瞭望

　　根据日前《瞭望》新闻周刊记者调研了解，预计2016年云南仍然弃水严重。相关监管部门人士认为，云南电力市场改革推进至今，契合9号文及配套文件精神，但电力供给出现阶段性过剩，使得电改主题更加激烈地集中在电价问题上。
　　
　　“供给侧结构性改革的‘降成本’必然涉及电价。”该监管部门人士告诉本刊记者，弃水窝电、供需失衡的形势下，风电、火电、水电企业在供需失衡下的博弈愈加激烈，央企和地方在改革中扳手腕，多层次、多方面的利益博弈愈加激烈。
　　
　　“江水被大坝截住后又白白流失，为何不降价把电用出去？既扩大发电又满足经济的需求。”这位人士说。为此，云南提出大幅降低大工业综合用电价格，力图大工业用电价格成为全国最低的省份之一。
　　
弃水依然严重
　　
　　据云南电网公司介绍，在整个“十三五”期间，云南省装机规模将依然保持年均8%的增长，但省内用电量年均增速为2.5%。整体来看，在电力需求没有明显好转的情况下，云南电力供应形势依然维持供大于求且逐年增加的态势。
　　
　　值得注意的是，由于大型发电企业的投资主体主要是央企，多年来形成的项目投资惯性尚未在市场化改革进程中发生根本性转变，且项目建成后需在发电计划中予以体现，由此造成全国范围内电力产能全面过剩问题愈发严重。
　　
　　云南电网公司统计，到2016年底，纳入省调统一平衡装机将达到7042万千瓦，总发电能力超过3000亿千瓦时，但2016年总需求仅2100亿千瓦时，电量富余规模达850亿千瓦时，弃水电量约400亿千瓦时，火电年利用小时数仅能达到1430小时。
　　
　　从云南省内九大用电行业情况分析，今年由于市场大环境疲软，省内主要行业平均开工率呈三年连续下滑趋势，2013年为61.39%，2014年为58.66%，2015年尤为严重，仅有53.12%。同时，2015年受宏观经济下滑影响，用户报装意愿减弱，全年新装容量同比减少17.9%，大工业、非普、商业、居民的新增容量均低于去年同期。
　　
　　云南电网公司研判，2016年云南工业经济处于“水落石未出”的探底阶段，继续下行的压力和风险较大，延续低速低效趋势的可能性较大，稳增长压力不减，预计今年全省电力需求与去年基本持平。
　　
　　与此同时，尽管宏观经济“新常态”下东部地区用电负荷增速放缓，但出于拉动投资、带动经济增长、确保能源供给安全，以及增加就业和财政收入等方面考虑，东部地区新建电站的投资冲动快速提升。
　　
　　上述监管部门人士认为，弃水与经济周期相关，也与电网、发电方、供电方、用电方等体制没有理顺直接相关，“但是如果资源在更大范围优化配置，可以缓解电力相对过剩。”
　　
　　在其看来，在长江经济带战略框架下，如果能够充分利用电力资源充沛优势，而且在国家电力价格改革的思路得到落实、电力价格相对低的情况下，利用电力价格充裕空间“降成本”，是调整和优化一些地区产业结构值得尝试的手段。
　　
风火水电之争
　　
　　“严峻的弃水形势必然将推进电改走向深入，而风电、水电、火电等之间的利益之争必然愈发激烈。”云南省能源局相关负责人向《瞭望》新闻周刊记者表示，云南是中国电力最为浪费、效率最低、最为复杂、最具战略的省区。
　　
　　据统计，2013年到2015年，云南三年弃水电量370亿千瓦时；2014年水电企业亏损面达31%；2015年火电利用小时数降至1500余小时，企业负债率高达113%；尽管有8000万千瓦的装机容量，但有效容量只有三分之二，加上“东火西水中负荷”的电力分布，输电成本高、损耗大，输电容量利用系数只有38%。
　　
　　由于当前经济增长放缓，一些地方政府倾向开展电源建设等大的投资项目拉动地方经济。西南一些省份虽已严重弃水，却依然上马大批靠财政补贴的风电和太阳能项目。
　　
　　华能澜沧江水电股份有限公司营销分公司市场部主任韩珝告诉本刊记者，目前在四川、云南等电力严重过剩地区，由于对风电、光伏的过度补贴政策，已形成火电企业巨亏、水电企业步履艰难、风电企业暴利的局面，发电企业对水电项目投资意愿大大降低，转而大量投资风电及光伏。
　　
　　由于“僧多粥少”，云南发电设备平均利用小时数整体呈逐年持续下降趋势，尤以火电下降最快。云南电网公司统计显示，云南统调电厂平均发电利用小时数已经从2011年的4130小时下降到2015年的3128小时，其中火电从4732小时下降到1553小时。
　　
　　此外，近年来云南风电装机快速增长，风电不断挤占火电发电空间。枯期是云南火电运行发电的黄金时期，但风电发电的黄金时期也在枯期，火电、风电在发电出力段上存在重叠关系。2015年以来，风电最高日发电达到6600多万千瓦时，超过了火电日发电量。
　　
　　此外，根据国务院要求，要优先调度风电、太阳能和水电等可再生能源发电，燃煤机组属于最后调度发电序位。在水电和新能源发电装机容量占全省总装机容量82.5%的云南，火电并不占优势。
　　
　　云南省工信委电力保障处副处长付晖向本刊记者介绍，为缓解火电困局，云南在电力市场化交易中开展水火发电权置换，由水电企业购买火电发电权，替代火电发电，电网企业按火电上网电价支付该部分电量购电费用，水火电按4:6比例分配，也就是火电企业在不发电的情况下，通过转让发电权，即可获得上网电价60%的收益。
　　
　　云南省工信委统计，2015全年火电实际发电量加上清洁能源置换电量，平均利用小时数达2142小时，火电企业减亏5.6亿元，生产经营压力得到有效缓解。
　　
电价博弈愈发激烈
　　
　　据悉，目前云南市场化交易的电价由市场化价格机制决定，用户侧的用电价格由电能价格、输配电价（含线损）、政府基金组成。在当前经济环境下，云南大部分工业企业都能秉承“保本微盈”的思维，提升产品质量，改进生产工艺，提高市场竞争力。
　　
　　“一些电力载能行业，由于电费支出占成本比重大，降低电价的诉求较为迫切。”付晖向《瞭望》新闻周刊记者表示，经济形势持续低迷、内外需求不断收窄，导致工业企业生存压力加大，用户对电价的诉求越来越高。一些工业企业认为，电价必须降到一定程度，才能采购生产，但水电企业又不愿降价。不同发电企业之间的条件不一样，利益众口难调。
　　
　　云铝副董事长丁吉林认为，2014年以来，云南推行市场化交易的成绩值得肯定，但改革红利尚未完全释放，“云南目前的电力市场化交易虽然已经达到一定规模，但交易形式仍然是集中撮合交易。作为云南电网最大用户，市场化交易主要是集中撮合交易，更直接体现交易主体长期互利共赢目标的双边交易模式尚未建立。”
　　
　　究其原因，丁吉林认为，找到用户和发电企业之间的利益共同点难度比较大，电价水平难以达成一致，尤其是电网收取的基本电费（变压器容量费）和政府性基金也应下调。
　　
　　今年初，云铝一份呈上级部门的汇报中写道，“在云南目前的电力市场化交易和双边交易的电价结构中，含基本电费的输配电价和政府性基金偏高且高于许多省区，增加了发电企业和用户在电力市场化交易中找到利益平衡点的难度。”
　　
　　而据了解，仅基本电费一项，云铝生产一吨电解铝的成本就要高700元。丁吉林举例说，目前云南大工业用电缴纳的基本电费（变压器容量费）折合电价约5分/千瓦时。云南工业用电缴纳的政府性基金已达到5.4分/千瓦时，在电价结构中同样占比很高，且明显高于全国许多省区特别是西部省区约2分/千瓦时的水平。
　　
　　丁吉林认为，这让云铝难以与其他有自备电厂的电解铝企业开展公平竞争，“全国电解铝企业平均电价是0.251元/千瓦时，云铝是0.37元/千瓦时，高0.12元，这还是电力体制改革取得成效才拿到的。”
　　
　　这既增加了企业成本负担，也对电力市场化交易和促进水电消纳产生了严重制约。“我们希望通过电力市场化改革，降低用电企业的成本，最终拓展云南的用电市场，用户与发电企业、电网形成利益共同体。”丁吉林说。
　　
政府之手如何引导
　　
　　降价必然触及发电企业的切身利益。一些发电企业认为，电力体制改革实为央企和地方的利益博弈，发电企业是本轮电改中的弱势群体，突出表现便是“在市场化背景下，行政主导的优惠让利政策频出”。
　　
　　一家水电企业的负责人告诉《瞭望》新闻周刊记者，一个成熟电力市场的表现是稳定的双边交易，“但云南很难找到稳定可靠，信誉又好的企业。在双边交易中，工业企业按照自身的盈亏平衡点核算电价，但这样的价格难以接受。”
　　
　　相关人士认为，在电网体制关系理顺后，电价应当进行合理调整。目前，在水电富集区，高电价受到老百姓诟病，也是制约资源有效开发的因素。由于电力供应存在时空矛盾，水电资源富集地区的能源及相关载能产业发展与潜在的成长空间巨大。
　　
　　该相关人士告诉本刊记者，以电网及大型电力集团发展战略替代地方电力发展战略，必然导致地区产业发展和民生工业的电力需求不可能得到充分兼顾，“在这些地区水电产业高速发展的同时，相关的工业项目并未在能源开发过程中得到相对应的发展，这种被动局面需要中央、地方和相关企业集团高度关注。”
　　
　　到５月底，各方博弈又一次出现阶段性的成果：云南省人民政府下发文件决定，为促进水电铝产业加快发展，进一步降低企业用电成本，将确保云南铝业股份有限公司用电价格不高于每千瓦时0.2789元，试行时限为2016年6月1日到2017年5月31日。此次协议降价后，云铝股份用电价格比2015年再降每千瓦时0.07元左右，降幅达20%。□