解析电力体制改革的“云南模式”

云南模式

电改“云南模式”的核心内容是建设日趋完善、高效规范与公平公正的电力交易市场。但市场并不能解决所有问题，很多现实问题要靠改革和发展来解决，同时还必须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。

2017年11月3日，国家发展改革委、国家能源局在京组织召开“电力体制改革专题会议”，专题研讨如何做好电力体制改革落实工作。会上，昆明电力交易中心有限责任公司总经理杨强介绍了电力交易中心建设运行情况及经验，电改“云南模式”又一次得到国家层面的肯定。

2015年3月，国家实施新电改以来，云南就一直大步走在全国电改最前列，其改革成效受到了社会各界的高度关注。事实上，早在2014年云南省就开展了电力市场化交易试点，当年完成市场交易电量近200亿千瓦时。2015年11月，云南省被确立为全国首批电改综合试点省份;2016年4月6日，中共云南省委、云南省人民政府印发《云南省进一步深化电力体制改革试点方案》的通知;2016年8 月，昆明电力交易中心挂牌运营。云南加速推进电力市场化改革的决心和力度非同一般。

今年年初，国家发展改革委、国家能源局在云南召开了电力体制改革现场会。会上，国家能源局有关领导高度肯定了云南电改工作：“各方在改革上讲政治、行动上顾大局、协调上明事理、进程上重协同，起步早、力度大、有亮点、成效好。”国家发改委连维良副主任也指出，云南省在新一轮电力体制改革中起到了探路子、出经验、做示范的积极作用。

为深入了解电力改革的“云南模式”，本刊记者近日赴昆明进行了调研，走访了发电企业、电力用户、昆明电力交易中心及相关政府主管部门，试图从“云南模式”中探寻我国电力市场建设以及电力改革的内在规律。

“供给远超需求倒逼催生“云南模式”雏形”

云南，是我国水电工业的摇篮。1912年，位于昆明市的石龙坝水电站建成发电，这是我国大陆建造的第一座水电站。

历经百年发展，云南省内澜沧江、金沙江、怒江的干支流上已建成近千家水电站。截至2017年10月底，云南全省全口径电源装机8743万千瓦(含向家坝320万千瓦),其中水电装机6131万千瓦，占总装机的70.1%。云南水电不仅在省域经济发展中有着举足轻重的作用，其区域性战略地位也越来越重要。云南电力输送不仅跨越两个电网，还连接越南、老挝、缅甸等国家。随着“一带一路”、孟中印缅经济走廊、长江经济带、泛珠三角经济带等各项战略的实施，云南将逐步成为跨国跨区域的电力交换枢纽和全球最大的清洁电力交易中心。

云南水电高速发展始于“十二五”期间，国家大力实施西部大开发战略，作为优质水能资源富集的云南省掀起了水电建设的高潮。“十二五”期间，云南水电装机以年增速两位数增长。但是，随着我国经济发展进入新常态，电力需求增速逐年放缓，由2011年的11.7%下降到2015年的0.5%，云南省电力供给远超电力需求，形成了大量的弃水。根据国家有关部门统计数据显示，云南省2014年、2015年、2016年弃水电量分别为168亿千瓦时、153亿千瓦时、314亿千瓦时， 2014年水电企业亏损面达31%;而同期云南火电利用小时大幅下降至1500小时以下，火电企业自2013年以来持续连年亏损，企业负债率高达150%，有的企业甚至到了200%;作为云南省第二大经济支柱的电力工业遭遇前所未有的发展瓶颈。

据云南省相关政府部门负责人介绍，2014年云南省经济发展陷入了持续低迷的局面。一边是云南水电大量弃水，一边是以高载能为主体的原材料加工业开工不足，最严重时实体企业开工率不到20%。为提振云南经济，在多重压力之下，云南省在国内率先启动了电改。2014年，云南省首开汛期富余水电竞价上网和大用户直购电试点，在云南电网公司成立了云南电力交易中心,作为市场化交易平台, 70多家工业企业参与市场交易，当年市场化交易富余水电90亿千瓦时,达成云冶集团与华能澜沧江公司景洪电厂直接交易70余亿千瓦时。云南电力交易中心作为全国首家电力交易中心,承担富余水电进行市场化交易任务，这成为云南电力市场建设的最初雏形。

“电改综合试点设定“云南模式”基本框架”

云南是新一轮电力体制改革的首批综合试点省份。在电改9号文及其配套文件框架下，2016年4月6日，云南省结合实际制定下发了《云南省进一步深化电力体制改革试点方案》，并成立了以省长任组长、三位副省长任副组长的云南省电力体制改革工作领导小组，负责制定切实可行的专项改革工作方案及有关配套措施，为确保电改工作顺利推进，云南省几乎把国际知名的电改专家全部请到，前前后后开展了8次整体培训，力度和决心之大也可见一斑。

据参与电改方案设计的专业人士介绍， 2016年全速推进的云南电改，是以优化结构为着力点，全力推进电力市场建设，先后完成了输配电价改革、交易机构组建等重点改革任务，有序推进发用电计划改革，充分体现市场在资源配置中起决定性作用，建立了多周期、多品种的电力交易体系，引入售电公司参与交易，持续完善市场化交易机制。

早在2016年3月15日，云南省输配电价就已经国家发改委核定实行。紧接着，云南省加速推动发用电计划改革，放开全部大工业用户、全电量参与市场竞争，放开了2004年1月1日后投运、110千伏及以上纳入省调平衡的全部水电厂、火电厂、风电场、光伏电厂参与市场竞争。进入市场的电力用户和发电企业全部取消基数电量、目录电价，全部电量、电价均由市场机制形成。

云南电力市场放开程度位居全国前列，形成了有序放开、主体多元、竞争充分的良好市场格局。据统计数据显示，2014至2016年，云南省内市场累计交易电量1088亿千瓦时，降低企业用电成本139.6亿元;省间市场完成西电东送电量2933亿千瓦时，其中市场化增送电量297亿千瓦时，为发电企业增收65亿元，综合减少弃水电量481亿千瓦时。

云南省相关政府部门负责人在接受记者采访时说，云南电改两年来取得的成效有目共睹。云南省内电力市场化交易量与电价日趋平稳，电改所释放出的红利，为云南经济稳增长和结构调整注入了绵延动力，云南工矿企业开工率从2014年的20%多上升到了2016年的60%多。

记者在昆明期间，特地走访了云南冶金集团股份有限公司。该公司产业发展主要包括电解铝、铅锌加工、钛合金及多晶硅等五大产品系列，均为高载能产业，是南方电网公司区域的最大用电户。该公司2016年用电量为218亿千瓦时，2017年全年用电量约达250亿千瓦时，其中电解铝占整个集团公司用电量的90%。据云冶集团慧能能源有限公司副总经理李俊杰介绍，电解铝的生产成本中，用电成本占到整个生产成本的35%，在原材料价格下跌幅度较大时，用电成本将占到整个生产成本的45%，因此电解铝对于电价的敏感度非常高。在开展电力市场交易之前，云冶集团公司用电按政府目录电价，到户电价为0.52元/千瓦时。公司全电量进入市场化交易后，2016年的到户电价为0.33元/千瓦时,2017年大致为0.35元/千瓦时。电改后，云冶集团用电成本年下降近40亿元，从而顶住了国际电解铝产能过剩、原材料价格上涨以及制成品价格下降的压力，公司扭亏为盈实现年利润2亿元。但从全国电解铝行业来看，云南0.35元/千瓦时的电价还没有成本优势。在内蒙古、新疆、甘肃等省份，电解铝企业大都拥有自备电厂，其电价大致是0.2元多/千瓦时。不过，云南的优势是水电铝，消耗的是清洁水电，这需要国家进一步完善政策促进类似的高载能低附加值产业向西南水电大省转移。李俊杰副总经理对记者说：“从电力用户的角度看，也不是电价越低越好，只是希望电价在企业经营发展可承受的范围内。如果一味地降低电价，造成电力企业不可持续发展，最终受损的还会是用户。对生产型的实体企业，安全稳定供电是第一位的。”

电改是利益的再分配。游戏规则的建立，蛋糕的再分配，会影响各方利益。用户和发电企业的诉求完全相反，双方利益泾渭分明，用户恨不得零电价，发电企业需要高电价回收成本。而云南电改两年后，记者在昆明走访时，听到的更多是市场主体之间达成的共识：通过电力市场化改革的不断完善，发电企业、电网企业和电力用户实现共同发展。

“电力市场建设“定位和规模”

成就“云南模式”领先地位

”2016年8月25日，昆明电力交易中心有限责任公司正式挂牌和云南电力市场管委会成立，这是云南电改乃至中国电改的标志性事件之一。昆明电力交易中心由云南省能源局牵头组织筹建，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。

昆明电力交易中心有限责任公司总经理杨强认为，电改“云南模式”最核心的内容就是建设日趋完善的高效规范与公平公正的电力交易市场。昆明电力交易中心成立一年以来，准确把握“公益性服务平台”定位，以“服务市场主体各方”为核心，着力打造高效规范的电力交易平台，公平公正做好电力市场运营服务。

昆明电力交易中心组建一年以来，着力加强电力市场顶层设计，在吸收借鉴国内外电力市场建设经验的基础上，逐步建立了“中长期交易为主，日前短期交易为补充”的市场架构，设计了涵盖年、月、日前3个交易周期的9个交易品种，是目前全国唯一一家开展日前电量交易的电力市场，在全国首次引入月度双边协商、年度双边合同互保等交易品种，积极引导支持市场主体按“基准价格+浮动机制”签订中长期双边合同，并提供灵活的价格调整机制，允许交易双方在电量交割前最后一个工作日修改双边合同价格，大幅提高双边合同履约率，充分满足市场主体多样化的交易需求。

据昆明电力交易中心总交易师严明辉介绍，截至2017年10月底，在昆明电力交易中心完成准入的市场主体共5588家，其中发电厂355家，合计装机容量6673万千瓦，占全省发电装机的78%，电力用户5166家，售电公司67家。2017年1～10月，共成交市场化交易电量566.72亿千瓦时，同比增长20.48%，占全省大工业电量的92.6%，占全省全社会用电量57.3%。预计全年市场化交易电量将超过650亿千瓦时，同比增长超过10%。

“昆明电力交易市场运行一年多以来，现在是量价趋稳，品种日趋丰富，市场结构进一步优化，市场效率进一步提升，‘云南模式’更加成熟。”对云南电力市场建设的现状，一位政府官员给出了如此评价。

“健全电价市场形成机制是“云南模式”的内在要求”

推进电力市场化改革不能理解为降电价，而是要通过电力市场化交易建立科学合理的电价形成机制。各地实施电改以来全都表现为电价下调，这是当前电力富余传导到市场供求关系反映价格的表现，而不能看成电改的必然结果。

开展电力市场化交易以来，仅2016年云南省电力行业整体让利幅度超100亿元，其中发电企业让利近70亿元。据华能澜沧江水电股份有限公司营销部负责人介绍，至2017年华能澜沧江公司现有水电装机1770万千瓦，在建和筹建约1200万千瓦，年发电量约725亿千瓦时，国家批复公司水电经营期电价0.3元/千瓦时左右，电改启动以来,公司售电价格大多不到0.2元/千瓦时。公司利润连年大幅下滑。公司2015年利润17亿元，2016年利润下降到1.6亿元，这1.6亿元主要是增值税退税及内控降管理成本获得的，发电主业仍是亏损的。从2014年以来，华能澜沧江公司是“增装机、增电量、减效益”。作为总资产高达1800多亿元的华能澜沧江水电公司，运营澜沧江流域具有多年调节能力的梯级水电站，资源禀赋虽好，但却很难完成对国有资产的保值增值任务，企业发展进入困难期。

如果出现电价低于成本并持续下跌，或者彻底成了“垃圾”价格，虽然短期内对于用户有利，但是从长远来看，对各方都不利。11月3日，国家发改委副主任连维良在电力体制改革专题会议也指出，要继续探索建立科学的市场形成价格机制及价格品种，形成上下游联动、共同应对市场变化的科学机制。要注意解决市场运营中存在的发电上网电价单边降价的问题，指出地方政府应认识到电力在先行、保供方面的重要性，应建立制度解决行业盈利条件问题。

业内人士认为，就云南来说，当前要进一步理顺电价市场形成机制，还有许多工作要做，包括进一步完善输配电价、进一步扩大市场主体、增加市场交易品种以及进一步加强售电侧改革，这里的每个环节都与电价机制建设息息相关。

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。

本文刊载于《中国电力企业管理》2017年11期