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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、不公平競價環境、信號失靈等，并提出了市場環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:一是電網類型多樣。既有國家電網，又有地方電網。國家電網分為一個直供區和100多個全資、控股子公司供區，地方電網有一個省屬電網、5個市縣電網和254個小水電自供區。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一調度的機組)直送江蘇、上海、浙江，又有網調(西南電力調度控制中心統一調度的機組)機組送往重慶;既有省調機組(四川電網調度控制中心統一調度的機組)在省內平衡消納，還有地調機組(在不同地方范圍內調度的機組)在市、縣范圍內消納，還有不參加統一調度的自備電廠。另外，還存在“一江三調”(雅礱江梯級水電受國調、西南網調、省調三級調度)，“一廠兩調”(溪洛渡電站同時受國網、南網調度)。三是送電方式多樣。四川電網與西藏、重慶、陜西、華中、華東電網有輸電網連接，既有復奉、錦蘇、賓金“點對網”外送，又有川渝、川陜“網對網”外送;既有直流外送通道，也有交流外送通道。四是水電調節性能多樣。多年調節、年調節、季調節、日調節和無調節(徑流式)電站兼有，季以上調節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安全穩定運行中起重要作用，而且還承擔防洪、灌溉供水、航運、生態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主開發外，大部分梯級水電為多業主開發，不同時期、不同業主、不同調節性能、不同并網點的水電不協調問題突出，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，在建和后續開發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電價多達33個，火電上網電價也有9個標準。銷售電價更加復雜，國網四川電力公司經營區內大部分實現同價，部分低價區尚未同價。省屬電網20多個價區和市縣電網仍是“一縣一價”。

1電力市場概況

1.1發用電情況。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年四川省全口徑發電量3760.84億kW•h。其中，水電、火電、風電、太陽能發電量分別為3249.10億、434.67億、54.65億、22.42億kW•h。2018年，發電設備平均利用小時數為3859h。其中，水電、火電、風電、太陽能發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，統調最大用電負荷超過3700萬kW。其中，第一產業、第二產業、第三產業、城鄉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年四川省與區外電網已形成“四直六交”聯網格局。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，其中統調發電企業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市場、零售市場組成，批發市場交易有直接交易、跨省跨區交易、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直購、鋁電合作、戰略長協、跨省聯動、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電側合同電量轉讓交易、關停火電補償交易、用電側合同電量轉讓交易、強退售電企業合同轉讓等，零售市場的交易品種也有常規直購、戰略長協、跨省聯動、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)，區間為0.245～0.320元/(kW•h);長協直接交易電量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)，區間為0.141～0.225元/kW•h;鋁電聯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。省內水電企業分別建設于不同時期，有計劃經濟體制下建設的，也有市場經濟體制下建設的。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，新開發水電的成本卻高達0.4～0.5元。二是水庫電站與無調節電站成本差別大，在電網中的作用也不盡相同。水庫電站在優化電源結構、保障電力系統安全穩定運行、調頻調壓和備用以及防洪、供水、航運等方面發揮諸多公益功能，移民安置、環境生態治理修復等成本也顯著高于一般徑流式電站。目前的競價規則均未對新老電站、水庫電站與一般無調節電站、調頻電站與一般電站區別對待。如，常規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、水庫電站與無調節水電不平等競爭，水電站間矛盾突出。2.2公平競價環境缺失。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。國調水電優先使用外送通道，省調水電外送通道嚴重短缺，國調、網調水電使用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”直送江蘇、上海等地，年發電利用小時數5000h以上，基本不棄水;地調機組在供區內自我平衡，“棄水”較少;省內電網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電企業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行政府批復電價，量價均保，不參與省內市場競爭。國調機組與省調機組盈利水平差異大，兩家國調、網調水電企業實現的利潤，占全省水電企業的87.7%。國調、省調水電企業間缺乏公平、統一的競爭環境，導致國調與省調水電企業呈現“冰火兩重天”現象。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，市場化交易演變為發電側“純降價”。市場競爭價格往往成最低限價，市場價格信號失真，難以傳遞出體現水電建設成本和清潔能源價值的信號，也無法有效調節供需;加之市場規則限制等因素，導致市場價格機制難以發揮應有的作用，上網電價逐年下降，不到批復電價或標桿電價的80%，影響水電企業的合理收益。有些企業生存面臨挑戰，挫傷了企業開發水電資源的積極性，難以有效引導水電開發投資，有礙四川水電健康可持續發展。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%，發電裝機增速整體放緩，預計未來2～3a內枯水期將面臨缺電，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。為體現同網同質同價原則，實現合理補償成本、合理確定收益，有利于電網的經濟調度、電力市場的健康發展和資源的優化配置，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］。容量電價與發電計劃利用小時數掛鉤。通過兩部制電價能較好處理不同時期投資的電站、水庫電站和無調節電站等的成本和電能質量差異，為各類電源創造公平公正的競爭環境。3.2探索試行分類標桿電價+浮動機制。水電按調節性能分類定價，可以充分體現出調節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，鼓勵建設調節性能好的水電站，抑制調節性能差的水電站盲目建設，有利于水電事業的持續健康發展，有利于電源結構調整和優化。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，發電企業在分類標桿電價+浮動范圍內有限競爭。3.3完善市場機制建設。一是營造公平的市場環境。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，確保各級調度發電企業，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境。二是建立公平的價格競爭機制。理順計劃體制下投產發電企業價格，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電保障機制。對公益性和調節性水庫電站、電網主力調頻電站等，可探索優先發電計劃電量按照“保量保價”或“保量限價”形成，并實行優先發電價格波動傳導機制。四是建立標桿電價動態調整機制。隨著后續電源開發成本的提高，分類標桿電價也應隨之調整。3.4鼓勵流域梯級水電統一競價。流域梯級水電上下游水力電力聯系密切，而水庫防洪、灌溉、供水、生態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，有利于梯級水電統一調度，保障流域梯級水電安全經濟運行的原則，統籌考慮水電的多目標功能，研究探索流域統一調度、統一參加電力市場競價的模式［4］，建立梯級聯合調度利益共享機制，充分調動各方積極性，鼓勵和引導多業主適應電力市場改革，逐步推動流域梯級水電實現單站競價向河流分段統一競價、分業主統一競價或全流域統一競價，提升流域梯級水電的優化調度、市場消納和經濟效益水平。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］，降低水電企業增值稅稅負。積極爭取甘孜、阿壩、涼山三洲藏區水電項目實行西藏地區優惠貸款利率，降低藏區水電建設成本，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(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，進一步減少對現有500kV水電通道輸電能力限制，發揮現有水電通道最大潛力。對已納入國家和四川“十三五”規劃的雅安加強工程、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及結構規劃納入國家電網調整規劃，協調取得國家電網大力支持并爭取盡早實施，盡早開工建設阿壩-成都-樂山-甘孜特高壓交流環網工程，著力解決甘孜、雅安、阿壩地區大渡河、雅礱江流域電站當前受阻水電送出問題。督促國家電網加快第四回特高壓“網對網”送出工程前期工作，盡快開工建設，早日投產，滿足甘南攀西統調水電機組富余電量優先外送消納需要，為水電參與更大范圍的市場交易創造條件。3.7積極穩妥推進電價市場化改革。水電是清潔能源，水力發電和水資源利用密不可分，水電特別大型水庫電站是現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，關系著解決區域發展的不平衡、不協調和不充分問題，水電的戰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，由于其調節性能、建設成本、就地消納與外送等的區別，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濟發展。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揮市場在配置資源中的決定性作用和更好發揮政府作用的原則下，順應市場發展規律，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的主要矛盾出發，循序漸進，認真總結現行市場化改革的經驗和問題，優化交易品種，進一步完善中長期交易機制，在此基礎上，穩步推進現貨交易。

參考文獻:

［1］劉悅，黃煒斌，馬光文．提高西藏水電外送價格競爭力的政策效應分析［J］．水力發電，2019，45(2)，21-24．

［2］四川電力交易中心．四川省2018年電力交易信息公告［J］．四川能源，2018(4):117-119．

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［5］史立山．中國水電建設管理實踐與探索［M］．北京:中國電力出版社，2013:126-128．

［6］昆明電力交易中心．電力市場—云南電力市場建設經驗與探索［M］．北京:中國電力出版社，2017:77-92．

作者:馬青 單位:國家能源集團大渡河流域水電開發有限公司