关于跨省、跨区外送水电的市场竞争力分析

于倩倩

(水电水利规划设计总院，北京100120)

我国能源资源和负荷需求逆向分布，为促进东西部经济协调发展，实现全国能源资源优化配置，“西电东送”战略应运而生，逐步形成北、中、南三通道的送电格局[1]。作为我国水能资源的“富矿”，西部地区主要流域的大中型水电梯级以其优越的经济性和区域发展带动能力，成为“西电东送”持续发力的基本保证。但随着水能资源开发的深入，受到送电结构变化及资源价格上涨等因素影响，在现行体制机制下，水电落地电价不再具有显著优势，直接参与市场竞争后的资源开发收益难以保证；同时，市场需求发生变化，使得送、受端地区推动“西电东送”的积极性降低，送电规模难以维持和接续，影响了国家战略的实施和水电行业的正常有序发展。因此，有必要对外送水电的开发经济性以及电价机制进行分析，研究提升跨省、跨区水电市场竞争力的措施，实现水电高质量发展目标。

本文以我国参与“西电东送”水电的发展现状和趋势为基础，通过分析跨省、跨区外送水电在现行电力市场和电价机制下参与市场竞争的可行性和存在问题，结合国家能源革命战略，探讨保障水电合理可持续发展的措施建议。

1 发展概况

1.1 现状效益

根据“西电东送”的电源和输电线路布局，西部地区大型流域基地水电站主要通过中通道和南通道向华中、华东、南方区域的负荷中心输送清洁电力。随着战略的深入推进，外送水电电量占比达到中、南通道外送电量总规模的80%。截至2019年底，我国参与“西电东送”的大中型水电站总装机容量超过8 500万kW[2]，结合目前项目进度，初步预计“十三五”末，水电参与“西电东送”总装机容量近9 000万kW左右。

“西电东送”战略的实施在经济、节能等各方面效益显著。从送端区看，首先其有效推动了主要省份形成能源支柱产业格局，如云南、四川两省的2019年底的水电装机容量约为2000年底的16倍和8倍；其次，大力促进了地方经济发展，仅1996年～2012年云南、贵州两省外送电量的累计直接产值达1 620亿元左右[3]；此外，期间由于水电站建设以及带动的上下游其他行业发展所增加财政税收可达上百亿元。从受端区看，首先该战略有效平抑了受端电价，节约了东部经济发展成本，尽管电价上涨趋势明显，但已实施的“西电东送”水电落地电价均低于受端地的标杆煤电价格，以南方电网为例，2000年以后累计节约购电费用超400亿元[3]；其次，大量的水电输入，在优化系统整体能源结构的同时，为后续新能源等电源多样化发展提供了可能；此外，由于水电所提供的清洁电力替代，仅南方电网区域内，累计减少标准煤消耗量超亿吨，并有效减少二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物等气体的排放量，为实现我国节能减排目标提供了重要的支撑。

1.2 电价情况

我国水电参与“西电东送”的电力市场交易模式主要是由政府协调组织的具有长期送电协议的点对网和网对网送电，跨省、跨区电价为单一电量电价，主要采用经营期电价测算，在上网电价和输电费用的基础上形成落地电价，考虑具体水电站和输电线路情况实行“一厂一价”、“一线一价”。其中，输电费用包含输电电价和网损电价。

随着电力市场化改革的推进，跨省、跨区外送水电站实际执行电价经过多次的调整。根据目前政策，外送水电交易价格由供需双方协商确定。其中，输电价格由国家发展和改革委核定，落地电价由送、受电双方参照受电地区省级电网企业平均购电价格协商确定[4]；随后政策明确“西电东送”水电站的上网电价按受端倒推电价的定价方式确定[5]。2016年起国家陆续批复了云南、贵州、湖北等22个省(区、市)电力综合改革试点。试点改革区域中梯级水电上网电价执行国家核定电价或送受端协商电价，跨省、跨区外送水电则与受端地区电源共同进行电力市场竞争。总体来看，各受端省(区、市)内跨省、跨区水电执行核定电价或协商电价的电量比重将继续降低，市场交易电量大量增多；同时已建参与“西电东送”水电实际执行电价也逐步低于原核定电价，除核定输电电价降低由送受端共同分担外，跨省、跨区外送水电电价的实际降低的总量部分，主要传导至西部水电所在的电源侧承担。

2 发展分析

我国水能资源分布不均，近80%的资源量在西部地区。从开发程度来看，未来仍然具有较大的发展潜力[6]。考虑电力市场现状和发展预测水平，尽管西部地区电力需求增长迅速，但缺口主要在中长期显现。因此，西部水电开发在满足资源地自身用电需求的基础上，参与“西电东送”依然是保障市场消纳的重要方向。电力市场空间分析表明，未来主要流域水电外送的受端市场为华中、华东和南方电网区域。

由于待开发跨省、跨区外送水电的具体受端省(区、市)尚未确定，通过初拟的受端市场方向所在电网区域内的平均燃煤标杆电价、新能源发电指导价和受端系统的边际电价，进行跨省、跨区外送水电参与电力市场交易的竞争力分析。其中，受端系统的边际电价在初拟受端地区建设新增电源达到与外送水电满足电力系统同样的电力电量、调峰和辅助服务需求，以及碳减排效益能力的基础上进行测算。即，以受端地区建设或接受新能源电源配置绿色储能调峰设施，化石电源征收碳税等作为电源扩展优化的替代方案，最终边际电价取各方案测算的最低值，亦即最优替代方案对应值[7]。主要流域代表河段水电站外送规模对应的具体测算电价如图1所示。

图1 主要流域外送电价水平对比示意

由图1可以看出，按照回收成本并满足合理收益水平测算，待开发跨省、跨区外送水电站落地电价水平均高于受端地区煤电现行标杆电价。考虑我国非化石能源发展目标，中长期新增电源主要以风光等新能源发电为主，则水电落地电价平均值与风电和光伏发电(符合规划、纳入财政补贴的集中式电站)的指导价基本持平。尽管部分流域河段外送价格高于新能源发电指导价；但根据国家发展战略中，建立流域清洁能源基地和综合能源基地的总设想，依托流域水电的调节性能，促进风电、光电等新能源开发和消纳。如果考虑待开发流域水电与风、光等新能源电源打捆外送，由于外送通道建设成本被分担，通道利用率增加，在一定的规模效益下，外送水电的落地电价可进一步降低，实际电价基本与新能源指导价一致。同时，按照国际能源发展绿色化的总体趋势分析，需要考虑不同电源组合能够满足电力系统的实际需求并达到同样的节能减排能力。由此可以看出，待开发主要流域跨省、跨区外送水电的落地电价明显低于目标受端地区的边际电价，即具有较强的市场竞争能力。

但不能否认的是，由于目前我国符合“同网、同质、同价”理念的健全的电力市场竞争规则尚未建立，在现行的电价政策和评价体系下，仅与不缴纳碳税的煤电标杆电价相比，跨省、跨区外送水电的电力市场竞争能力较弱。

3 影响因素

影响我国跨省、跨区水电的市场竞争力的因素主要可以从投资指标影响、电价形成机制、市场交易方式等几个方面来进行分析：

(1)从投资方面看，水电是资源开发型电源，资源对投资影响的比例超过60%。按照技术经济指标安排流域梯级开发时序，条件较好梯级优先开发，剩余项目资源条件直接导致开发投资上涨。同时由于外部性成本增加，且承担综合利用功能的投资难以分摊，提升了水电开发决策难度，而大型水库的缺乏，流域整体调节性降低，进一步影响同流域其他外送水电站的经济性(联合运行电价整体低于单独运行电价)。对比煤电、新能源发电项目，工程投资中设备费用占比超过70%，随着技术水平发展，投资敏感度高，整体下降趋势明显。但从单位电量投资分析，由图2可以看出，目前主要流域外送水电站平均单位电量投资高于核电和火电，低于新能源发电。

图2 主要电源类型平均单位电量投资对比

(2)从电价机制看，水电工程早期投资高，建设时间长；但运行寿命可达百年。由于电价调节规则缺失，水电工程还贷期和运营期过后可长期低价运行的特性被忽略，全生命周期经济性无法体现。同时，现行电价也无法反映水电的水资源综合利用功能、电力系统调峰和辅助服务能力、区域社会经济带动能力以及节能减排效益。此外，由于投资影响，未来水电电价总体上涨，现有的市场竞价模式下，外送水电参与受端市场竞争，所获得的电价收益不足以弥补开发成本和合理收益，影响行业开发积极性。

(3)从交易方式看，在目前的电力交易机制中，仅依靠市场经济手段，无法满足国家能源结构转型的要求。在供大于需的宽松市场环境下，没有国家宏观协调，送受端难以开展平等协商。更重要的是，按照目前送电模式，形成送端落后地区以低价水电保障受端发达地区的用电经济性，而用于送端地区自身发展超高的内需电价难以承受，送受端“倒挂”矛盾阻碍了实现社会公平发展，有悖于国家战略的初衷。由于电价水平影响，送端地区对外送电量留存自用的诉求更加强烈，加剧“西电东送”矛盾[8]。

(4)从支持政策看，水电的调节能力和辅助服务能力支撑是实现我国能源革命战略和非化石能源占比目标的核心；但目前可再生能源法中水电的适用细则一直未出台，外送水电无法享受可再生能源的相关支持政策。而现行的税费政策忽视了水电优质清洁能源的基本定位以及承担的水资源安全、防洪、灌溉等公益性效益和区域经济社会发展的带动能力，降低了跨省、跨区外送水电参与电力市场竞争的可持续性。

4 发展建议

水电发展历程和发展现状分析显示，跨省、跨区外送水电作为参与“西电东送”战略的主力电源，在促进东、西部地区的经济发展，助力区域能源结构转型中发挥了重要作用。但现行机制下，由于外送水电市场竞争力减弱，已建项目收益无法保障，待建项目目标市场无法落实，送受端矛盾加剧，在影响水电行业可持续发展的同时，更制约了国家战略的持续推进和未来接续。结合竞争可行性影响因素分析，提出以下几方面发展建议：

(1)从宏观层面增加外送水电消纳支持。“西电东送”和能源革命两大战略，是我国重要的发展思路，需要在合理分析受端地区市场空间的基础上，由国家主导统筹建立跨省、跨区外送水电消纳的协调机制，从国家和区域规划、东西部经济发展等各个层面予以政策支持，保障消纳市场空间，确定水电外送协议符合水能资源的特性而灵活制定。改变仅以火电标杆电价为标准的经济性评价和决策思路，建立以满足电力系统全面需求和节能减排效益的边际电价评价体系，作为“西电东送”等跨省、跨区外送水电的落地电价参考标准，保障水电参与市场竞争相对公平。

(2)从机制方面合理测算外送水电电价。充分考虑水电的市场性和公益性特点，兼顾新老水电工程特色，研究合理的水电电价形成机制，在助力水电行业健康有序发展的同时，总体上控制和平抑过高的上网电价。从国家层面建立水电外送电力、电量以及电价的滚动调整机制，体现水电开发合理的资源价值；同时，深化研究制定还贷期、经营期到期后的水电电价机制，选取合适流域，推动流域统一电价模式落地实施，增强跨省、跨区外送水电全生命周期的经济竞争力。

(3)从投资方面建立水电自身良性循环机制。完善水电工程全生命周期综合评价体系，合理评估水电项目社会、经济效益。制定明确的综合利用功能费用分摊政策和管理规定，并出台投资分摊实施细则，促进战略性工程的投资积极性建立。设立流域梯级补偿机制，平抑龙头电站投资成本，提升全流域水能资源利用效率，为实现多能互补和流域综合能源基地建设提供基本的调节支撑。同时，形成水电以老带新的滚动持续发展模式，形成水电行业内部有序开发的新动能。

(4)从监督方面健全能源发展宏观协调。强调政府的宏观调控作用，以全国节能减排总目标为约束条件，在可再生能源配额中纳入跨省、跨区水电，形成宏观协调的考核监督机制。根据经济发展水平，协调供需双方利益，保证供需双方协商谈判的公平性，保证跨省、跨区外送水电的资源开发环境补偿和基本的合理收益，专用于支持水电资源开发地社会经济发展和生态环境保护，促进跨省、跨区外送水电合理有序发展；同时，对宏观调控的实施效果进行监督，保证跨省、跨区外送水电逐步具备参与市场竞争的能力。

(5)从市场方面稳妥有序推动参与竞争。跨省、跨区外送水电，由于参与“西电东送”战略定位的特殊性和长期的发展历程和效益，需要结合国家电力市场改革进程，逐步由核定电价稳妥过渡至竞争电价，有序推动外送水电实现电力市场化交易。在辅助服务市场不完善前，合理确定水电开发的成本和基本收益，建立形成政府主导的外送电价机制；逐步引入符合水电特点的可再生能源配额考核及绿色证书交易制度，保障水电的消纳和经济可持续性；电力市场健全后，建立公平合理的竞争机制和环境，从水电电价中真实反映西部水电的社会、环境和生态的真实价值，推动实现市场竞争，真正实现用市场经济手段促进能源结构转型升级[8]。