坚持系统论方法 正确研判云南电力市场

徐志评

(云南省水电行业协会，云南 昆明 650224)

0 引 言

云南地处青藏高原，山川河流密布，是能源产业大省，是清洁能源大省，是绿色能源大省。

云南能源产业发展以来，在国家实施西部大开发战略过程中，从2004年至今，历经大起步、大发展、全覆盖的各个发展阶段，终于走到即将迸发，为云南经济跨越式发展出力的一个新高点。

在经济发展新常态情况下，在“十四五”国民经济发展规划的情况下，怎么样看待云南电力市场现状以及今后走向，概括起来就是：“火力发电利用小时增加，西电东送构成电量有变，市场供求关系发生逆转，以水电为主的格局不变，水电价格走向稳中有进。”

1 云南电力市场的基本情况

(1)据最新统计，全省水能发电理论蕴藏量达12 000万kW，经济可开发装机容量约11 544万kW，年发电量可达5 000亿kW·h以上，居全国第二位，占全国可开发量的1/4。云南是中国水电产业的诞生地。1912年，中国第一座水电站——石龙坝水电站在昆明近郊建成发电，标志着中国人利用水能资源造福社会，服务民众的开始。20世纪90年代，鲁布革水电站引进日本技术和管理模式，标志着中国水电站现代化建设的开始。

(2)云南省1985—2019 年各行业的需电量增长迅速，全社会用电量从75.5亿kW·h增长到 1 812亿kW·h，1985—2019年全社会用电量年均增长率为9.51%。第二产业用电量占比最大，基本在72%以上，其次为居民生活用电和第三产业用电，第一产业用电占比最低。

(3)从用电侧进行结构分析，截至2019年11月底，云南省全社会用电量 1 640亿kW·h，同比增加8.51%；其中：第一产业用电量14.83亿kW·h，同比增长21.9%；第二产业用电量1 181.61亿kW·h，同比增长8.1%；第三产业用电量220.21亿kW·h，同比增长12.5%；城乡居民生活用电量223.09亿kW·h，同比增长6.4%。

(4)截至2019年底，云南省全口径发电装机已经超过9 500万kW，以水电为主的清洁能源装机7 991.7万kW，占比超过84%。云南水电发电量2 856亿kW·h，中小水电发电量737亿kW·h。

(5)截至2019年12月底，云南电力市场上共有461家发电厂完成市场准入，其中水电企业214家，风电企业158家，光伏发电企业8家，火力发电企业11家。2019年通过电力市场化交易成交电量1 045.38亿kW·h，占全省社会用电量的57.5%，其中双边协商交易成交量1 015.2亿kW·h，占比97.11%；连续挂牌交易电量14.69亿kW·h，占比1.4%；日前交易电量15.49亿kW·h，占比1.48%。

(6)云南省中小水电具有数量多、分布广，径流水电较多的特点，经济可开发装机容量3 000万kW。中小水电主要分布在苏帕河、槟榔江、硕多岗河、盘龙河、洒渔河、李仙江、牛栏江、泗南江、藤条江、南盘江、普渡河、威远江、怒江等流域。围绕云南金沙江、澜沧江、怒江、珠江、红河和伊洛瓦底江(上游)六大水系，中小水电呈现遍地开花的特点，全省各州市都有中小水电站。

(7)要肯定云南中小水电的历史地位，铭记云南中小水电的历史贡献。云南省16个州市129个县(市、区)中有118个县(市、区)投资建设了中小水电站。5万kW装机以下小水电站有2 274座，5～25万kW装机水电站有47座(25万kW以上装机水电站有33座)，中小水电装机接近水电总装机的40%；有力地促进了云南水电产业大发展，推动了地方经济社会发展，提高了农村电气化水平，改善了边疆农民生产生活条件，为应对气候变化及节能减排作出了贡献。云南省70%的农村人口用电、90%的农业生产用电来自当地中小水电站，为地方经济发展提供了造血功能，为民生问题作出了突出贡献。

2 首轮电力市场化改革回顾

2.1 关于水电弃水的问题

由于供求关系失衡，西南水电弃水、窝电问题引起了党中央、国务院的密切关注。2017年1月，国务院总理李克强来云南省考察，在云南省能源投资集团有限公司调研期间，对云南电力工业有关事项作出重要指示，要求重点研究解决云南水电在更大范围的消纳问题。

为落实李克强总理的指示要求，2017年5月，国家发展改革委印发《2017年重点水电跨省区消纳工作方案》(发改运行〔2017〕914号)，对做好 2017年重点水电的跨省区消纳提出要求，共包含落实2017年跨省区优先发电计划、推进跨省区水电市场化交易、保障措施3个方面、14条措施。

南方电网公司积极出台《关于2017年云南水电消纳的20条举措》，开拓市场，科学调度，深挖潜力，优化省间送受电计划，充分利用通道能力安排云南水电多发和多送。

2.2 云南电力市场化进程的主要特点

在2016—2020年进行的电力体制改革过程中，云南省电力市场化中场内外出现的各种交易现象是市场供需关系的必然反映，云南市场化交易进程中有以下特点。

(1)从大的市场背景分析，大约是进入2014年以后，云南电力产品供大于求；2016年全国弃水电量超过500亿kW·h，2017年云南弃水电量超过287亿kW·h。

(2)从云南电源区域分析，滇西德宏州、迪庆州等地区长期存在弃水现象。这里既有当地网架建设滞后的问题，也有电力产品过剩的原因。

(3)从市场价格形成机制分析，发电企业在市场上不考虑各类电源成本差异的客观存在，绝大多数水电电源具有较好的低成本优势，但是企业以减少弃电为目的的交易策略成为常态。

2.3 售电公司的分类及作用

(1)参加电力市场化交易的售电公司有三类：一是电网企业组建的售电公司；二是社会资本投资增量配电网、拥有配电网运营权的售电公司；三是独立的售电公司，但是不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。

(2)售电公司作为风险中介，有效地降低零售用户风险敞口的作用会得到充分体现；随着继续放开全部大工业用户和一般工商业用户的市场准入，新入市的主体将趋于小型化，水电端中小企业经过售电公司参与市场化交易的偏好可能会增加。

(3)云南电力交易市场中，零售市场套餐共9种，根据售电公司收益与批发市场成交价的相关性，售电公司可以分为3个类型。

①风险收益型。主要有价差收益型、价差收益+比例分成型、合同能源管理型、代理服务型(有约束且按电度)和代理服务型(有约束且按次/月)等。

②稳定收益型。主要有代理服务型(无约束且按年度)、代理服务型(无约束且按次/月)、阶梯计费型等。

③免费型。居于公益目的或者是水电企业之间相互帮衬而开展的零费用的售电业务。

2.4 用户选择售电公司倾向分析

根据2019年末统计分析，市场化购电用户24 598家，选择风险收益型零售套餐的用户数14 251户，占比高达57.96%；选择免费型零售套餐的用户数5 812户，占比为23.64%；选择稳定收益型的用户数4 526户，占比为18.41%。

2.5 其他

在新一轮电力体制改革过程中，对售电公司来说，优胜劣汰的法则将是无情的，许多中小售电公司可能会退出电力市场这个舞台。大型发电企业、电网企业和政府平台组建的售电公司存活并且发展的机遇更大一些。

3 新一轮电力体制改革的基本内容

2002年，云南省根据中央要求开展第一次电力体制改革，彻底破除了独家办电的体制约束，从根本上改革了指令性计划体制，解决了政企不分及厂网不分的弊端，初步形成了云南电力市场多样化竞争格局。

“十三五”已经结束，中央关于新一轮电力体制改革的配套文件陆续出台。如果说中发〔2015〕9号文件是新一轮电力体制改革的“设计图”，这一次6个配套文件就是新一轮电力体制改革的“施工图”。配套文件主要内容涉及电力市场建设、交易机构组建和规范运行、发用电计划有序放开、输配电价改革、售电侧改革以及规范自备电厂等方面。

(1)2017年8月，国家发展改革委和能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，明确在南方电网以广东起步，在国家电网以浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃和蒙西(蒙西电网)为试点，开展电力现货市场试点。

从国家层面加大力度，不断地推进电力现货市场建设，至少说明一个问题：中央9号文件执行以来，“短期和即时交易通过调度和交易机构实现”还没有有效实现，竞争性电力市场建设尚处于探索阶段。电力现货市场是现代电力市场体系的基础性的核心部分，是完善市场化交易机制的关键一步。但是，电力现货市场主要是一种短期电力经济运行机制，不能等同或代替整个电力市场体系。

(2)2019年7月，国家发展改革委和能源局出台《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》[发改办能源规〔2019〕828号]，按照地理分布划分，市场结构分为区域和省区市电力市场，市场之间不分级别。要发挥电力现货市场推动电力行业高质量发展的作用，也要确保市场设计合理科学，建立市场机制和价格机制，正确引导电力生产和消费，促进电力工业健康发展。

(3)习近平总书记提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略，强调还原能源商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系。新一轮电改的目标是建立中长期交易为主，现货交易为补充的全国电力市场。建立有价、有量、有曲线的电力中长期交易机制，是新一轮电改的终极目标，势必影响到整个电力产业发、输、用环节的方方面面。

(4)新一轮电改配套文件透露出的信息。

①《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》明确提出：“2022年底前，各地结合实际情况进一步规范完善市场框架、交易规则、交易品种……2025年底前，基本建成主体规范、功能完备、高效协同、全国统一的电力交易组织体系”。这个文件透露出来的信息是全国各地的发电企业参与市场化交易是必然趋势，云南水电全面参加市场化交易是不可避免的。

②《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》明确提出：现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+浮动”的市场化价格机制。基准价按当地现行燃煤发电上网电价确认，浮动幅度范围为上浮不超过10%，下浮不超过15%；对电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易，可不受此限制。

③关于国家发展改革委出台《省级电网输配电价定价办法》和《区域电网输电价格定价办法》的理解：新一轮电改的主要方向是“管住中间，放开两头”，而核定输配电价是“管住中间”的前提条件。输配电价改革，有利于发电端成本向用电端传导，降低企业和社会用电成本。随着改革深入，电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费，不再以上网电价和销售电价的价差作为主要收入来源。这样可以保证电网企业向所有的用户公开开发，改善服务，还可以倒逼电网企业降低成本，增加经济效益。

(5)关于电力中长期交易的问题。

《关于做好2020年电力中长期合同签订工作的通知》(发改运行〔2019〕1982号)指出，电力中长期合同是电力市场主体规避市场风险、平抑市场价格、保障电力供应的重要手段，为电力市场稳定高效运行起到“压舱石”作用。

①要求市场主体在签订中长期合同时要做到有量、有价、有曲线。有量，就是要保证市场主体电力中长期合同电量不低于上一年用电量95%或近三年平均用电量。有价，就是要鼓励在中长期合同中明确“基准价+浮动价”的价格机制。有曲线，就是要在中长期合同中明确约定电力负荷曲线，确保与现货市场做好衔接。

②按照国家规定的合同示范文本要求，参考应用《电力中长期交易合同示范文本(试行)》，各地可分发电类型、分用户行业细化研究制定并推广合同示范文本。

③严格执行国家核定的输配电价，电力直接交易中市场用户的用电价格由电能量价格、输配电价格、政府性基金及附加构成。鼓励市场主体协商签订中长期合同时，采用灵活可浮动的价格机制，理顺和打通电力及其上下游行业的价格市场化形成机制。

(6)关于电力产品现货交易的问题。

就云南电力市场化交易而言，新一轮电改背景下的现货交易与“十三五”期间的现货交易，在内涵和外延方面都发生了变化，值得认真分析研究。一是曲线更加细化和具体，二是峰谷时段的单元变得更小，三是发电曲线与售电更加之间的关联更加紧密。按照预计，2021年一季度末将要开展的现货交易，对云南电力市场而言，也是一种考验。

4 云南电力市场走向分析

根据2015年中央9号文件精神，紧密结合新一轮电力体制改革的目的、目标和任务，紧密联系云南电力市场的基本情况，才能准确把握云南电力市场的基本走向。

怎么样正确分析和研判云南电力市场的基本趋势，建议用系统论方法，也就是把云南电力市场作为一个系统来分析和研究。系统论是研究系统的一般模式、结构和规律的学问，用数学方法定量地描述系统的功能，是具有逻辑和数学性质的一门新兴的科学。系统论的基本思想方法，就是把所研究对象，当作一个系统，分析系统的结构和功能，研究系统、要素、环境三者的相互关系和变动的规律性。系统论认为，构成系统的各个要素之间需要协调和平衡，如果系统中的某个要素特别强或者是特别弱，对系统的整体功能会产生较大的影响。

4.1 火力发电利用小时增加

4.1.1 看火电的目的是为什么

(1)建国以来，火电发电是国家电力产业的主力军。

(2)水电、风电、光伏发电、生物质发电等电力产品的定价均是以火电标杆电价为参照物的。

(3)就云南省的情况看，占据主导地位的清洁能源，由于其间歇性、随机性和不可控性，对需求侧用电负荷曲线的影响作用很大，因此火电是云南能源产业中不可或缺的组成部分。

4.1.2 云南火电的基本情况

云南火电总装机1 508.3 kW·h，辖区内的火电厂有滇东、宣威、曲靖、雨汪、阳宗海、昆明电厂，还有滇南三厂(开远市)、镇雄和威信电厂。

4.1.3 云南火力发电的保障作用

省政府主管部门和南方电网关于火电的定位是滇南三厂(开远市)、镇雄和威信电厂大部分时段开双机运行；滇东、宣威、曲靖、雨汪、阳宗海、昆明电厂按照恰好完成保安全、涉热和调节电量来考虑。

4.1.4 云南火力发电能力分析

(1)如果按照常规设计能力分析，火力发电的平均利用小时是5 500 h。在电力缺乏的年代，火力发电的平均利用小时经常超过6 000 h。在不断减少碳排放的前提下，现在已经不能用火力发电装机准确反映电力供应能力了。

(2)根据现在的情况下，取平均利用小时4 500 h预测，云南火电全年可发电量应该是678亿kW·h。如果火电仅仅是按照完成优先计划电量和调节电量考虑，全年发电量则是232亿kW·h，平均利用小时1 871 h。

(3)预计云南火电2020年发电能力为341亿kW·h，发电平均利用小时2 750 h。

4.1.5 火电在云南未来电力格局中作用

根据对“十四五”电力需求的预测，可以分析如下。

(1)在已开工电源按计划投产、“西电东送”总量控制在1 145亿kW·h、全省电煤保证能力为3 500万t(褐煤1 200万t)的前提下，在平水年条件下。

①2021年：云南全省电量缺额为286亿kW·h，无弃水发生，火电利用小时达到3 000 h(电煤需求约2 300万t)。

②2022年：云南全省缺电275亿kW·h，缺电时段集中在枯季，火电利用小时达到4 500 h(电煤需求约3 500万t)。

③2023年：云南全省缺电291亿kW·h，缺电时段集中在枯季，火电利用小时达到4 500 h(电煤需求3 500万t)。

④2024年：云南全省缺电378亿kW·h，缺电时段集中在枯季，火电利用小时达到4 500 h(电煤需求3 500万t)。

⑤2025年：云南全省缺电369亿kW·h，缺电时段集中在枯季，火电利用小时达到4 500 h(电煤需求3 500万t)。

(2)若遇丰水年，云南全省水电可增加发电量 10%左右，丰水年年内的电量供需情况可到达基本平衡。2021—2023年间，若遇丰水年，全省电量略有盈余。2024—2025 年间，若遇丰水年，全省电量仍有少量缺额。

(3)若遇枯水年，1年全省水电将减少发电量10%左右，在“十四五”期间枯水年年内，全省电量缺额还将翻翻，达到600亿kW·h以上。

4.1.6 风电和光伏发电情况

“十四五”前3年新增投产1 100万kW风光新能源项目(风电800万kW、光伏发电300万kW)，多年平均可增加发电量约250亿kW·h，大小风年之间的变化幅度在200～300亿kW·h之间，能够减缓云南省用电紧张形势；能发挥风水互补特性，抑制水电丰枯年际出力差异。

4.2 云电东送电量构成有变

(1)现有的云南能源产业的销售终端有三个方向，即云电云用、云电东送和云电出口。云电云用就是云南省消纳的电量；云电东送就是经常说的“西电东送”，向属于南方电网的广东省、海南省、贵州省和广西自治区供电；云电出口，就是云南电力向周边越南、老挝、缅甸等国家出口。

(2)云南讲“西电东送”容易与四川省混淆起来，因为四川省也有“西电东送”业务，而且时间早于云南，送出电量也不少。1983年，西南电管局向国家有关部门正式汇报“西电东送”设想和方案。1998年，四川省结束长达26 a的缺电历史。2000年四川省响应西部大开发战略，把发展水电产业作为五大基础产业之首来抓，实施“西电东送”开发工程；2014年四川省外送电量就已经突破1 000亿kW·h。云南2012年“西电东送”电量428亿kW·h，2014年“西电东送”电量为815亿kW·h。

(3)云电东送。2019年全年云南省西电东送电量1 452亿kW·h，同比增长 5.16%，较年度计划增送286.15亿kW·h。其中，向广东送电1 310亿kW·h，向广西送电131亿kW·h，增送海南电量10.98亿kW·h。

(4)2021 年乌东德直流建成后，云电送粤通道能力共计3 015万kW。按“十三五”原协议及乌东德直流可送电规模，并考虑适当增送以保证西电东送通道投资回收要求，云电送粤规模最大电力3 015万kW，预计送电电量为1 305亿kW·h。目前输电方案暂定为乌东德留存南网、白鹤滩留存国网的分电原则下，云南依托乌东德新增500万kW送广东、300万kW送广西。

(5)云电外送。2019年，云南累计送境外电量25.6亿kW·h，同比增长38.43%。其中，送越南电量22.22亿kW·h，同比增长 28.92%；送缅甸电量3.38亿kW·h，同比增168.65%；无送老挝电量。

4.3 市场供求关系发生逆转

4.3.1 电力作为关系国计民生的基础产业，如何看待其市场供求关系的变化

(1)电力弹性系数是利用电力发展与国民经济发展的相关关系来预测电力需求量的方法。通过预测和分析预测期内国民经济发展速度和电力弹性系数，从而预测电力需求量。简单地说，全国电力年均增长与国内生产总值年均增长之间有一个换算系数0.80～1.00，即GDP增长6%的话，电力至少增长4.8%；这将从另一个侧面充分说明电力市场未来的走向。

(2)从全国层面分析，中国经济正在沿着国内大循环和国际大循环的两个方向有序迈进。今后一段时期内，中国GDP将保持一个6%左右的稳定增长率。沿海的长三角地区、珠江流域地区是中国经济发展的助推器，这些地方GDP的稳步增长，将为电力增长提供坚实的市场需求基础。

(3)云南省发展趋势判断。省委省政府通过金属硅、电解铝项目招商引资，已经改变了云南电力供需结构，云南自身的用电负荷大增。

4.3.2 电力产业结构分析

(1)根据较为乐观的经济形势预期分析，叠加新增负荷较多因素影响，预计2020年全省用电需求将实现较大幅度的增长。

(2)从新增负荷分析，预计 2020年全省新增大工业负荷为 340万kW，在按时投产的情况下，预计新增电量约150 亿kW·h，用电负荷较大的分别是马塘水山东魏桥集团电铝一期(82 万kW)、富宁神火集团水电铝项目一期(75万kW)、其亚电解铝(54万kW)、鹤庆溢鑫铝业二期(35万kW)等。综合考虑，根据上述投产情况，2020年云南省合计总用电量约为1 929亿kW·h，同比增长12.3%。

4.3.3 预测边界条件

(1)“十四五”期间，800万t水电铝项目陆续建成投产，2021—2023年水电铝需电量分别为 343、600、696亿kW·h，2024—2025年维持696亿kW·h。

(2)“十四五”的五年期间，云南省全社会用电量分别为2 328、2 700、2 904、3 002亿kW·h和3 100亿kW·h，最大负荷分别为3 754、4 219、4 528、4 710万kW和4 960万kW。

4.4 以水电为主的格局不变

(1)2019 年，云南电网全口径新增装机134万kW，其中水电新增装机112.9万kW，主要为里底、乌弄龙后续机组投产和110 kV及以下地方中小水电投产；风电装机新增5.8万kW，光伏装机新增20.9万kW。

截至2019年底，全省全口径发电装机(含向家坝)9 500.0 万kW。其中，以水电为主的清洁能源装机7 991.7万kW(水电6 779.0万kW，风电862.8万kW，光伏349.9万kW)，占比 84.12%；火电装机1 508.3万kW，占比15.88%。市场化交易过程中，以水电为主的清洁能源成交电量1 005.27亿kW·h，其中水电成交电量758.94亿kW·h，占总成交量的72.6%。

(2)“十三五”至“十五五”期间，云南电网新增电源装机容量4 515万kW。至2030年，云南电网的电源装机将达到12 430万kW，其中水电新增装机3 369万kW；煤电新增装机341万kW；风电新增装机726万kW，光伏新增装机79万kW。

(3)根据云南省自身的情况，电源供给侧的开发思路大体上是：

①大水电方面，在建的白鹤滩、乌东德等水电站以外，金沙江上游13级大水电项目进入尾声。国家能源集团还有旭龙电站240万kW、奔子栏电站220万kW准备建设。怒江中下游电站由于开发的不确定性，仅考虑马吉、亚碧罗、六库、赛格四级电站在2030年前投产。

②中小水电方面，按2020年规划的装机规模考虑，增量不会太多。

③火电(包括煤电和气电)方面，火电考虑现役、在建、核准和路条火电电源。

④风电和光伏发电方面，按照发电和光伏发电电源分别800、300万kW考虑规划。远景年风电和光伏发电暂按2020年的规划装机规模考虑。10月26日，云南省发改委发布《关于云南省在适宜地区适度开发利用新能源遴选企业的结果公告》，华能、华电、大唐、三峡等 9家大型企业瓜分790万kW的风电项目指标；华电、省能投、国开投、中广核等9家企业瓜分300万kW的光伏发电项目指标。

4.5 水电价格走向稳中有进

电力作为商品，在市场化过程中，必须是先有足够的电量，才会有相对稳定的电价；价低的电量放大之后，一定会促进市场需求增加，促进用电侧结构性变化；当市场需求旺盛后，自然而然地就会抬高电价。这是一个市场化过程中的规律性问题，这个过程也是一个痛苦和艰难的过程。

“十四五”期间，全省电力供需形势将发生逆转，供不应求现象必将发生，推高全省电力市场化交易电价是必然趋势。因此，预测风光新能源年平均交易电价将达到0.25元/kW·h(或0.28元/kW·h)以上，同时：

(1)全省需要大量释放火电出力(存量机组增加发电利用小时，还需增加新建装机容量)，电煤价格居高不下，火电成本电价远高于现行交易价格。

(2)“十四五”期间全省新投产的大型水电机组，因为投资成本大，其成本电价均大于0.317元/kW·h，也远高于现行交易价格。

(3)“十四五”期间，云南省新增的风光电源，按照国家政策全部没有国家补贴，其成本电价也远高于现行交易价格。

(4)在“十四五”期间，云南省新增电量需求或将超过1 200亿kW·h，约占云南省社会用电总量的 40%以上，而这部分增量的贡献(火电、新投产的大水电、新增无补贴的风光项目)主要来自高成本电源。

5 值得思考的几个问题

5.1 持之以恒，关注政策和市场的变化

国家层面的新一轮电改政策已经和盘托出，在具体落实过程中可能会有补充、完善的地方。政策传导、落地有一个过程，反映到电力市场上也有一个过程。政策信息和市场信息，对于判断市场走向，分析电价趋势，有着不可替代的作用。水电企业应该积极关注政策面和市场交易的变化情况，做到心中有数。

5.2 采取措施，不断提升企业核心竞争力

市场经济铁的定律就是适者生存。一个企业没有竞争力，在电力市场化浪潮中，自然举步维艰。小水电发电靠天吃饭，客观的要素非常重要，但是管理运营方面的要素也必不可少。

5.3 报团取暖，加强信息沟通和交流

小水电在市场化过程中属于“弱势群体”，设计装机不大、发电丰枯不均、对市场化信息不够敏感等客观存在的问题，是小水电先天不足的表现。因此，各地水电企业要有抱团取暖的大局观，彼此之间加强信息交流和沟通，彼此之间相互取长补短，彼此之间协同一些做法，为行业自律打基础。

5.4 联合起来，选择规模化销售模式

面对新一轮电力体制改革，中小水电难，尤其是小水电更难。按照国家描绘的电改蓝图，2025年全国统一电力市场化交易，参加中长期电力交易后，企业所剩电量很少，在现货市场上怎么样才能把电卖出去呢？

5.5 绿色环保，走可持续发展道路

习近平总书记讲“绿水青山就是金山银山”，就云南广大的中小水电而言，“就是”是什么意思？全省各地水电站按照要求和规定，释放生态流量，势必影响到企业自身的经济效益；中小水电是国际公认的清洁能源，对节能减排贡献很大。中小水电走可持续发展的路子，一定要在“绿色”上做文章。绿色、生态、贡献和效益之间总是有关联的。国家层面正在征求有关执行生态补偿方针政策的意见，也许会为中小水电带来更多的利好。