關于跨省、跨區(qū)外送水電的市場競爭力分析

于倩倩

(水電水利規(guī)劃設計總院，北京100120)

我國能源資源和負荷需求逆向分布，為促進東西部經濟協(xié)調發(fā)展，實現(xiàn)全國能源資源優(yōu)化配置，“西電東送”戰(zhàn)略應運而生，逐步形成北、中、南三通道的送電格局[1]。作為我國水能資源的“富礦”，西部地區(qū)主要流域的大中型水電梯級以其優(yōu)越的經濟性和區(qū)域發(fā)展帶動能力，成為“西電東送”持續(xù)發(fā)力的基本保證。但隨著水能資源開發(fā)的深入，受到送電結構變化及資源價格上漲等因素影響，在現(xiàn)行體制機制下，水電落地電價不再具有顯著優(yōu)勢，直接參與市場競爭后的資源開發(fā)收益難以保證；同時，市場需求發(fā)生變化，使得送、受端地區(qū)推動“西電東送”的積極性降低，送電規(guī)模難以維持和接續(xù)，影響了國家戰(zhàn)略的實施和水電行業(yè)的正常有序發(fā)展。因此，有必要對外送水電的開發(fā)經濟性以及電價機制進行分析，研究提升跨省、跨區(qū)水電市場競爭力的措施，實現(xiàn)水電高質量發(fā)展目標。

本文以我國參與“西電東送”水電的發(fā)展現(xiàn)狀和趨勢為基礎，通過分析跨省、跨區(qū)外送水電在現(xiàn)行電力市場和電價機制下參與市場競爭的可行性和存在問題，結合國家能源革命戰(zhàn)略，探討保障水電合理可持續(xù)發(fā)展的措施建議。

1 發(fā)展概況

1.1 現(xiàn)狀效益

根據“西電東送”的電源和輸電線路布局，西部地區(qū)大型流域基地水電站主要通過中通道和南通道向華中、華東、南方區(qū)域的負荷中心輸送清潔電力。隨著戰(zhàn)略的深入推進，外送水電電量占比達到中、南通道外送電量總規(guī)模的80%。截至2019年底，我國參與“西電東送”的大中型水電站總裝機容量超過8 500萬kW[2]，結合目前項目進度，初步預計“十三五”末，水電參與“西電東送”總裝機容量近9 000萬kW左右。

“西電東送”戰(zhàn)略的實施在經濟、節(jié)能等各方面效益顯著。從送端區(qū)看，首先其有效推動了主要省份形成能源支柱產業(yè)格局，如云南、四川兩省的2019年底的水電裝機容量約為2000年底的16倍和8倍；其次，大力促進了地方經濟發(fā)展，僅1996年～2012年云南、貴州兩省外送電量的累計直接產值達1 620億元左右[3]；此外，期間由于水電站建設以及帶動的上下游其他行業(yè)發(fā)展所增加財政稅收可達上百億元。從受端區(qū)看，首先該戰(zhàn)略有效平抑了受端電價，節(jié)約了東部經濟發(fā)展成本，盡管電價上漲趨勢明顯，但已實施的“西電東送”水電落地電價均低于受端地的標桿煤電價格，以南方電網為例，2000年以后累計節(jié)約購電費用超400億元[3]；其次，大量的水電輸入，在優(yōu)化系統(tǒng)整體能源結構的同時，為后續(xù)新能源等電源多樣化發(fā)展提供了可能；此外，由于水電所提供的清潔電力替代，僅南方電網區(qū)域內，累計減少標準煤消耗量超億噸，并有效減少二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物等氣體的排放量，為實現(xiàn)我國節(jié)能減排目標提供了重要的支撐。

1.2 電價情況

我國水電參與“西電東送”的電力市場交易模式主要是由政府協(xié)調組織的具有長期送電協(xié)議的點對網和網對網送電，跨省、跨區(qū)電價為單一電量電價，主要采用經營期電價測算，在上網電價和輸電費用的基礎上形成落地電價，考慮具體水電站和輸電線路情況實行“一廠一價”、“一線一價”。其中，輸電費用包含輸電電價和網損電價。

隨著電力市場化改革的推進，跨省、跨區(qū)外送水電站實際執(zhí)行電價經過多次的調整。根據目前政策，外送水電交易價格由供需雙方協(xié)商確定。其中，輸電價格由國家發(fā)展和改革委核定，落地電價由送、受電雙方參照受電地區(qū)省級電網企業(yè)平均購電價格協(xié)商確定[4]；隨后政策明確“西電東送”水電站的上網電價按受端倒推電價的定價方式確定[5]。2016年起國家陸續(xù)批復了云南、貴州、湖北等22個省(區(qū)、市)電力綜合改革試點。試點改革區(qū)域中梯級水電上網電價執(zhí)行國家核定電價或送受端協(xié)商電價，跨省、跨區(qū)外送水電則與受端地區(qū)電源共同進行電力市場競爭?？傮w來看，各受端省(區(qū)、市)內跨省、跨區(qū)水電執(zhí)行核定電價或協(xié)商電價的電量比重將繼續(xù)降低，市場交易電量大量增多；同時已建參與“西電東送”水電實際執(zhí)行電價也逐步低于原核定電價，除核定輸電電價降低由送受端共同分擔外，跨省、跨區(qū)外送水電電價的實際降低的總量部分，主要傳導至西部水電所在的電源側承擔。

2 發(fā)展分析

我國水能資源分布不均，近80%的資源量在西部地區(qū)。從開發(fā)程度來看，未來仍然具有較大的發(fā)展?jié)摿6]。考慮電力市場現(xiàn)狀和發(fā)展預測水平，盡管西部地區(qū)電力需求增長迅速，但缺口主要在中長期顯現(xiàn)。因此，西部水電開發(fā)在滿足資源地自身用電需求的基礎上，參與“西電東送”依然是保障市場消納的重要方向。電力市場空間分析表明，未來主要流域水電外送的受端市場為華中、華東和南方電網區(qū)域。

由于待開發(fā)跨省、跨區(qū)外送水電的具體受端省(區(qū)、市)尚未確定，通過初擬的受端市場方向所在電網區(qū)域內的平均燃煤標桿電價、新能源發(fā)電指導價和受端系統(tǒng)的邊際電價，進行跨省、跨區(qū)外送水電參與電力市場交易的競爭力分析。其中，受端系統(tǒng)的邊際電價在初擬受端地區(qū)建設新增電源達到與外送水電滿足電力系統(tǒng)同樣的電力電量、調峰和輔助服務需求，以及碳減排效益能力的基礎上進行測算。即，以受端地區(qū)建設或接受新能源電源配置綠色儲能調峰設施，化石電源征收碳稅等作為電源擴展優(yōu)化的替代方案，最終邊際電價取各方案測算的最低值，亦即最優(yōu)替代方案對應值[7]。主要流域代表河段水電站外送規(guī)模對應的具體測算電價如圖1所示。

圖1 主要流域外送電價水平對比示意

由圖1可以看出，按照回收成本并滿足合理收益水平測算，待開發(fā)跨省、跨區(qū)外送水電站落地電價水平均高于受端地區(qū)煤電現(xiàn)行標桿電價?？紤]我國非化石能源發(fā)展目標，中長期新增電源主要以風光等新能源發(fā)電為主，則水電落地電價平均值與風電和光伏發(fā)電(符合規(guī)劃、納入財政補貼的集中式電站)的指導價基本持平。盡管部分流域河段外送價格高于新能源發(fā)電指導價；但根據國家發(fā)展戰(zhàn)略中，建立流域清潔能源基地和綜合能源基地的總設想，依托流域水電的調節(jié)性能，促進風電、光電等新能源開發(fā)和消納。如果考慮待開發(fā)流域水電與風、光等新能源電源打捆外送，由于外送通道建設成本被分擔，通道利用率增加，在一定的規(guī)模效益下，外送水電的落地電價可進一步降低，實際電價基本與新能源指導價一致。同時，按照國際能源發(fā)展綠色化的總體趨勢分析，需要考慮不同電源組合能夠滿足電力系統(tǒng)的實際需求并達到同樣的節(jié)能減排能力。由此可以看出，待開發(fā)主要流域跨省、跨區(qū)外送水電的落地電價明顯低于目標受端地區(qū)的邊際電價，即具有較強的市場競爭能力。

但不能否認的是，由于目前我國符合“同網、同質、同價”理念的健全的電力市場競爭規(guī)則尚未建立，在現(xiàn)行的電價政策和評價體系下，僅與不繳納碳稅的煤電標桿電價相比，跨省、跨區(qū)外送水電的電力市場競爭能力較弱。

3 影響因素

影響我國跨省、跨區(qū)水電的市場競爭力的因素主要可以從投資指標影響、電價形成機制、市場交易方式等幾個方面來進行分析：

(1)從投資方面看，水電是資源開發(fā)型電源，資源對投資影響的比例超過60%。按照技術經濟指標安排流域梯級開發(fā)時序，條件較好梯級優(yōu)先開發(fā)，剩余項目資源條件直接導致開發(fā)投資上漲。同時由于外部性成本增加，且承擔綜合利用功能的投資難以分攤，提升了水電開發(fā)決策難度，而大型水庫的缺乏，流域整體調節(jié)性降低，進一步影響同流域其他外送水電站的經濟性(聯(lián)合運行電價整體低于單獨運行電價)。對比煤電、新能源發(fā)電項目，工程投資中設備費用占比超過70%，隨著技術水平發(fā)展，投資敏感度高，整體下降趨勢明顯。但從單位電量投資分析，由圖2可以看出，目前主要流域外送水電站平均單位電量投資高于核電和火電，低于新能源發(fā)電。

圖2 主要電源類型平均單位電量投資對比

(2)從電價機制看，水電工程早期投資高，建設時間長；但運行壽命可達百年。由于電價調節(jié)規(guī)則缺失，水電工程還貸期和運營期過后可長期低價運行的特性被忽略，全生命周期經濟性無法體現(xiàn)。同時，現(xiàn)行電價也無法反映水電的水資源綜合利用功能、電力系統(tǒng)調峰和輔助服務能力、區(qū)域社會經濟帶動能力以及節(jié)能減排效益。此外，由于投資影響，未來水電電價總體上漲，現(xiàn)有的市場競價模式下，外送水電參與受端市場競爭，所獲得的電價收益不足以彌補開發(fā)成本和合理收益，影響行業(yè)開發(fā)積極性。

(3)從交易方式看，在目前的電力交易機制中，僅依靠市場經濟手段，無法滿足國家能源結構轉型的要求。在供大于需的寬松市場環(huán)境下，沒有國家宏觀協(xié)調，送受端難以開展平等協(xié)商。更重要的是，按照目前送電模式，形成送端落后地區(qū)以低價水電保障受端發(fā)達地區(qū)的用電經濟性，而用于送端地區(qū)自身發(fā)展超高的內需電價難以承受，送受端“倒掛”矛盾阻礙了實現(xiàn)社會公平發(fā)展，有悖于國家戰(zhàn)略的初衷。由于電價水平影響，送端地區(qū)對外送電量留存自用的訴求更加強烈，加劇“西電東送”矛盾[8]。

(4)從支持政策看，水電的調節(jié)能力和輔助服務能力支撐是實現(xiàn)我國能源革命戰(zhàn)略和非化石能源占比目標的核心；但目前可再生能源法中水電的適用細則一直未出臺，外送水電無法享受可再生能源的相關支持政策。而現(xiàn)行的稅費政策忽視了水電優(yōu)質清潔能源的基本定位以及承擔的水資源安全、防洪、灌溉等公益性效益和區(qū)域經濟社會發(fā)展的帶動能力，降低了跨省、跨區(qū)外送水電參與電力市場競爭的可持續(xù)性。

4 發(fā)展建議

水電發(fā)展歷程和發(fā)展現(xiàn)狀分析顯示，跨省、跨區(qū)外送水電作為參與“西電東送”戰(zhàn)略的主力電源，在促進東、西部地區(qū)的經濟發(fā)展，助力區(qū)域能源結構轉型中發(fā)揮了重要作用。但現(xiàn)行機制下，由于外送水電市場競爭力減弱，已建項目收益無法保障，待建項目目標市場無法落實，送受端矛盾加劇，在影響水電行業(yè)可持續(xù)發(fā)展的同時，更制約了國家戰(zhàn)略的持續(xù)推進和未來接續(xù)。結合競爭可行性影響因素分析，提出以下幾方面發(fā)展建議：

(1)從宏觀層面增加外送水電消納支持?！拔麟姈|送”和能源革命兩大戰(zhàn)略，是我國重要的發(fā)展思路，需要在合理分析受端地區(qū)市場空間的基礎上，由國家主導統(tǒng)籌建立跨省、跨區(qū)外送水電消納的協(xié)調機制，從國家和區(qū)域規(guī)劃、東西部經濟發(fā)展等各個層面予以政策支持，保障消納市場空間，確定水電外送協(xié)議符合水能資源的特性而靈活制定。改變僅以火電標桿電價為標準的經濟性評價和決策思路，建立以滿足電力系統(tǒng)全面需求和節(jié)能減排效益的邊際電價評價體系，作為“西電東送”等跨省、跨區(qū)外送水電的落地電價參考標準，保障水電參與市場競爭相對公平。

(2)從機制方面合理測算外送水電電價。充分考慮水電的市場性和公益性特點，兼顧新老水電工程特色，研究合理的水電電價形成機制，在助力水電行業(yè)健康有序發(fā)展的同時，總體上控制和平抑過高的上網電價。從國家層面建立水電外送電力、電量以及電價的滾動調整機制，體現(xiàn)水電開發(fā)合理的資源價值；同時，深化研究制定還貸期、經營期到期后的水電電價機制，選取合適流域，推動流域統(tǒng)一電價模式落地實施，增強跨省、跨區(qū)外送水電全生命周期的經濟競爭力。

(3)從投資方面建立水電自身良性循環(huán)機制。完善水電工程全生命周期綜合評價體系，合理評估水電項目社會、經濟效益。制定明確的綜合利用功能費用分攤政策和管理規(guī)定，并出臺投資分攤實施細則，促進戰(zhàn)略性工程的投資積極性建立。設立流域梯級補償機制，平抑龍頭電站投資成本，提升全流域水能資源利用效率，為實現(xiàn)多能互補和流域綜合能源基地建設提供基本的調節(jié)支撐。同時，形成水電以老帶新的滾動持續(xù)發(fā)展模式，形成水電行業(yè)內部有序開發(fā)的新動能。

(4)從監(jiān)督方面健全能源發(fā)展宏觀協(xié)調。強調政府的宏觀調控作用，以全國節(jié)能減排總目標為約束條件，在可再生能源配額中納入跨省、跨區(qū)水電，形成宏觀協(xié)調的考核監(jiān)督機制。根據經濟發(fā)展水平，協(xié)調供需雙方利益，保證供需雙方協(xié)商談判的公平性，保證跨省、跨區(qū)外送水電的資源開發(fā)環(huán)境補償和基本的合理收益，專用于支持水電資源開發(fā)地社會經濟發(fā)展和生態(tài)環(huán)境保護，促進跨省、跨區(qū)外送水電合理有序發(fā)展；同時，對宏觀調控的實施效果進行監(jiān)督，保證跨省、跨區(qū)外送水電逐步具備參與市場競爭的能力。

(5)從市場方面穩(wěn)妥有序推動參與競爭。跨省、跨區(qū)外送水電，由于參與“西電東送”戰(zhàn)略定位的特殊性和長期的發(fā)展歷程和效益，需要結合國家電力市場改革進程，逐步由核定電價穩(wěn)妥過渡至競爭電價，有序推動外送水電實現(xiàn)電力市場化交易。在輔助服務市場不完善前，合理確定水電開發(fā)的成本和基本收益，建立形成政府主導的外送電價機制；逐步引入符合水電特點的可再生能源配額考核及綠色證書交易制度，保障水電的消納和經濟可持續(xù)性；電力市場健全后，建立公平合理的競爭機制和環(huán)境，從水電電價中真實反映西部水電的社會、環(huán)境和生態(tài)的真實價值，推動實現(xiàn)市場競爭，真正實現(xiàn)用市場經濟手段促進能源結構轉型升級[8]。