家开展日前电量交易的电力市场，在全国首次引入月度双边协商、年度双边合同互保等交易品种，积极引导支持市场主体按“基准价格+浮动机制”签订中长期双边合同，并提供灵活的价格调整机制，允许交易双方在电量交割前最后一个工作日修改双边合同价格，大幅提高双边合同履约率，充分满足市场主体多样化的交易需求。

据昆明电力交易中心总交易师严明辉介绍，截至2017年10月底，在昆明电力交易中心完成准入的市场主体共5588家，其中发电厂355家，合计装机容量6673万千瓦，占全省发电装机的78%，电力用户5166家，售电公司67家。2017年1～10月，共成交市场化交易电量566.72亿千瓦时，同比增长20.48%，占全省大工业电量的92.6%，占全省全社会用电量57.3%。预计全年市场化交易电量将超过650亿千瓦时，同比增长超过10%。

“昆明电力交易市场运行一年多以来，现在是量价趋稳，品种日趋丰富，市场结构进一步优化，市场效率进一步提升，‘云南模式’更加成熟。”对云南电力市场建设的现状，一位政府官员给出了如此评价。

健全电价市场形成机制是“云南模式”的内在要求

推进电力市场化改革不能理解为降电价，而是要通过电力市场化交易建立科学合理的电价形成机制。各地实施电改以来全都表现为电价下调，这是当前电力富余传导到市场供求关系反映价格的表现，而不能看成电改的必然结果。

开展电力市场化交易以来，仅2016年云南省电力行业整体让利幅度超100亿元，其中发电企业让利近70亿元。据华能澜沧江水电股份有限公司营销部负责人介绍，至2017年华能澜沧江公司现有水电装机1770万千瓦，在建和筹建约1200万千瓦，年发电量约725亿千瓦时，国家批复公司水电经营期电价0.3元/千瓦时左右，电改启动以来,公司售电价格大多不到0.2元/千瓦时。公司利润连年大幅下滑。公司2015年利润17亿元，2016年利润下降到1.6亿元，这1.6亿元主要是增值税退税及内控降管理成本获得的，发电主业仍是亏损的。从2014年以来，华能澜沧江公司是“增装机、增电量、减效益”。作为总资产高达1800多亿元的华能澜沧江水电公司，运营澜沧江流域具有多年调节能力的梯级水电站，资源禀赋虽好，但却很难完成对国有资产的保值增值任务，企业发展进入困难期。

如果出现电价低于成本并持续下跌，或者彻底成了“垃圾”价格，虽然短期内对于用户有利，但是从长远来看，对各方都不利。11月3日，国家发改委副主任连维良在电力体制改革专题会议也指出，要继续探索建立科学的市场形成价格机制及价格品种，形成上下游联动、共同应对市场变化的科学机制。要注意解决市场运营中存在的发电上网电价单边降价的问题，指出地方政府应认识到电力在先行、保供方面的重要性，应建立制度解决行业盈利条件问题。

业内人士认为，就云南来说，当前要进一步理顺电价市场形成机制，还有许多工作要做，包括进一步完善输配电价、进一步扩大市场主体、增加市场交易品种以及进一步加强售电侧改革，这里的每个环节都与电价机制建设息息相关。

原标题：解析电改“云南模式”

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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