首“吃”电改“螃蟹” “云南模式”激起电改浪花

今年5月18日，世界海拔最高、设防抗震级别最高的特高压直流输电工程——滇西北至广东±800千伏特高压直流输电工程全面投运，国家西电东送再添一条新通道。该线路每年可输送清洁水电200亿千瓦时，约占深圳市年用电量的四分之一。

2017年，云南省发电量超过2400亿千瓦时，西电东送达到1242亿千瓦时，比三峡一年的发电量还多。谁曾想，在几年前，云南还在为如何消纳富余水电而绞尽脑汁。云南省工业和信息化厅电力保障处副处长张兢说：“这一切源于电力体制改革。”

被迫弃水，倒逼改革突围

云南具有得天独厚的水电资源，水能蕴藏量超过1亿千瓦，可开发装机容量约0.9亿千瓦，均居全国前列。从九十年代开始，云南电力行业快速发展，初步建成国家清洁能源和西电东送基地。“十二五”期间，云南开启了水电建设的高潮。截至2018年10月底，全省电力装机容量达到9320万千瓦，是1978年的71倍多。清洁能源发电量占比超过92%，为国际一流水平。

“十二五”后期，受国内外经济下行影响，省内外市场用电增速下降明显，西电东送规模一时难以扩大，云南面临水电消纳难题：省内用电企业因为高电价而无法开工，筑坝拦水后的电厂因为电价高企而没有企业来购买电力，只好让水能资源白白流走。

“市场不景气时，烧煤发电的火电厂可以停产，但筑坝拦水的水电厂只能弃水，造成了资源的浪费。”一名水电厂工程师在谈到“弃水”时无奈地说。

2014年最严重时，云南的实体企业开工率不到20%，再加之电网统购统销的格局未被打破，电力用户无法与发电主体直接议价，就形成了发电侧弃水造成资源浪费、用户侧反映电价仍然较高的“怪像”。云南省丰富的电力资源优势未能完全惠及产业发展和民生需求，开展电力体制改革的呼声高涨。

“发电厂太多导致产能过剩，但是，这只是水电消纳困难的直接原因。”张兢认为，更深层次的原因是水电开发与用电市场不匹配。在多重压力之下，云南省决定率先开展电力市场化交易。

2014年，云南组建了云南电力交易中心，挂靠云南电网公司。通过对汛期富余水电竞价上网和大用户直购电试点，当年70多家工业企业参与市场交易富余水电90亿千瓦时，达成用电大户云南冶金集团与发电厂直接交易70余亿千瓦时。

作为全国首家电力交易中心，云南电力交易中心承担起了富余水电市场化交易任务，这成为云南电力市场建设的最初形态。

改革红利，立竿见影

由云南冶金集团控股的云南铝业股份有限公司(下称“云铝”)是云南电网用电量最大的用户，2017年共用电260亿千瓦时。

“电价占去了生产成本的35%左右。”谈及生产话题，云南冶金集团慧能能源有限公司副总经理李俊杰开门见山：“电价对我们来说非常敏感，哪怕下降1分，一年也可以节约几个亿的成本。”改革促使电力成本下降后，公司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，在市场低迷时期还保持了增长。

来自云南电网的数据显示，2014年，云南电力市场交易电量总量178亿千瓦时，集中竞价交易完成电量94亿千瓦时，为工业企业减少电费支出8.3亿元，发电企业通过减少弃水增加收入12.4亿元，通过市场化交易综合减少弃水132亿千瓦时。

2015年，改革的红利继续释放，市场化交易电量达320亿千瓦时，为工业企业实际减少电费支出36.2亿元，稳住了企业生产，主要行业的开工率由年初的42%回升至汛期的60%。全年综合减少弃水213亿千瓦时。

最终，云南电力市场形成了“三个主体，一个中心，三个市场，四种模式”的“3134”电力市场模式。“三个主体”指云南电力市场中的售电主体、购电主体、输电主体，“一个中心”为云南电力交易中心，“三个市场”是可进行电力交易的省内、西电东送市场、火电长期备用市场，“四种模式”是市场主体可自制选择参与的市场和交易模式，有直接交易、集中竞价交易、挂牌交易、合约转让交易。

改革再改革

2015年3月，中共中央和国务院发布了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(下称“9号文”)，而云南前期自主探索的改革模式高度契合9号文及配套文件精神。2015年，云南省成为全国首批电力体制改革综合试点省和输配电价改革试点省。

在国家电力体制改革框架内，云南新一轮的电改再次扬帆起航。2016年4月，云南在全国率先印发省级电力体制改革方案。之后，相关部门又及时制订了相配套的市场建设、放开发用电计划、售电侧改革、电力交易机构组建等6个专项实施方案。

2016年8月25日，全国首个也是目前为止唯一一个由电网公司相对控股的电力交易中心——昆明电力交易中心正式挂牌。云南电网在昆明电力交易中心只占50%的股份，另外一半以招募、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。

业界认为，这是云南电改乃至中国电改的标志性事件之一，向着发挥市场在资源配置中起决定性作用的道路上迈出了重要一步。

云南明确，除公益性调节性发用电计划电力电量和框架协议内送往省外的电力电量外，其他电力电量都应当在电力交易平台上进行交易。

电力被还原成了“商品”，实现了多方共赢。一年后，昆明电力交易中心交出一份成绩单：全年市场化交易电力703亿千瓦时，占省内全部电力的58%，全省超过95%的大工业电量主动选择参与电力市场化交易并共享改革红利。

不断增加的省内市场化交易电量和西电东送电量，让云南实现了将全年弃水电量进行有效控制的目标，2017年，弃水电量迎来下降拐点。电力交易中心的运行也让云南进入了“电量稳步增长，电价趋于合理”的多方共赢良性循环轨道。

“云南样本”走出电改新模式

在改革前，电力行业属于自然资源垄断型行业，电网实行统购统销。通过市场化交易后，改革带来了电价变化，也实现了利益再分配。亲历了云南电改历程的张兢坦言，电力市场的“蛋糕”就那么一块，一边分得多了，另一边肯定就少了。

通过改革发挥市场的资源配置作用，还原电力能源的商品属性成为了云南电改的突出亮点，为电力发展注入了不竭的动力和活力。云南省能源局总工程师李勤介绍，从2016年至今，与改革前相比，总计为全省企业降低用电成本超过200亿元，降成本取得实效。外送通道能力达到3240万千瓦，比1993年增长125倍。年送电量从5.4亿千瓦时到1380亿千瓦时，增长了250多倍，西电东送电量已接近省内用电量。

截至目前，云南已累计向广东、广西输送电量8000亿千瓦时，极大带动了省内电力工业的发展。预计到2020年，云南西电东送能力将达到3915万千瓦。同时，云南已累计向缅甸、越南、老挝等送电363亿千瓦时。

来自昆明电力交易中心的数据显示，通过电力市场化交易，云南电价水平由交易前的全国倒数5位下降至全国倒数第2位，形成了明显的电价洼地。

截至2018年11月底，云南电力市场注册交易主体达6850余家，同比增加1200余家，位居全国前列。预计全年电力市场化交易电量可达850亿千瓦时，占省内售电量的60%左右，电厂侧平均成交价0.18元/千瓦时左右，用户侧平均成交价0.33元/千瓦时左右。

云南在这场改革中，以国家电力体制改革框架为统揽，在组建交易中心、放开发用电计划、构建市场体系重点领域和关键环节率先突破，还原了能源的商品属性，探索出了“一个唯一，六个率先”的电力体制改革亮点。

一个唯一：成立全国唯一一例由电网公司相对控股的电力交易中心。六个率先：率先核定输配电价、率先建立规则完善的电力市场、率先大幅放开发用电计划、率先突破售电侧改革、率先通过市场化方式扩大西电东送、率先开展电力市场信用评价工作。

通过数年的改革，“云南模式”逐步“走红”，成为全国电改大潮中涌现的一朵浪花。面向未来，以改革促发展，云南正全力打造世界一流“绿色能源牌”。

云南电网公司党委书记、董事长薛武说，预计到2030年，云南清洁能源总装机将达到1.3亿千瓦，最大电力外送能力将超过5000万千瓦，云南作为全国重要的绿色能源基地、西电东送能源基地的地位和作用将进一步凸显。