關于跨省、跨區外送水電的市場競爭力分析

于倩倩

(水電水利規劃設計總院，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調發展，實現全國能源資源優化配置，“西電東送”戰略應運而生，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”，西部地區主要流域的大中型水電梯級以其優越的經濟性和區域發展帶動能力，成為“西電東送”持續發力的基本保證。但隨著水能資源開發的深入，受到送電結構變化及資源價格上漲等因素影響，在現行體制機制下，水電落地電價不再具有顯著優勢，直接參與市場競爭后的資源開發收益難以保證；同時，市場需求發生變化，使得送、受端地區推動“西電東送”的積極性降低，送電規模難以維持和接續，影響了國家戰略的實施和水電行業的正常有序發展。因此，有必要對外送水電的開發經濟性以及電價機制進行分析，研究提升跨省、跨區水電市場競爭力的措施，實現水電高質量發展目標。

本文以我國參與“西電東送”水電的發展現狀和趨勢為基礎，通過分析跨省、跨區外送水電在現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略，探討保障水電合理可持續發展的措施建議。

1 發展概況

1.1 現狀效益

根據“西電東送”的電源和輸電線路布局，西部地區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、南方區域的負荷中心輸送清潔電力。隨著戰略的深入推進，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”戰略的實施在經濟、節能等各方面效益顯著。從送端區看，首先其有效推動了主要省份形成能源支柱產業格局，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發展所增加財政稅收可達上百億元。從受端區看，首先該戰略有效平抑了受端電價，節約了東部經濟發展成本，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年以后累計節約購電費用超400億元[3]；其次，大量的水電輸入，在優化系統整體能源結構的同時，為后續新能源等電源多樣化發展提供了可能；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，為實現我國節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調組織的具有長期送電協議的點對網和網對網送電，跨省、跨區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、跨區外送水電站實際執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商確定。其中，輸電價格由國家發展和改革委核定，落地電價由送、受電雙方參照受電地區省級電網企業平均購電價格協商確定[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年起國家陸續批復了云南、貴州、湖北等22個省(區、市)電力綜合改革試點。試點改革區域中梯級水電上網電價執行國家核定電價或送受端協商電價，跨省、跨區外送水電則與受端地區電源共同進行電力市場競爭。總體來看，各受端省(區、市)內跨省、跨區水電執行核定電價或協商電價的電量比重將繼續降低，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 發展分析

我國水能資源分布不均，近80%的資源量在西部地區。從開發程度來看，未來仍然具有較大的發展潛力[6]?？紤]電力市場現狀和發展預測水平，盡管西部地區電力需求增長迅速，但缺口主要在中長期顯現。因此，西部水電開發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、華東和南方電網區域。

由于待開發跨省、跨區外送水電的具體受端省(區、市)尚未確定，通過初擬的受端市場方向所在電網區域內的平均燃煤標桿電價、新能源發電指導價和受端系統的邊際電價，進行跨省、跨區外送水電參與電力市場交易的競爭力分析。其中，受端系統的邊際電價在初擬受端地區建設新增電源達到與外送水電滿足電力系統同樣的電力電量、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，亦即最優替代方案對應值[7]。主要流域代表河段水電站外送規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，待開發跨省、跨區外送水電站落地電價水平均高于受端地區煤電現行標桿電價。考慮我國非化石能源發展目標，中長期新增電源主要以風光等新能源發電為主，則水電落地電價平均值與風電和光伏發電(符合規劃、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電指導價；但根據國家發展戰略中，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性能，促進風電、光電等新能源開發和消納。如果考慮待開發流域水電與風、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的實際需求并達到同樣的節能減排能力。由此可以看出，待開發主要流域跨省、跨區外送水電的落地電價明顯低于目標受端地區的邊際電價，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則尚未建立，在現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時序，條件較好梯級優先開發，剩余項目資源條件直接導致開發投資上漲。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，提升了水電開發決策難度，而大型水庫的缺乏，流域整體調節性降低，進一步影響同流域其他外送水電站的經濟性(聯合運行電價整體低于單獨運行電價)。對比煤電、新能源發電項目，工程投資中設備費用占比超過70%，隨著技術水平發展，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。由于電價調節規則缺失，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。同時，現行電價也無法反映水電的水資源綜合利用功能、電力系統調峰和輔助服務能力、區域社會經濟帶動能力以及節能減排效益。此外，由于投資影響，未來水電電價總體上漲，現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成本和合理收益，影響行業開發積極性。

(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境下，沒有國家宏觀協調，送受端難以開展平等協商。更重要的是，按照目前送電模式，形成送端落后地區以低價水電保障受端發達地區的用電經濟性，而用于送端地區自身發展超高的內需電價難以承受，送受端“倒掛”矛盾阻礙了實現社會公平發展，有悖于國家戰略的初衷。由于電價水平影響，送端地區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，水電的調節能力和輔助服務能力支撐是實現我國能源革命戰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。而現行的稅費政策忽視了水電優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域經濟社會發展的帶動能力，降低了跨省、跨區外送水電參與電力市場競爭的可持續性。

4 發展建議

水電發展歷程和發展現狀分析顯示，跨省、跨區外送水電作為參與“西電東送”戰略的主力電源，在促進東、西部地區的經濟發展，助力區域能源結構轉型中發揮了重要作用。但現行機制下，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，在影響水電行業可持續發展的同時，更制約了國家戰略的持續推進和未來接續。結合競爭可行性影響因素分析，提出以下幾方面發展建議：

(1)從宏觀層面增加外送水電消納支持?！拔麟姈|送”和能源革命兩大戰略，是我國重要的發展思路，需要在合理分析受端地區市場空間的基礎上，由國家主導統籌建立跨省、跨區外送水電消納的協調機制，從國家和區域規劃、東西部經濟發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全面需求和節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，在助力水電行業健康有序發展的同時，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，體現水電開發合理的資源價值；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，推動流域統一電價模式落地實施，增強跨省、跨區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定，并出臺投資分攤實施細則，促進戰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，為實現多能互補和流域綜合能源基地建設提供基本的調節支撐。同時，形成水電以老帶新的滾動持續發展模式，形成水電行業內部有序開發的新動能。

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

(5)從市場方面穩妥有序推動參與競爭?？缡?、跨區外送水電，由于參與“西電東送”戰略定位的特殊性和長期的發展歷程和效益，需要結合國家電力市場改革進程，逐步由核定電價穩妥過渡至競爭電價，有序推動外送水電實現電力市場化交易。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性；電力市場健全后，建立公平合理的競爭機制和環境，從水電電價中真實反映西部水電的社會、環境和生態的真實價值，推動實現市場競爭，真正實現用市場經濟手段促進能源結構轉型升級[8]。