经验｜云南电改模式：“政策”+“市场”是核心要素

其一，需要进一步完善输配电价。云南早在2015年就“核定输配电价”，云南电网公司让利30多亿元。但从逻辑上来讲，云南省的输配电价应该高于其他地区，因为云南电网区域多为山区，架线成本和平地不是一个概念，输配电价略高是合理的。尤其是交叉补贴也还没有厘清，电网内部是按照电压等级来核定的输配电价。从逻辑上来讲这中间也有交叉补贴。比如要想鼓励省内用电，送出去的成本就多摊一点，在省外区域的竞争力弱一点，电自然就留在省内；如果想多外送，省内就高一点，电自然就外送，这是一个跷跷板效应。据业内人士反映，目前云南往广东送电中的省内500千伏输配电价为0.0915元/千瓦时，实际上此部分输配电价过高，用于补贴省内低电压等级。

其二，市场主体进一步扩围问题。云南省内大工业用户已有94%参与到市场化交易，如果进一步引入商业用户，目前面临的困难比较多，还有很多根源上的问题没有解决。如果不先把交叉补贴梳理清楚，就把商业用户全部放开，居民用户的低电价由谁来承担？这个问题不解决，就无法大规模让商业用户进入。一旦商业用户进来，交易量会发生暴增，还牵扯到平台的更新，户表的改造，如果不是独立结算单位，参与市场交易又不太合适。另外还有发电计划需要作相应调整，现在做了优先发电，保用户用电，其中就包括商业用户，如果把商业放进来，会造成整体不平衡。到下一个监管周期，通过输配电价的疏导，可能又会抬高输配电价，进而影响工业用户的用电，市场主体又不愿意。各方都有各方的利益诉求，推高输配电价，整个用电成本又会抬高，相当于按下葫芦浮起瓢。所以既要扎实推进，又要适度放开市场。

其三，现货交易问题。目前云南省内电力交易品种推广较全，交易电量大多为清洁能源，也解决了许多问题，但也还有很长的路要走。接下来还要使交易品种更为丰富，包括国家正在开展试点的现货交易。其实现货交易对云南的意义不大，现货交易的目的是发现价格信号，供应紧张了，价格就上去了，反映很快。但是要实现它又有前提，现货交易最好是在供需基本平衡的前提下来做，甚至是供不应求的时候来做，才能发现价格信号。在目前供大于求的情况下，发现不了价格信号，价值和价格偏离太远；二是现货交易对于火电和气电来说可以比较好的发现边际成本，对于水电、风电这种边际成本较低的品种，与火电需要原料成本的品种来比，就不在一个平台之上。所以新能源参与现货交易还需要进一步探索，不是简单的做一个交易品种就能达成目的，除非配套有绿证和碳市场等机制，赋予了清洁能源价值之后，才能更好地发现价格信号。

其四，售电侧改革问题。电力市场建设下一步应该着力在售电侧加强。在售电侧，目前政策也已经很明晰了，但是落地还不是很清楚，输配没有真正分开。除了工业用户参与以外，其实还应该形成大量的售电公司，现在一方面在做增量配网，另一方面在激活售电公司。售电一旦激发，又牵扯到市场扩大的问题。云南省比较特殊，目前注册的售电公司有60余家，但其中只有不到一半参与到实质业务当中。市场发展到一定程度，售电公司是必然产物，不是简单的卖差价，而是作为抑制用户端电价波动的防火墙，要承担风险。与用户签合同，推出一些套餐，目的是稳定电价，售电公司的服务主要是签订长期合同。电价是波动的，市场也是波动的，售电公司的作用就是要抑制电价波动。工业用户委托售电公司买电就是这个好处，要的是一个可预期的价格，所以市场中间就必须要有一个主体来缓解波动。售电公司的盈利不是差价，而是精准地判断市场的起伏，就像股票买卖一样。所以说售电公司是综合能源服务商，提供节能指导等。目前售电公司不是很活跃的原因，是目前市场没有那么大的基础，政策上也还有一些障碍。

虽然问题很多，困难也很大，很多现实问题是要靠改革和发展来解决问题。市场不能解决所有问题，但是市场可以疏导问题。最怕的就是国家政策一刀切，还有矫枉过正。比如，在云南、四川水电资源丰富的地方，对风电和光伏也实行全额保障性消纳，这样造成了低价且同样清洁的优质水电被弃掉，而去使用高价又不稳定的风电和光伏发电。

“政策+市场”是“云南模式”发展的核心要素

云南电力市场建设为云南经济发展起到了一定的缓冲作用，为促进清洁能源消纳也发挥了重要作用。但是，目前云南省发电能力远超省内用电需求。以2016年为例，云南省全年社会用电量大约1300亿千瓦时，而云南省全年发电量总计约2500亿千瓦时，这还是在火电年利用1400多小时和水电弃水情况下的发电量。短期内，云南省电力供大于求的形势难以发生根本性转变，清洁能源单靠省内消纳并不现实，云南电力过剩问题必须要到更大的电力市场去解决。

云南省相关政府部门负责人士在接受记者采访时谈到,国家发改委和国家能源局近期出台了促进西南水电消纳十条政策措施,其中一条就是要加大跨省跨区消纳，这个政策落地不容易，有很多现实问题需要考虑，跨省跨区交易如何形成，用哪种方式来做，最核心的就是价格问题。在枯水期,两地出现电价倒挂的现象。在云南，进入枯水期后，省内水电结算价格可到0.22-0.24元/千瓦时，而此时广东电力市场交易的挂牌价会在0.20元/千瓦时左右，这样就不会有云南发电企业去广州电力交易市场去摘牌。

2017年以来，云南省发改委、工信委以及发电企业营销口的负责人频繁来往于云广两地，就是为了协商云南外送电量和电价。记者在走访中了解到，今年上半年云南往广东送电的120多亿千瓦时里，因为电价问题，到11月份还没有完成结算。据云南方面反映，这120多亿千瓦时的电量，按西电东送的协议，原本部分应由贵州给广东送电。但上半年，贵州由于来水偏紧，为保自身供电就没有给广东送电。今年上半年，李克强总理在云南视察时指示要切实做好云南水电等清洁能源的消纳工作，南方电网公司站在讲政治的高度，决定先送电后议价，从云南调送120亿千瓦时电量给广东。

如果市场失灵，政府就需要介入并及时制定出台相关配套政策，以贯彻落实国家发展战略意图，实现国家整体发展利益。云南省相关政府部门负责人深有感触地说：“以省为实体的经济发展模式，以及地方利益平衡的问题很难协调。要在更大范围内进行资源的优化配置，仅靠市场解决不了问题。电力规划布局首先要有全国一盘棋的意识，如今国家一方面鼓励大规模西电东送，一方面又没有把东部市场腾出来，这就是政策自相矛盾的地方。”他认为，那些体现国家意志的战略性工程，比如“三峡工程”、“西电东送”等，需要进一步做好国家顶层设计，完善国家政策。以三峡为例，目前按国家计划，三峡往华中、华东及南方区域的九省两市送电。在2017年6-7月份，三峡发电还没到满发期，而华中、华东用电偏紧，却仍在按原计划电量分别给南网区域和华中、华东区域送电。一边是华东电力供应偏紧，一边是西南水电弃水。不仅仅有省间壁垒，就是网与网之间也存在协调不畅的问题。金沙江上游的溪洛渡水电站，其左岸9台机组并入国网，往浙江等华东地区送电；其右岸9台机组并入南网，往广东等南方区域送电。目前，电站内部之间的电量调剂也非常难。在华东用电偏紧时，即使从右岸机组调节部分电量送往浙江，但事后左岸机组往往会把这部分计划电量追回。

于2016年3月1日挂牌成立的广州电力交易中心，主要负责落实国家西电东送战略，落实国家指令性计划、地方政府间框架协议，为跨区跨省市场化交易提供服务，促进省间余缺调剂和清洁能源消纳，逐步推进全国范围的市场融合，在更大范围内优化配置资源。广州电力交易中心成立以来，在搭建交易平台、完善交易规则、丰富交易品种和动员市场主体等方面做了大量工作，电力跨省跨区交易也取得了明显成效。2016年促成云广跨省电量交易100多千瓦时，2017年1-10月完成云广跨省电量交易250多亿千瓦时。但是，这个交易规模与云南外送需求还有较大的差距。其中，120多亿千瓦时是通过非市场送电形式实现的，其余的130余亿千瓦时是在广州电力交易中心通过电力市场交易完成的。

目前，广州电力交易中心开展跨省跨区电力交易有三种方式。第一种是发电权转让，即省际之间火电与水电置换。记者从广州电力交易中心网站上发布的通知公告中查询到2017年1月到7月共完成了4单交易，其中4月完成两单交易，共计95.5万千瓦时；5月完成一单交易，20万千瓦时；7月完成一单交易，2400万千瓦时。第二种方式是集中竞价方式，目前广东省内37家发电企业和云南省内16家发电企业进入市场，但广东省还没有放开工业用户进入区域市场，所以这种交易方式没法开展。第三种方式是挂牌交易，2017年上半年基本没有实现交易，进入主汛期后云南水电成功摘牌130余亿千瓦时。据广州电力交易中心消息，目前正就放开适量工业用户进入区域电力交易市场与广东省政府相关部门协商。

市场经济是逐利经济，在哪里能够实现利益就到哪里去。拿云南和广东来说，据有关统计数据显示，云南一度电产生7元多的经济收益，而广东可以产生20多元的经济收益，逻辑上将西电东送是合理的。因此无论是从更大范围来优化配置电力资源的角度看，还是从市场经济的本质属性看，一方面亟需尽快理顺区域电价形成机制；另一面在市场机制发挥不了作用的时候，就应该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。

既然是改革，就没有教科书，没有范本规范我们的每一步怎么走，需要我们不停地探路。作为探路先锋的云南电改，在过去两年里通过务实苦干和开拓创新探索出了许多宝贵的经验，比如云南电力市场规则中的许多条款被收入国家制定出台的《电力中长期交易基本规则（暂行）》。当前，电力体制改革正步入深水区，我们会面临更加复杂、更加尖锐的新问题和新矛盾，“云南模式”同样需要在新的电改实践中不断充实完善并走向更加成熟。

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