新電改下云南中小水電資源整合分析

2017-09-21 10:04:14 ncepu電力市場　點擊量：評論 (0)

摘要：通過對國家電改目標、進程的分析，明確定位電力企業的發售一體化產業鏈運作模式，并提出現階段謀局的關鍵和突破口為中小水電資源整合;通過對云南中小水電現狀、資源整合的可行性分析，對目前國內較大的中小

摘要：通過對國家電改目標、進程的分析，明確定位電力企業的“發售一體化”產業鏈運作模式，并提出現階段謀局的關鍵和突破口為中小水電資源整合;通過對云南中小水電現狀、資源整合的可行性分析，對目前國內較大的中小水電資源整合企業運作模式的借鑒和比較，客觀分析了整合云南中小水電資源存在問題，提出了整合云南中小水電資源的具體建議。

1引言

2015年“電改9號文”及“電改配套6文件”的相繼出臺，緩緩拉開了全國新電改的序幕。云南作為全國第二大水電資源省份，亦是供需矛盾最為突出的省份，首當其沖被列為國家首批電改試點省份，同時也納入輸配電價改革試點省份。近一年多的時間里，電改試點方案下發，輸配電價獲得批復，省級電力交易中心組建成立，電力市場交易全面鋪開，近40家售電公司成立……云南電改的步伐鏗鏘有力，電力格局正發生著翻天覆地的變化。

如何找準定位適應新電改，實現可持續經營和發展，是擺在電力企業面前的課題。

2電改目標和原則

我國深化電力體制改革的終極目標是建立“管住中間，放開兩頭”的電力體制構架，形成“多買多賣”的競爭格局，形成主要由市場決定能源價格的機制。

新一輪電改的重點和路徑是：在進一步完善政企分開、廠網分開、主輔分開的基礎上，有序放開輸配以外的競爭性環節電價，有序向社會資本放開配售電業務，有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃;推進交易機構相對獨立，規范運行;繼續深化對區域電網建設和適合我國國情的輸配體制研究;進一步強化政府監管，進一步強化電力統籌規劃，進一步強化電力安全高效運行和可靠供應。

安全可靠、市場化改革、保障民生、節能減排、科學監管是新電改的基本原則。

節能減排基本原則中，重點強調強化能源領域科技創新，推動電力行業發燕尾服方式轉變和能源結構優化，提高發展質量和效率，提高可再生能源發電和分布式能源系統發電在電力供應中的比例。

3電改下的發展定位謀局

電力企業要未來市場站穩腳跟并持續健康發展，在新電改初期即現在的謀局至關重要。

隨著新一輪電改的持續推進，應運而生的是形形色色的售電公司，順著這些形形色色的售電公司經營模式思路延伸思考，結合國家電改“管住中間、放開兩頭”的目標及鼓勵建立長期穩定交易機制偏向，背后潛藏的或是電力企業“發售一體化”產業鏈運作的必然趨勢。

“發售一體化”，分為“發電”和“售電”兩端，“發電端”是整個產業鏈運作的關鍵。若“發電端”可承受的上網電價較低，就意味著“售電端”的潛在市場就越大、越受歡迎，電力企業的“發售一體化”產業鏈運作就較為輕松，并極有可能建立長期穩定交易關系，從而促進其良性健康循環持續健康發展;反之，則有可能無法運轉。

“發電端”可承受的上網電價高低，主要取決于各種類型的發電廠，在云南主要有火電、水電、風電、太陽能等。

火電受制于國家節能減排、全力消納清潔能源需求，僅有較少的發電空間，且會長期持續，電力企業在“發電端”謀局中，可不考慮;太陽能、風電造價成本較高，可承受的上網電價亦較高，且后續國家的補貼具不確定性，可暫時放一放;水電是國家鼓勵的清潔能源，且其經營成本低，可承受的上網電價較低，是電力企業在“發電端”謀局中的首選。

云南水電，分為大水電和中小水電，大水電大多屬五大發電集團開發運營，極少數由民營企業和私人開發運營，轉讓意向都不大;中小水電多屬于民營企業和私人開發運營，且點多面廣、較為分散，具有整合的空間和可能。

中小水電資源整合，是電力企業適應新電改，建立“發售一體化”產業鏈運作，“發電端”謀局的關鍵和突破口。

4云南中小水電現狀

4.1發電能力經過2002年國家廠網分開電力體制改革至今十多年的發展，特別是自2003年《云南省人民政府關于加快中小水電發展的決定》(云政發〔2003〕138號)下發以來，云南中小水電快速發展，且在一系列的招商引資優惠政策下，多為引進外省的民營企業、私人老板進行開發建設，經過多年的高強度開發建設，全省中小水電資源開發率已超過80%，覆蓋了90%以上的邊遠貧困民族地區，為地方增強了發展的造血功能。同時，全省農村近70%的人口用電、90%的農業生產用電來自中小水電，保障了電力供應。

截止2016年初，云南省全口徑裝機容量7978.943萬千瓦。其中水電裝機5923萬千瓦，占比74%。水電裝機中，100萬千瓦以上的大型水電站3628萬千瓦(含向家壩右岸電廠320萬千瓦)，占61%;25-100萬千瓦的大型水電站508萬千瓦，占9%;25萬千瓦以下的中小型水電站1787萬千瓦，占30%。

25萬千瓦以下的中小型水電站中，納入省調統一平衡或省地共調的781.69萬千瓦，占44%;地調直調和縣調調管的1005.2萬千瓦，占56%。

(詳見附件2016年初云南省水電裝機容量統計表)

4.2上網方式由省調或省地共調的中小水電，電力電量直接參與全省平衡，在全省范圍內進行消納。

由地調調管的中小水電，電力電量優先參與地區當地平衡，富余部分輸送到云南電網公司主干網，在全省范圍內進行消納。

由縣調調管的中小水電，電力電量先參與縣區內平衡，富余部分輸送到所屬地區內進行平衡和消納，再有富余部分再輸送到云南電網公司主干網，在全省范圍內進行消納。

2016年7月6日，《云南省人民政府關于加強中小水電開發利用管理的意見》明確，調整中小水電功能定位，充分發揮中小水電點多面廣的優勢，突出服務當地群眾生產生活和經濟發展的屬性，調整中小水電市場消納方向，支持區域扶貧、滿足以電代燃料和生態環境的保護。并按照“就近消納、州市調劑、電網調節”的運營模式，優先保證中小水電的并網和發電。

同時，云南電改試點方案明確：2004年電改前已投產的并網運行公用發電機組和由州市調度、縣調度運行的中小水電站，具有年調節能力的水電站，以及對電網具有安全穩定支撐作用的電廠，其電力電量列入政府保留的公益性調節性發用電計劃，以確保城鄉居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電，鼓勵“以電代柴”，確保可再生能源發電依照規劃保障性收購。

4.3上網電價根據《云南省工業和信息化委關于下發2016年云南電力市場化交易實施方案的通知》(云工信電力[2016]23號)，將售電主體分為優先電廠和非優先電廠兩類。其中優先電廠又分為三類，第一類優先電廠主要包括2004年前已投產的并網運行水電廠(裝機總量472萬千瓦)和由地調、縣調調度運行的中小水電及其他類型電廠。保障電網安全穩定運行所需的火電機組的部分電量和跨境電廠;第二類優先電廠包括風電廠、光伏及2004年后投產且以110千伏并入電網運行屬于省地共調的水電廠、水庫具有年調節能力及以上水電廠調節電量;第三類優先電廠指除第一類、第二類優先電廠外的其他水電廠。非優先電廠指除開保障電網安全外的其他火電發電量。

按2016年電力市場交易方案，納入省調統一平衡或省地共調的781.69萬千瓦的中小水電中，以220kV并入系統的，直接參與電力市場交易，屬于“不保量、不保價”范圍，電量及價格由市場決定;以110kV并入系統的，暫不直接參與市場競爭，實行全電量收購，通過價格調節機制參與市場(上網電價在國家批復的基礎上按參與市場競爭的優先電廠上網電價平均降幅比例扣減)，待技術、管理等方面成熟后適時參與市場競爭，暫屬于“保量、不保價”范圍;地調直調和縣調調管的1005.2萬千瓦水電站，不參與市場競爭，實行全電量收購、按政府核定電價上網，屬于“保量保價”范圍。

4.4經營情況收入方面：地調直調和縣調調管的1005.2萬千瓦中小水電，因屬“保量保價”范圍，主要取決于電站來水情況決定的發電量單一因素影響;納入省調統一平衡或省地共調的781.69萬千瓦的中小水電，因屬“不保量不保價”或“保量不保價”范圍，除受電站來水影響外，還受電力供需情況和電力市場交易價格多重影響。

近幾年來，面對宏觀經濟下行的巨大壓力，負荷需求增長乏力，云南電力總體呈現供大于求。2016年1-5月，云南累計棄水16.78億千瓦時，其中：省調棄水12.67億千瓦時，地方小電棄水4.11億千瓦時。省調棄水主要集中在滇西北大水電，梨園、阿海、龍開口、觀音巖等;地方小電棄水主要集中在怒江(占76%)、迪慶(占14%)、德宏地區(占9%)。

2016年一季度，云南電力市場交易總計成交電量156.79億千瓦時，發電側平均成交價0.266元/千瓦時。進入汛期，省內集中撮合交易電廠側平均成交價格約為其申報下限0.1元/千瓦時。

成本方面：中小水電的成本主要由財務費用(約占50%)、折舊費用、水資源費及庫區基金、日常運營維護、稅金等組成。

在2002年全省廠網分開電改的統一部署推進下，云南中小水電大多為2004-2006年開工建設，2007-2009年投產發電。但投產后自2009年以來云南開始面臨百年不遇的持續五年干旱，導致新投產的中小水電來水嚴重不足，利用小時低下，加之剛投產后較重的財務成本壓力，中小水電呈現大面積虧損。

2014年以來，云南旱情有所好轉，來水逐漸恢復正常，但又面臨全球經濟低迷、大量電源裝機持續投產、電力嚴重供大于求的嚴峻形勢，以及競價上網的電改格局，不得不面對棄水和低價銷售的尷尬局面，中小水電持續呈現虧損，成為燙手山芋。大部分民企和私人老板，承受不住來自各方面的壓力，現金流斷裂后被迫增加民間高息貸款維持，轉讓意愿強烈。