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摘要:四川是水電資源大省，亦為電力體制改革綜合試點省，目前水電裝機占電力總裝機的80%。水電通過自主雙邊交易、復式競價撮合交易等參與電力市場年度交易，2018年成交價格差異甚大。根據(jù)四川中長期電力交易品種，分析了形成水電年度交易價差的主要原因，包括成本差別、不公平競價環(huán)境、信號失靈等，并提出了市場環(huán)境下水電價格形成機制的有關政策措施建議。

關鍵詞:電力市場;水電;價格;四川

四川是水電資源大省，電力體制改革綜合試點省，也是第一批現(xiàn)貨交易試點省。四川省電力市場結構十分復雜，地域特征明顯:一是電網(wǎng)類型多樣。既有國家電網(wǎng)，又有地方電網(wǎng)。國家電網(wǎng)分為一個直供區(qū)和100多個全資、控股子公司供區(qū)，地方電網(wǎng)有一個省屬電網(wǎng)、5個市縣電網(wǎng)和254個小水電自供區(qū)。二是電廠調度關系多樣。既有國調機組(國家電力調度中心統(tǒng)一調度的機組)直送江蘇、上海、浙江，又有網(wǎng)調(西南電力調度控制中心統(tǒng)一調度的機組)機組送往重慶;既有省調機組(四川電網(wǎng)調度控制中心統(tǒng)一調度的機組)在省內(nèi)平衡消納，還有地調機組(在不同地方范圍內(nèi)調度的機組)在市、縣范圍內(nèi)消納，還有不參加統(tǒng)一調度的自備電廠。另外，還存在“一江三調”(雅礱江梯級水電受國調、西南網(wǎng)調、省調三級調度)，“一廠兩調”(溪洛渡電站同時受國網(wǎng)、南網(wǎng)調度)。三是送電方式多樣。四川電網(wǎng)與西藏、重慶、陜西、華中、華東電網(wǎng)有輸電網(wǎng)連接，既有復奉、錦蘇、賓金“點對網(wǎng)”外送，又有川渝、川陜“網(wǎng)對網(wǎng)”外送;既有直流外送通道，也有交流外送通道。四是水電調節(jié)性能多樣。多年調節(jié)、年調節(jié)、季調節(jié)、日調節(jié)和無調節(jié)(徑流式)電站兼有，季以上調節(jié)性能水電約占水電總裝機的37%，豐枯出力差別大。水庫電站在保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行中起重要作用，而且還承擔防洪、灌溉供水、航運、生態(tài)供水等社會公益性功能。五是流域梯級水電關系復雜。既有省內(nèi)河流電站，也有金沙江界河電站。除雅礱江及一些中小河流由單一業(yè)主開發(fā)外，大部分梯級水電為多業(yè)主開發(fā)，不同時期、不同業(yè)主、不同調節(jié)性能、不同并網(wǎng)點的水電不協(xié)調問題突出，下游水電受上游干支流電站出力影響大。六是水電建設成本差異大。既有運行幾十年的老電站，基本無折舊和財務費用，也有近年新投產(chǎn)的電站，債務利息負擔重。同時期建設的水庫電站相比一般徑流式電站成本偏高，另外，在建和后續(xù)開發(fā)的水電建設造價更高［1］。七是電價類型多。歷史形成的還本付息電價、經(jīng)營期電價、標桿電價、分類標桿電價、分時電價、“三州”留存電量電價、川電外送電價、留川電量電價、扶持電量電價等水電上網(wǎng)電價多達33個，火電上網(wǎng)電價也有9個標準。銷售電價更加復雜，國網(wǎng)四川電力公司經(jīng)營區(qū)內(nèi)大部分實現(xiàn)同價，部分低價區(qū)尚未同價。省屬電網(wǎng)20多個價區(qū)和市縣電網(wǎng)仍是“一縣一價”。

1電力市場概況

1.1發(fā)用電情況。2018年四川省全口徑裝機容量9832.67萬kW。其中，水電裝機7823.95萬kW，占全口徑裝機的79.57%;火電裝機1575.15萬kW，占比16.02%;風電裝機252.82萬kW，占比2.57%;光伏裝機180.75萬kW，占比1.84%。2018年四川省全口徑發(fā)電量3760.84億kW•h。其中，水電、火電、風電、太陽能發(fā)電量分別為3249.10億、434.67億、54.65億、22.42億kW•h。2018年，發(fā)電設備平均利用小時數(shù)為3859h。其中，水電、火電、風電、太陽能發(fā)電平均利用小時分別為4186、2724、2333、1441h。2018年，四川省全社會用電量2459.49億kW•h，統(tǒng)調最大用電負荷超過3700萬kW。其中，第一產(chǎn)業(yè)、第二產(chǎn)業(yè)、第三產(chǎn)業(yè)、城鄉(xiāng)居民生活用電量分別為11.16、1561.99、419.99、466.36kW•h，分別占比為0.4%、63.5%、17.1%、18.9%。2018年四川省與區(qū)外電網(wǎng)已形成“四直六交”聯(lián)網(wǎng)格局。即，通過復奉、錦蘇、賓金三條±800kV直流、±500kV德寶直流以及川渝六回交流通道外送電力。2018年全口徑外送電量1333.25億kW•h。1.2中長期市場交易品種。截至2018年底，四川電力市場主體3346家，其中統(tǒng)調發(fā)電企業(yè)286家，電力用戶2864家，其中220kV用戶21家，110kV用戶153家，35kV用戶204家，10kV用戶2485家，6kV用戶1家，售電公司196家。目前，四川省開展省內(nèi)電力中長期交易，交易周期涵蓋年、月、周，形成了以“年度交易確定規(guī)模、月度交易促進增量、周交易處理偏差”的市場交易機制，交易方式有自主雙邊交易、復式競價撮合交易和拍賣轉讓交易等。以年度交易為主，按月開展月度偏差電量調整交易、短期發(fā)電輔助服務交易、豐水期居民生活電能替代交易等。按周開展直購電增量交易、富余電量交易、年度雙邊調整交易、電廠合同電量轉讓交易。交易品種主要由批發(fā)市場、零售市場組成，批發(fā)市場交易有直接交易、跨省跨區(qū)交易、合同電量轉讓交易、輔助服務交易四大類，直接交易的品種有常規(guī)直購、鋁電合作、戰(zhàn)略長協(xié)、跨省聯(lián)動、富余電量、低谷棄水、留存電量和居民替代等，合同電量轉讓交易又包括發(fā)電側合同電量轉讓交易、關?；痣娧a償交易、用電側合同電量轉讓交易、強退售電企業(yè)合同轉讓等，零售市場的交易品種也有常規(guī)直購、戰(zhàn)略長協(xié)、跨省聯(lián)動、富余電量、低谷棄水、留存電量等。1.3水電成交價格。［2］2018年，四川省內(nèi)年度市場化交易電量達712.06kW•h，共計650家市場主體參與直接交易，總成交電量614.73kW•h，其中水電成交電量483.46kW•h、火電128.62kW•h、風光2.65kW•h，水電參與直接交易成交電價0.214元/(kW•h)。水電企業(yè)參與年度市場交易的成交價格相差甚大。如2018年度成交的常規(guī)直接交易電量336.87億kW•h中，水電成交電量237.30億kW•h，交易均價0.265元/(kW•h)，區(qū)間為0.245～0.320元/(kW•h);長協(xié)直接交易電量140.79億kW•h，其中水電成交電量116.99億kW•h，交易均價0.194元/kW•h，區(qū)間為0.134～0.230元/(kW•h);自備替代交易電量36.81億kW•h，水電交易均價0.189元/(kW•h)，區(qū)間為0.085～0.205元/(kW•h);電能替代交易電量1.90億kW•h，水電交易均價0.148元/(kW•h)，區(qū)間為0.141～0.225元/kW•h;鋁電聯(lián)動及精準扶貧交易電量為49.51億kW•h，水電交易均價0.124元/(kW•h)，區(qū)間為0.036～0.146元/(kW•h)。從上述交易價格看，最小與最大交易價差高達1倍以上，如此大的價差會導致不同水電企業(yè)收益顯著不同。

2水電交易價差成因分析

2.1電站成本差異大。省內(nèi)水電企業(yè)分別建設于不同時期，有計劃經(jīng)濟體制下建設的，也有市場經(jīng)濟體制下建設的。一是新老電廠成本相差甚大，有的小水電度電成本只有幾分錢，新開發(fā)水電的成本卻高達0.4～0.5元。二是水庫電站與無調節(jié)電站成本差別大，在電網(wǎng)中的作用也不盡相同。水庫電站在優(yōu)化電源結構、保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行、調頻調壓和備用以及防洪、供水、航運等方面發(fā)揮諸多公益功能，移民安置、環(huán)境生態(tài)治理修復等成本也顯著高于一般徑流式電站。目前的競價規(guī)則均未對新老電站、水庫電站與一般無調節(jié)電站、調頻電站與一般電站區(qū)別對待。如，常規(guī)直購年度雙邊交易水電實行均按基準電價0.288元/(kW•h)上下浮動15%限價，月度交易均按0.288元/(kW•h)執(zhí)行豐枯浮動后上下浮動15%限價。“一刀切”的競價機制造成新老水電、水庫電站與無調節(jié)水電不平等競爭，水電站間矛盾突出。2.2公平競價環(huán)境缺失。一是送出通道受阻嚴重，影響部分水電全電量交易。目前，攀西斷面受阻容量約550萬kW，受阻率近30%;康甘斷面受阻480萬kW，受阻率約為60%。這兩個斷面的水電只能部分參與市場交易，棄水嚴重。二是四川電力外送通道使用矛盾凸顯。國調水電優(yōu)先使用外送通道，省調水電外送通道嚴重短缺，國調、網(wǎng)調水電使用76%的通道資源，省調水電僅能使用24%的外送通道。三是電力消納政策不一致。國調機組按國家能源局確定的跨省電力消納方案運行，“點對網(wǎng)”直送江蘇、上海等地，年發(fā)電利用小時數(shù)5000h以上，基本不棄水;地調機組在供區(qū)內(nèi)自我平衡，“棄水”較少;省內(nèi)電網(wǎng)平衡壓力幾乎全由省調機組承擔，機組利用小時僅為國調機組的70%。四是不同調度主體發(fā)電企業(yè)參與市場交易的深度不同。省調機組參與市場交易;而兩家國調機組留川電量執(zhí)行政府批復電價，量價均保，不參與省內(nèi)市場競爭。國調機組與省調機組盈利水平差異大，兩家國調、網(wǎng)調水電企業(yè)實現(xiàn)的利潤，占全省水電企業(yè)的87.7%。國調、省調水電企業(yè)間缺乏公平、統(tǒng)一的競爭環(huán)境，導致國調與省調水電企業(yè)呈現(xiàn)“冰火兩重天”現(xiàn)象。2.3市場價格信號失靈。目前，四川電力總體供大于求，汛期水電棄水嚴重。在電力供需嚴重失衡的情況下，市場化交易演變?yōu)榘l(fā)電側“純降價”。市場競爭價格往往成最低限價，市場價格信號失真，難以傳遞出體現(xiàn)水電建設成本和清潔能源價值的信號，也無法有效調節(jié)供需;加之市場規(guī)則限制等因素，導致市場價格機制難以發(fā)揮應有的作用，上網(wǎng)電價逐年下降，不到批復電價或標桿電價的80%，影響水電企業(yè)的合理收益。有些企業(yè)生存面臨挑戰(zhàn)，挫傷了企業(yè)開發(fā)水電資源的積極性，難以有效引導水電開發(fā)投資，有礙四川水電健康可持續(xù)發(fā)展。目前，四川水電新開工項目明顯不足，2018年水電裝機僅增長1.4%，2019年水電裝機增幅約3%，發(fā)電裝機增速整體放緩，預計未來2～3a內(nèi)枯水期將面臨缺電，需外購電力予以滿足。

3政策建議

3.1探索試行水電“兩部制”電價。為體現(xiàn)同網(wǎng)同質同價原則，實現(xiàn)合理補償成本、合理確定收益，有利于電網(wǎng)的經(jīng)濟調度、電力市場的健康發(fā)展和資源的優(yōu)化配置，可探索試行水電“兩部制”電價，即容量電價和電量電價。容量電價主要反映電站折舊、財務費用等固定成本，容量電價按不同投產(chǎn)時期實行同一標準，由政府價格主管部門核定或逐步過渡到通過市場競爭形成，電量電價則主要由發(fā)電變動運行成本組成，電量電價完全通過市場競爭形成［3］。容量電價與發(fā)電計劃利用小時數(shù)掛鉤。通過兩部制電價能較好處理不同時期投資的電站、水庫電站和無調節(jié)電站等的成本和電能質量差異，為各類電源創(chuàng)造公平公正的競爭環(huán)境。3.2探索試行分類標桿電價+浮動機制。水電按調節(jié)性能分類定價，可以充分體現(xiàn)出調節(jié)性能好的水電站的資源價值和市場價值，給水電投資以強烈的引導信號，鼓勵建設調節(jié)性能好的水電站，抑制調節(jié)性能差的水電站盲目建設，有利于水電事業(yè)的持續(xù)健康發(fā)展，有利于電源結構調整和優(yōu)化。實踐證明，水電分類定價符合四川實際。為保持四川電價政策和市場化改革的有效銜接，建議試行分類標桿電價+浮動的機制。即，按照不同時期投產(chǎn)水電的成本差異，水庫電站與徑流式電站成本差異以及豐枯期差異，合理確定分類標桿電價水平及不同上下浮動系數(shù)，發(fā)電企業(yè)在分類標桿電價+浮動范圍內(nèi)有限競爭。3.3完善市場機制建設。一是營造公平的市場環(huán)境。建議取消國調機組留川的國家指令性電量計劃安排，將其統(tǒng)一納入四川省年度電力電量平衡方案，推動國調機組留川電量參與市場機制盡快落地，參與四川電力市場交易，確保各級調度發(fā)電企業(yè)，新老電站，不同類型電站能站在同一“起跑線”上參與市場，形成公平有序的市場競爭環(huán)境。二是建立公平的價格競爭機制。理順計劃體制下投產(chǎn)發(fā)電企業(yè)價格，還本付息完成后的電站，重新核定電價。三是建立公益性電站發(fā)電保障機制。對公益性和調節(jié)性水庫電站、電網(wǎng)主力調頻電站等，可探索優(yōu)先發(fā)電計劃電量按照“保量保價”或“保量限價”形成，并實行優(yōu)先發(fā)電價格波動傳導機制。四是建立標桿電價動態(tài)調整機制。隨著后續(xù)電源開發(fā)成本的提高，分類標桿電價也應隨之調整。3.4鼓勵流域梯級水電統(tǒng)一競價。流域梯級水電上下游水力電力聯(lián)系密切，而水庫防洪、灌溉、供水、生態(tài)用水等綜合利用要求復雜。按照有利于提高河流水資源利用效率，有利于梯級水電統(tǒng)一調度，保障流域梯級水電安全經(jīng)濟運行的原則，統(tǒng)籌考慮水電的多目標功能，研究探索流域統(tǒng)一調度、統(tǒng)一參加電力市場競價的模式［4］，建立梯級聯(lián)合調度利益共享機制，充分調動各方積極性，鼓勵和引導多業(yè)主適應電力市場改革，逐步推動流域梯級水電實現(xiàn)單站競價向河流分段統(tǒng)一競價、分業(yè)主統(tǒng)一競價或全流域統(tǒng)一競價，提升流域梯級水電的優(yōu)化調度、市場消納和經(jīng)濟效益水平。3.5積極爭取財稅金融政策支持。鑒于四川未來水電建設成本攀升、市場競爭力差，為提高水電的價格競爭力，應積極爭取國家財稅金融政策支持，降低政策性成本。如，減免水電站水資源稅，繼續(xù)實行大型水電增值稅超過12%的部分即征即退或允許財務費用、移民投資納入抵扣范圍［5］，降低水電企業(yè)增值稅稅負。積極爭取甘孜、阿壩、涼山三洲藏區(qū)水電項目實行西藏地區(qū)優(yōu)惠貸款利率，降低藏區(qū)水電建設成本，以提高市場價格競爭力。3.6加快輸電通道建設。為更大范圍配置電力資源，建議加強與國家電網(wǎng)(國家電力調度中心)的溝通銜接，在豐水期科學合理確定甘孜雅安、甘南攀西500kV水電通道輸電的安全約束，進一步減少對現(xiàn)有500kV水電通道輸電能力限制，發(fā)揮現(xiàn)有水電通道最大潛力。對已納入國家和四川“十三五”規(guī)劃的雅安加強工程、甘蜀改接和串補工程，加強線路走廊及建設用地問題協(xié)調，加快核準開工，提高送電能力。積極爭取將四川省中長期目標電網(wǎng)及結構規(guī)劃納入國家電網(wǎng)調整規(guī)劃，協(xié)調取得國家電網(wǎng)大力支持并爭取盡早實施，盡早開工建設阿壩-成都-樂山-甘孜特高壓交流環(huán)網(wǎng)工程，著力解決甘孜、雅安、阿壩地區(qū)大渡河、雅礱江流域電站當前受阻水電送出問題。督促國家電網(wǎng)加快第四回特高壓“網(wǎng)對網(wǎng)”送出工程前期工作，盡快開工建設，早日投產(chǎn)，滿足甘南攀西統(tǒng)調水電機組富余電量優(yōu)先外送消納需要，為水電參與更大范圍的市場交易創(chuàng)造條件。3.7積極穩(wěn)妥推進電價市場化改革。水電是清潔能源，水力發(fā)電和水資源利用密不可分，水電特別大型水庫電站是現(xiàn)代社會不可缺少的重要基礎設施，不僅關系著國家能源安全，關系著能源結構調整和能源供給革命，也直接關系著水安全、糧食安全、國家安全，關系著解決區(qū)域發(fā)展的不平衡、不協(xié)調和不充分問題，水電的戰(zhàn)略地位和作用不可替代。水電除具有一般電力商品的屬性外，更重要的是它具有社會公益性;而且水電與其他電源相比，由于其調節(jié)性能、建設成本、就地消納與外送等的區(qū)別，水電之間的差異性大。四川水電占總裝機80%，水電價格不僅影響其他能源價格，也影響用戶電價及四川社會經(jīng)濟發(fā)展。因此，我們應充分認識到四川水電價格改革的復雜性、困難性和艱巨性，水電價格機制除反映電力成本和市場供需狀況外，也要有利于引導電源投資。四川水電價格機制改革應在充分發(fā)揮市場在配置資源中的決定性作用和更好發(fā)揮政府作用的原則下，順應市場發(fā)展規(guī)律，分類施策，不宜一刀切，也不能一蹴而就;應從著重解決四川電力行業(yè)的主要矛盾出發(fā)，循序漸進，認真總結現(xiàn)行市場化改革的經(jīng)驗和問題，優(yōu)化交易品種，進一步完善中長期交易機制，在此基礎上，穩(wěn)步推進現(xiàn)貨交易。

參考文獻:

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作者:馬青 單位:國家能源集團大渡河流域水電開發(fā)有限公司