云南应该建设什么样的电力市场? 用“市场之手”把握电力脉动

新中国成立以来，电力行业发展与改革波澜壮阔。在2015年启动的新一轮电力体制改革中，云南成为全国首批电力体制改革综合试点及国家首批输配电价改革试点省份，2016年8月成立的昆明电力交易中心就是新一轮改革的标志性产物。

云南应该建设什么样的电力市场?电能作为一种发、供、用同时完成的特殊商品，“市场之手”在健全交易机制、平衡市场主体利益上如何发挥作用?改革的风险和代价如何降到最低?绿色能源又如何变为“金山银山”?围绕上述问题，记者日前专访了昆明电力交易中心有限责任公司总经理杨强。

“改革有阵痛，不改革是长痛”

每一段改革进程，都有鲜明的特点和闪光点。1978年改革开放之初，云南全省发电装机130万千瓦，到2018年底，云南全省发电装机9367万千瓦，是改革开放之初的72倍，以水电为主的清洁能源装机比例83.8%，清洁能源发电量比例93%，居全国前列，成为我国重要的西电东送基地和绿色能源基地，期间涌现出“鲁布革冲击”等诸多开先河的壮举。

电力行业的快速发展也带来了新问题。杨强说，“十二五”期间，澜沧江、金沙江流域大型梯级电站集中投产，全省发电装机年均增速高达17%，但同期全省全社会用电量年均增速仅8%，2015年更是出现了自改革开放以来的首次负增长，供大于求的矛盾日益突出。

在装机快速增长和用电增速放缓的双重压力下，云南自2013年开始出现弃水，火电利用小时也从2013年的3260小时逐年下滑至2016年的1264小时，火电企业经营举步维艰。回顾当时电力行业所面临的困境，一方面省内工业企业大量停产，开工率持续走低;另一方面电力无法消纳，电厂只能选择弃水或停机。

是继续按部就班，还是解放思想、寻找突破?这是摆在政府决策者和广大电力企业面前一道亟待解答的难题。形势所迫，云南电力行业才有了壮士断腕的决心，在全国率先开展电力市场化改革。

杨强介绍，根据中央精神，2014年汛期开始，云南省率先在电力领域推行市场化改革，2015年11月，云南省成为全国首批电力体制改革综合试点和输配电价改革试点。

“国外成熟电力市场已有30多年的历史，云南究竟应该建设什么样的电力市场?如何减少水电弃水?火电基本生存空间如何保障?市场主体之间的利益如何平衡?在市场建设之初，这些问题是大家讨论的焦点。”杨强说，但当时还没有任何一个成熟模式可以借鉴。

“云南电力市场建设形成今天的局面，关键在于市场主体的积极性和认可度，无论是发电侧还是用户侧，大家互利共赢，市场才有动力推进，这其中市场主体的培育非常关键。我国走了很多年计划经济的路线，改革之初，最大的瓶颈主要还是各方思想不解放、认识不统一，部分企业一时难以从传统的计划模式转变为市场模式，经历了改革的阵痛，对市场充满了迷茫。但各方始终以大局为重，通过招募组建成立了多股东电力交易机构和电力市场管理委员会，把各方最大限度地团结在改革的旗帜下。”杨强说。

在不懈努力下，云南电力市场形成了“电量稳步增长，电价保持稳定”的良好态势。

深入推进电力市场化改革，搭建了公开透明、功能完善、相对独立的交易服务平台——昆明电力交易中心，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。相关部门先后两次面向全国推广云南电力市场化交易的成功经验。2014年至今，省内发电企业和用户累计交易电量2642亿千瓦时，清洁能源交易电量占比、省内市场化率全国最高，为工业企业降低用电成本超过300亿元，有效促进了实体经济发展。

积极配合推进输配电价改革，国家发改委通过严格的成本监审，核减云南电网公司输配电成本每年31亿元，核定2016—2018年首个监管周期平均输配电价为0.146元/千瓦时，比原核定目录电价降低1.65分/千瓦时，从电网环节最大程度挖潜并降低了企业用电成本，目前云南平均输配电价在全国处于较低水平。

稳妥推进增量配电业务改革，积极鼓励社会资本参与增量配电投资业务，稳妥、有序推进国家批复的3个批次15个试点项目和永平工业园区试点项目，目前已有10个项目通过招标明确业主，6个项目已组建实体化的配售电公司。积极探索研究增量配电网价格机制，在全国首家细化测算增量配电网各用电类别、电压等级间的交叉补贴，提出交叉补贴标准建议，得到相关部门充分肯定和认可。

“大胆设想、小心求证”

推进市场化改革

“对改革进程中已经出现和可能出现的问题，困难要一个一个克服，问题要一个一个解决，既敢于出招又善于应招，做到‘蹄疾而步稳’。”杨强认为，用这句话来形容云南电力市场的建设之路最为贴切。

2014年，云南迈出电力市场化改革的第一步，当时针对汛期水电富余和工业开工不足的两大痛点，推动214家重点工业企业与9家水电厂开展汛期富余水电交易，成效明显;2015年，交易周期扩展到全年，还开展水火发电权转让交易;2016年，云南电力市场正式确立“中长期交易为主，日前短期交易为补充”的市场模式，全省全部大工业用户全电量放开参与市场，并率先引入日前电量交易。

2017年至2018年，云南重点解决市场效率提升的问题，创新设计了连续挂牌、双边合同互保、用户侧合约转让等交易品种，鼓励市场主体按“基准价格+浮动机制”签订双边合约，以规避价格波动风险。2017年交易电量703亿千瓦时，2018年交易电量850.99亿千瓦时，同比增长21.03%;全省西电东送电量完成1380.5亿千瓦时，较年度计划增送265.03亿千瓦时;全网发电量2804.5亿千瓦时，同比增长超过12.89%，综合减少弃水328亿千瓦时，全网清洁能源发电量占比93%。

在开展省内市场建设的同时，云南充分发挥南方电网大平台的优势，配合广州电力交易中心建设了跨省跨区交易市场，按照“计划+市场”的模式，实现云南优质电力资源在更大范围的优化配置。

杨强说，回顾云南电力市场化改革的历程，两个特点非常鲜明：一是始终紧抓“牛鼻子”，市场初期的重点是解决水电富余和工业降成本的问题，后期的重点主要是提高市场自身效率的问题，一步一个脚印不断推进市场建设。二是注重机制设计，能够通过“机制”解决的，绝不人为干预。

改革并非一帆风顺。进入“十二五”以来，随着电力产能明显供大于求的阶段性矛盾突出和西南弃水问题久治未愈，关停云南省内火电机组的呼声不绝于耳。

杨强认为，云南省内火电装机占全省总装机容量虽然不到两成，但这样的观点未免有些激进，而且违背了电力发展的规律，对于“靠天吃饭”的水电行业来说，都需要火电作为备用容量进行调峰。

“对此，我们首次引入火电长期备用补偿机制，每年提取并分配火电长期备用补偿资金20亿元左右，在火电发电平均利用小时仅1200小时左右的情况下，实现火电企业整体不增亏，创造性地解决了火电长期备用的设备运维和基本生存问题。”杨强说。

还有一些人认为，各地实施电改以来基本表现为电价下调，改革“就是一味降价，对发电企业不公平”。杨强对此认为，云南改革各方都充分认识到，不合理的低价一方面直接恶化发电企业的经营环境，另一方面也将导致部分用户过度依赖用电成本的下降，而不利于用户核心竞争力的提升。因此云南设置了长协价格运行的绿色区间，处于区间范围内时价格完全由市场自主形成，2017年云南绝大部分发电企业实现盈利或减亏，发电与用电行业共同实现健康可持续发展。

通过电力市场化改革，有效激发了实体经济活力，为云南工业经济转型升级起到了重要支撑作用。统计显示，2017年主要用电行业平均开工率58.2%，同比增长7.1个百分点;2018年全年平均开工率进一步增加至61.42%，同时实现了发电量逐年增加、弃水电量逐年减少。

云南绿色优质的电力资源和完善的电力市场机制，还吸引众多清洁载能企业纷纷落户云南，为云南省布局水电铝材一体化、水电硅材一体化产业链，全力打造世界一流的“绿色能源牌”创造强力支撑。在新动能的带动下，云南电力工业再次驶入发展快车道，电力占规模以上工业增加值的比例由2014年的14.4%逐年增加至2018年前10月的20.6%，并有望在2020年成为云南第一大支柱产业。

把握好三大关系

推动绿色能源变“金山银山”

改革永远在路上。云南电力市场化改革虽然取得了一定实效，但也出现了一些新情况、新矛盾。目前全省发电装机已突破9300万千瓦，其中以水电为主的清洁能源装机占比接近83%，远高于全国31%的平均水平;清洁能源发电量占比93%。

应对电力供需形势变化，必须牢牢把握云南电源结构特点。杨强分析，从全省电源发电特性来看，水电装机比重大，自身调节能力差，发电曲线呈“Ω”形状，汛期(6-10月)水电发电量占全年水电发电量的65%。以水电为主的资源禀赋特点，决定了云南电力供应长期存在枯期缺电和汛期弃水等矛盾，难以实现全年均衡供应。

杨强说，从目前全省装机规模和电力需求看，自2018年起云南电力供应逐步由“全年富余”向“汛期富余、枯期紧张”转变，预计未来几年将持续面临季节性供需矛盾。初步估算，2019年1-5月，若要确保省内电力供应和西电东送电量，预计面临约50亿千瓦时缺口电量，需要依靠火电来弥补。

从中长期看，云南绿色载能产业发展将深刻影响全省电力供需形势。按照规划，云南2020年底水电铝、水电硅产能将分别达600万吨、130万吨，预计年用电量将分别达686亿千瓦时、300亿千瓦时。此举在有效消纳汛期富余水电的同时，也将带来中长期电力供需不平衡、电煤保障压力大等问题。

“对此，应全力争取白鹤滩右岸电站接入云南电网及部分电量留存。目前，云南省正与南方电网公司共同努力，加强向国家有关部委汇报沟通。”杨强说，新变化对市场化改革提出了更大的挑战，需要各方以更加高超的改革智慧来妥善应对。

一是协调好水电与火电的关系。“枯期紧张”与“汛期富余”将成为一段时期内云南电力供应的新常态。枯期不足的电力供应主要依靠火电来弥补，但同时汛期又需要火电停机备用，以充分消纳清洁能源。枯期发电、汛期停机的生产方式对火电企业的生产经营提出更高要求，同时电煤的生产、存储也需要同步调整适应。另外，需要重点考虑火电与水电在发电成本上的明显差异，设计相应的市场机制，防止水电与火电在同一市场参与竞争时造成市场的不稳定。

二是协调好省内与省外的关系。水电铝、水电硅项目落地后，省内市场对电力的消纳能力大幅增强。但载能产业受宏观经济形势和国家宏观调控的影响较大，具有一定的周期性和不确定性，由此也增加了电力消纳的不确定性。对省外市场而言，在多重因素影响下，广东对云南送电的需求日益增长;后期云贵联网后“云电送黔”也有较大的市场空间，云南绿色电力资源的价值正在日益显现。因此在市场建设过程中，要协调好省内与省外的关系，一方面要优先确保省内用电和西电东送框架协议履约，另一方面也要在更大范围内推动云南绿色电力资源的优化配置。

三是协调好汛期与枯期的关系。云南以水电为主，且大部分为径流式电站，后期云南能源产业政策制定、招商引资、市场机制设计等方面均要慎重考虑枯期与汛期的差别，分类施策。枯期应以“保供应”为主，汛期应以“促消纳”为主，在进一步完善跨省跨区交易机制增加汛期外送的同时，还可考虑多扶持与云南电力供应特性相匹配的清洁载能产业，多方位共同促进汛期水电的消纳。

杨强说，当前“中长期交易为主，日前短期交易为补充”的电力市场“云南模式”逐渐成熟，市场发展进入快车道。我们将继续团结各方，以步步为营、久久为功的韧劲，逢山开路，遇水架桥，不断把云南电力市场化改革推向前进。