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新中國成立以來，電力行業發展與改革波瀾壯闊。在2015年啟動的新一輪電力體制改革中，云南成為全國首批電力體制改革綜合試點及國家首批輸配電價改革試點省份，2016年8月成立的昆明電力交易中心就是新一輪改革的標志性產物。
云南應該建設什么樣的電力市場？電能作為一種發、供、用同時完成的特殊商品，“市場之手”在健全交易機制、平衡市場主體利益上如何發揮作用？改革的風險和代價如何降到最低？綠色能源又如何變為“金山銀山”？圍繞上述問題，記者日前專訪了昆明電力交易中心有限責任公司總經理楊強。
圖為劉漢章在車間向工人了解生產情況。資料照片
“改革有陣痛，不改革是長痛”
每一段改革進程，都有鮮明的特點和閃光點。1978年改革開放之初，云南全省發電裝機130萬千瓦，到2018年底，云南全省發電裝機9367萬千瓦，是改革開放之初的72倍，以水電為主的清潔能源裝機比例83.8%，清潔能源發電量比例93%，居全國前列，成為我國重要的西電東送基地和綠色能源基地，期間涌現出“魯布革沖擊”等諸多開先河的壯舉。
電力行業的快速發展也帶來了新問題。楊強說，“十二五”期間，瀾滄江、金沙江流域大型梯級電站集中投產，全省發電裝機年均增速高達17%，但同期全省全社會用電量年均增速僅8%，2015年更是出現了自改革開放以來的首次負增長，供大于求的矛盾日益突出。
在裝機快速增長和用電增速放緩的雙重壓力下，云南自2013年開始出現棄水，火電利用小時也從2013年的3260小時逐年下滑至2016年的1264小時，火電企業經營舉步維艱。回顧當時電力行業所面臨的困境，一方面省內工業企業大量停產，開工率持續走低；另一方面電力無法消納，電廠只能選擇棄水或停機。
是繼續按部就班，還是解放思想、尋找突破？這是擺在政府決策者和廣大電力企業面前一道亟待解答的難題。形勢所迫，云南電力行業才有了壯士斷腕的決心，在全國率先開展電力市場化改革。
楊強介紹，根據中央精神，2014年汛期開始，云南省率先在電力領域推行市場化改革，2015年11月，云南省成為全國首批電力體制改革綜合試點和輸配電價改革試點。
“國外成熟電力市場已有30多年的歷史，云南究竟應該建設什么樣的電力市場？如何減少水電棄水？火電基本生存空間如何保障？市場主體之間的利益如何平衡？在市場建設之初，這些問題是大家討論的焦點。”楊強說，但當時還沒有任何一個成熟模式可以借鑒。
“云南電力市場建設形成今天的局面，關鍵在于市場主體的積極性和認可度，無論是發電側還是用戶側，大家互利共贏，市場才有動力推進，這其中市場主體的培育非常關鍵。我國走了很多年計劃經濟的路線，改革之初，最大的瓶頸主要還是各方思想不解放、認識不統一，部分企業一時難以從傳統的計劃模式轉變為市場模式，經歷了改革的陣痛，對市場充滿了迷茫。但各方始終以大局為重，通過招募組建成立了多股東電力交易機構和電力市場管理委員會，把各方最大限度地團結在改革的旗幟下。”楊強說。
在不懈努力下，云南電力市場形成了“電量穩步增長，電價保持穩定”的良好態勢。
深入推進電力市場化改革，搭建了公開透明、功能完善、相對獨立的交易服務平臺——昆明電力交易中心，其中云南電網有限責任公司控股50%，以招募、競爭性談判等方式確定電源企業、用戶企業、配售電企業等參股，按自愿的原則共同發起成立。相關部門先后兩次面向全國推廣云南電力市場化交易的成功經驗。2014年至今，省內發電企業和用戶累計交易電量2642億千瓦時，清潔能源交易電量占比、省內市場化率全國最高，為工業企業降低用電成本超過300億元，有效促進了實體經濟發展。
積極配合推進輸配電價改革，國家發改委通過嚴格的成本監審，核減云南電網公司輸配電成本每年31億元，核定2016—2018年首個監管周期平均輸配電價為0.146元/千瓦時，比原核定目錄電價降低1.65分/千瓦時，從電網環節最大程度挖潛并降低了企業用電成本，目前云南平均輸配電價在全國處于較低水平。
穩妥推進增量配電業務改革，積極鼓勵社會資本參與增量配電投資業務，穩妥、有序推進國家批復的3個批次15個試點項目和永平工業園區試點項目，目前已有10個項目通過招標明確業主，6個項目已組建實體化的配售電公司。積極探索研究增量配電網價格機制，在全國首家細化測算增量配電網各用電類別、電壓等級間的交叉補貼，提出交叉補貼標準建議，得到相關部門充分肯定和認可。
“大膽設想、小心求證” 推進市場化改革
“對改革進程中已經出現和可能出現的問題，困難要一個一個克服，問題要一個一個解決，既敢于出招又善于應招，做到‘蹄疾而步穩’。”楊強認為，用這句話來形容云南電力市場的建設之路最為貼切。
2014年，云南邁出電力市場化改革的第一步，當時針對汛期水電富余和工業開工不足的兩大痛點，推動214家重點工業企業與9家水電廠開展汛期富余水電交易，成效明顯；2015年，交易周期擴展到全年，還開展水火發電權轉讓交易；2016年，云南電力市場正式確立“中長期交易為主，日前短期交易為補充”的市場模式，全省全部大工業用戶全電量放開參與市場，并率先引入日前電量交易。
2017年至2018年，云南重點解決市場效率提升的問題，創新設計了連續掛牌、雙邊合同互保、用戶側合約轉讓等交易品種，鼓勵市場主體按“基準價格+浮動機制”簽訂雙邊合約，以規避價格波動風險。2017年交易電量703億千瓦時，2018年交易電量850.99億千瓦時，同比增長21.03%；全省西電東送電量完成1380.5億千瓦時，較年度計劃增送265.03億千瓦時；全網發電量2804.5億千瓦時，同比增長超過12.89%，綜合減少棄水328億千瓦時，全網清潔能源發電量占比93%。
在開展省內市場建設的同時，云南充分發揮南方電網大平臺的優勢，配合廣州電力交易中心建設了跨省跨區交易市場，按照“計劃+市場”的模式，實現云南優質電力資源在更大范圍的優化配置。
楊強說，回顧云南電力市場化改革的歷程，兩個特點非常鮮明：一是始終緊抓“牛鼻子”，市場初期的重點是解決水電富余和工業降成本的問題，后期的重點主要是提高市場自身效率的問題，一步一個腳印不斷推進市場建設。二是注重機制設計，能夠通過“機制”解決的，絕不人為干預。
改革并非一帆風順。進入“十二五”以來，隨著電力產能明顯供大于求的階段性矛盾突出和西南棄水問題久治未愈，關停云南省內火電機組的呼聲不絕于耳。
楊強認為，云南省內火電裝機占全省總裝機容量雖然不到兩成，但這樣的觀點未免有些激進，而且違背了電力發展的規律，對于“靠天吃飯”的水電行業來說，都需要火電作為備用容量進行調峰。
“對此，我們首次引入火電長期備用補償機制，每年提取并分配火電長期備用補償資金20億元左右，在火電發電平均利用小時僅1200小時左右的情況下，實現火電企業整體不增虧，創造性地解決了火電長期備用的設備運維和基本生存問題。”楊強說。
還有一些人認為，各地實施電改以來基本表現為電價下調，改革“就是一味降價，對發電企業不公平”。楊強對此認為，云南改革各方都充分認識到，不合理的低價一方面直接惡化發電企業的經營環境，另一方面也將導致部分用戶過度依賴用電成本的下降，而不利于用戶核心競爭力的提升。因此云南設置了長協價格運行的綠色區間，處于區間范圍內時價格完全由市場自主形成，2017年云南絕大部分發電企業實現盈利或減虧，發電與用電行業共同實現健康可持續發展。
通過電力市場化改革，有效激發了實體經濟活力，為云南工業經濟轉型升級起到了重要支撐作用。統計顯示，2017年主要用電行業平均開工率58.2%，同比增長7.1個百分點；2018年全年平均開工率進一步增加至61.42%，同時實現了發電量逐年增加、棄水電量逐年減少。
云南綠色優質的電力資源和完善的電力市場機制，還吸引眾多清潔載能企業紛紛落戶云南，為云南省布局水電鋁材一體化、水電硅材一體化產業鏈，全力打造世界一流的“綠色能源牌”創造強力支撐。在新動能的帶動下，云南電力工業再次駛入發展快車道，電力占規模以上工業增加值的比例由2014年的14.4%逐年增加至2018年前10月的20.6%，并有望在2020年成為云南第一大支柱產業。
把握好三大關系 推動綠色能源變“金山銀山”
改革永遠在路上。云南電力市場化改革雖然取得了一定實效，但也出現了一些新情況、新矛盾。目前全省發電裝機已突破9300萬千瓦，其中以水電為主的清潔能源裝機占比接近83%，遠高于全國31%的平均水平；清潔能源發電量占比93%。
應對電力供需形勢變化，必須牢牢把握云南電源結構特點。楊強分析，從全省電源發電特性來看，水電裝機比重大，自身調節能力差，發電曲線呈“Ω”形狀，汛期（6-10月）水電發電量占全年水電發電量的65%。以水電為主的資源稟賦特點，決定了云南電力供應長期存在枯期缺電和汛期棄水等矛盾，難以實現全年均衡供應。
楊強說，從目前全省裝機規模和電力需求看，自2018年起云南電力供應逐步由“全年富余”向“汛期富余、枯期緊張”轉變，預計未來幾年將持續面臨季節性供需矛盾。初步估算，2019年1-5月，若要確保省內電力供應和西電東送電量，預計面臨約50億千瓦時缺口電量，需要依靠火電來彌補。
從中長期看，云南綠色載能產業發展將深刻影響全省電力供需形勢。按照規劃，云南2020年底水電鋁、水電硅產能將分別達600萬噸、130萬噸，預計年用電量將分別達686億千瓦時、300億千瓦時。此舉在有效消納汛期富余水電的同時，也將帶來中長期電力供需不平衡、電煤保障壓力大等問題。
“對此，應全力爭取白鶴灘右岸電站接入云南電網及部分電量留存。目前，云南省正與南方電網公司共同努力，加強向國家有關部委匯報溝通。”楊強說，新變化對市場化改革提出了更大的挑戰，需要各方以更加高超的改革智慧來妥善應對。
一是協調好水電與火電的關系。“枯期緊張”與“汛期富余”將成為一段時期內云南電力供應的新常態。枯期不足的電力供應主要依靠火電來彌補，但同時汛期又需要火電停機備用，以充分消納清潔能源。枯期發電、汛期停機的生產方式對火電企業的生產經營提出更高要求，同時電煤的生產、存儲也需要同步調整適應。另外，需要重點考慮火電與水電在發電成本上的明顯差異，設計相應的市場機制，防止水電與火電在同一市場參與競爭時造成市場的不穩定。
二是協調好省內與省外的關系。水電鋁、水電硅項目落地后，省內市場對電力的消納能力大幅增強。但載能產業受宏觀經濟形勢和國家宏觀調控的影響較大，具有一定的周期性和不確定性，由此也增加了電力消納的不確定性。對省外市場而言，在多重因素影響下，廣東對云南送電的需求日益增長；后期云貴聯網后“云電送黔”也有較大的市場空間，云南綠色電力資源的價值正在日益顯現。因此在市場建設過程中，要協調好省內與省外的關系，一方面要優先確保省內用電和西電東送框架協議履約，另一方面也要在更大范圍內推動云南綠色電力資源的優化配置。
三是協調好汛期與枯期的關系。云南以水電為主，且大部分為徑流式電站，后期云南能源產業政策制定、招商引資、市場機制設計等方面均要慎重考慮枯期與汛期的差別，分類施策。枯期應以“保供應”為主，汛期應以“促消納”為主，在進一步完善跨省跨區交易機制增加汛期外送的同時，還可考慮多扶持與云南電力供應特性相匹配的清潔載能產業，多方位共同促進汛期水電的消納。
楊強說，當前“中長期交易為主，日前短期交易為補充”的電力市場“云南模式”逐漸成熟，市場發展進入快車道。我們將繼續團結各方，以步步為營、久久為功的韌勁，逢山開路，遇水架橋，不斷把云南電力市場化改革推向前進。
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