电力市场下水火互济工作探讨研究

章立 任廷林

摘 要：在分析贵州省电力工业发展现状及面临困难的基础上，结合周边省份电力市场、水火互济及电价因素进行横向、纵向比较，总结提出相关思考与建议，作为推动电力市场建设的有益参考，实现以市场机制促进价值共享，使资源得到更大范围的优化配置。

关键词：市场机制;价值共享;优化配置

中图法分类号：F426.61                文献标志码：A               DOI：10.19679/j.cnki.cjjsjj.2021.0309

贵州省作为首批电力体制改革综合试点省份之一，基本形成了统一框架设计、统一核心规则、统一运营平台、统一服务规范的电力市场建设，有效促进了区域内发供电企业的生产经营、供电稳定、电网安全、优化调度、产业规划等方面持续提升[1]。贵州省推行能源工业运行新机制，通过建立电煤长协机制、水火互济机制、水火调度优化机制及电煤储备机制等多举措，促进煤、电、用产业链的协调和可持续发展。考虑到风电、光伏对电力支撑的不确定性，重点分析探讨火电、水电等不同发电方式、电网安全稳定运行、需求侧响应等要素，提出了完善电力市场机制等相关政策思考及建议，希望进一步实现上述关键要素的有机衔接。

1  贵州电力工业运行及发展现状

1.1  电能保供能力增强

截至2019年底，贵州电网统调发电装机容量6 599万kW，比上年底增长9.3%，其中统调非化石能源发电装机容量3 190万kW，比上年增长14.9%，占总装机容量的比重为48.3%，比上年底增长3.86%。2019年，发电设备利用小时3 665h，比上年增长115h。电力供应的主要特点为电能量整体略显富余、风电和光伏发电量快速增长、火电设备利用小时同比增加。

从最大电力平衡来看，2019年度，统调最大电力负荷为2 960万kW，发电总量为1 758亿kW·h，電力供应可满足负荷需求。从年度电量平衡来看，统调机组年设计发电量总计约2 054.83亿kW·h，较2019年实际发电量1 757.74亿kW·h富余近16.9%，满足电网调节性需求。贵州省水能资源开发率已达93%以上，基本已无可开发资源。风能资源高值区分布相对零散，剩余可开发存量少。太阳能资源分布相对集中。

1.2  电力需求稳步增长

2007—2019年，贵州GDP年均增长率为11.35%，全社会用电量年均增长率为7.26%。贵州全社会用电量从2007年的669亿kW·h增长到2019年1 540.7亿kW·h。2008～2019年电力弹性系数为0.63。在经济平稳较快增长前提下，随着基础设施建设、城镇化转型等因素的带动，第三产业和城乡居民生活用电的拉动效果明显，电力电煤需求稳步增长。

1.3  市场改革深入推进

市场建设体系不断完善。2015年，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见文》出台以来，贵州电力体制改革进展迅速，多项改革举措在全国位居前列：首批核定首个监管周期的输配电价、电力市场化交易范围有序扩大、组建首个多股东有限公司制的省级电力交易中心，成立第一个省级电力市场管理委员会，出台首个电力市场交易规则，形成电能交易“批发+零售”并存、各类交易品种丰富的市场交易体系。

交易降低工业用电成本。2016年以来，贵州通过年度双边协商、月度集中竞价、挂牌等多种方式开展市场化交易，通过市场化交易稳存量、促增量，形成了竞争充分、开放有序、健康发展的电力市场体系。

辅助服务市场有序推进。2020年初，贵州省在南方电网“两个细则”的基础上，出台了调峰、黑启动辅助服务市场交易规则。

1.4  调度运行方式稳定

电源结构满足水电保障性消纳。截止2019年底，贵州省统调火电装机2 754万kW，占比54.2%;水电装机1 321.3万kW，占比26.1%;风电、光伏、小水电及其他总装机998.6万kW，占比19.7%。其中直调水电均为梯级水电站是贵州电网调峰、调频的重要支撑。通过梯级联合调度，可充分利用水电储能对电力进行时间和空间上的再分配、再优化、再调节，对区域电网调蓄、顶峰错谷等优化调度有很大作用。

水火电运行方式转换有一定规律。从2017～2019年贵州电力调度运行情况看，4～5月份处于水火电转换过渡期，6—8月份处于水电大方式运行期，9月份秋汛后逐步转为小方式。

2  贵州省电力市场面临的困难

当前，贵州省电力市场主要面临水火互济机制尚不明显、电煤产量未能完全释放、售电侧增长不及预期、煤电联营先天条件不足等困难，发电测电源结构互济、负荷特性互补优势不明显，可再生能源带来的波动性日益加大，辅助服务市场在探索和优化中，亟需与电力市场化交易相融合。

2.1  水火互济机制未有效形成

贵州省水电主要位于乌江和北盘江，上述流域来水主要依靠天然降雨，有较为典型的“靠天吃饭”特点，导致水电生产和经营具有较大的不确定性。从1951—2006年55年间的水文资料来看，各流域年来水径流量超过多年平均值的年份只有27年，即高于多年平均的来水概率不超过50%。而水电固定成本偏高的特点，一旦出现枯水年份，水电企业将出现大额亏损。

当前，贵州水火互济主要体现为水电超出基础利用小时2710h，由水电单向火电购买发电权，而水电遭遇枯水年时，则需自行承担亏损及还贷费用。同时，2020年，500kV的云贵互联通道工程投运，云南水电具备送入贵州电网的条件，将对贵州发电市场产生结构性、长远的影响。

2.2  辅助服务市场亟待完善

当前，贵州电力辅助服务市场主要存在风电、光伏承担的辅助服务费用与其服务需求不匹配、以及辅助服务与电力市场未能完全融合的问题。

风电、光伏承担的辅助服务费用与其服务需求不匹配。截至2019年末，风电、光伏装机在贵州电网占比18.29%，同比上升6.52%。风电及光伏的出力特性，一定程度上降低了电网安全性及调度经济性。随着风电、光伏的大规模并网，电力系统调节手段不足的问题越来越突出，原有的辅助服务计划补偿模式和力度已不能满足电网运行需求。2019年，贵州风电共计发电78.05亿kW·h，从风电发电看，夜间负荷低谷时段出力高于白天负荷高峰时段，实际出力与需求侧负荷曲线重合度低，具有较明显的反调峰特性。

辅助服务市场未公平享有“谁受益、谁买单”。当前，水电开发利用已转变为“以满足电力系统调峰调频为主，为风电、光电等新能源消纳提供保障和支撑”。根据国家能源局南方监管局2017年12月25日印发的南方区域“两个细则”（2017版）规定，AGC补偿、旋转备用补偿、冷备用补偿的核算标准均较2015年有较大幅度的增加，而汛期水电对电网的支撑作用较明显、发电量高，加之水电旋转备用门槛提高、不享有冷备用补偿等因素，导致水电支出的辅助服务费远高于收入，难以匹配水电实际在电网安全中提供的辅助服务价值。

2.3  售电侧稳增长不及预期，电网经营压力大

在宏观经济运行新常态下，工业经济增长乏力，用电量增幅小，电力需求增长新动能不足，稳增量压力大。贵州电网承担小康电、农网改造等任务，加之2008年凝冻灾害后增加投资修复电网等因素，电网投资大，财务费用较高。此外，在2016～2019年输配电价监管周期中，电压等级高、电量占比大的输配电价降幅大，电力市场交易、特殊行业输配电价固化等政策，不断加大电网经营压力，利润挖潜只能通过增加省内售电量和跨省区输电量，增长极其有限。

一是煤炭产能未完全释放，火电企业持续亏损。2015年之前，贵州原煤产量达1.3亿t/年，是西南最大的产煤大省和输出大省，周边的四川、重庆、湖南、广西和云南均到贵州购煤。2016年以来，受煤炭去产能政策影响，贵州煤炭產量大幅下降。2016～2018年，贵州原煤年产量仅0.8～0.95亿t，贵州从煤炭输出省变成了输入省。由于省内电煤供应刚性不足，2016年12月，全省火电平均入厂标煤单价（不含税）上涨至566.20元/t，较2015年涨幅约30%。2017、2018年，全省入厂标煤单价均维持在620元/t左右的高位运行。

二是主要流域的规划、运行方式变更，降低水电发电能力。贵州主要流域经过近二十年的开发，资源状况随着开发深度、利用领域、河流生态系统的变化发生了不可逆转的变化。加之，“十三五”期间，贵州以解决工程性缺水和为扶贫攻坚提供水利保障为目标的推进水利工程建设，降低了贵州区域水电水能可利用率，不同程度影响了水电企业的经营和发展。

3  周边省份水火互济、辅助服务市场比较

3.1  云南省

水电纳入市场主体，进入电力交易。鉴于云南以水电保障电网供应，水火电装机结构为7：3的特殊性，电力市场化改革以来，为进一步促进水电及新能源消纳，云南水电在全国率先推行电力市场化交易。2017—2019年，云南全年完成市场化电量分别为703.12亿kW·h、850.99亿kW·h、1 045.38

亿kW·h，分别占全社会用电量的46.56%、50.69%、57.5%;弃水电量从2017年的288.74亿kW·h降到2019年的17.1亿kW·h，逐年大幅下降。

实施火电备用计划补偿，保障存续。为保障火电企业的经营存续，云南统调火电机组提供长期备用服务，按火电厂装机容量比例分配长期备用成交容量，由系统统一购买备用权。同时，对部分火电企业安排了火电机组备用状态确认电量、扶贫保障电量（如巡检司电厂）、保障电网安全稳定运行（如昆明电厂）所需电量等三类保障性电量。保障性电量按省内优先购电量挂牌交易价格执行。2019年，受水电来水偏枯，统调火电完成发电量218.40

亿kW·h，同比增长8.2%。火电保障电网安全，补充电力供应作用得到发挥。

3.2  四川省

大规模实施水电市场化交易。主要包含常规直购、留存电量、战略长协（主要为政府重点扶持企业）、水电消纳示范、富余电量、低谷弃水、清洁替代等。

开展水电辅助服务市场交易。四川电网长期存在枯水期AGC可调节容量不足、水火电联调困难、火电机组投入容量小等问题。同时，水电机组参与AGC调频的积极性也有待激励。2019年5月，印发《四川自动发电控制辅助服务市场交易细则（试行）》和《四川黑启动辅助服务市场交易细则（试行）》，用辅助市场促进区域清洁能源消纳，实现燃煤机组获得在电网中备用、丰水期电网调峰等功能的保障收益。

3.3  广西壮族自治区

水火（核）发电权转让消纳富余电量。区域电源结构较贵州相似。各水电企业以前10年平均上网电量为本年发电上网基数电量，超出基数部分通过月度发电权转让交易进行补贴火（核）电，分区内、区外发电企业两类，按照核定上网电价差进行交易电费结算，作为出让发电权的补偿电费，电力市场化程度推进超前。

以市场化的竞争机制，开展调峰补偿。采用“日前报价预出清，日内正式出清并按报价成交”的交易和价格机制，由市场决定调峰服务提供方和价格，并与现行南方区域“两个细则”相分离，不重复补偿考核。

综上所述，资源特性、用电结构的差异，直接影响不同省区的能源产业政策和交易规则，几个省区的政策共性特点均在于通过健全完善管控和激励机制，以促进水电等清洁能源的消纳、兼顾重点区域火电支撑，并保障电力供需平衡稳定。从实际情况看，周边省份在新能源占比较大情况下，通过实施汛期水电部分电量参与电力交易、“两个细则”及辅助服务市场、需求侧调峰交易等促进了清洁能源消纳，“三弃”逐年减少，行业稳定发展。贵州则结合各电源电价差异，创造性提出能源工业运行新机制，最大限度的实现水火互济互补。

4  相关思考及建议

根据贵州省电力工业运行现状，结合当前能源工业运行新机制、电网安全调度、电力市场化交易、“两个细则”及辅助服务市场所面临的问题，建议按政府定价全额收购水电、不断完善水火互济互补机制、健全辅助服务市场、丰富市场化交易品种、建立网源调度协调机制、用市场机制促进新能源消纳。

4.1  完善水火互济互补机制

一是健全贵州水电发电权双向交易机制。在按政府定价足额消纳贵州水电的基础上，在平水年或丰水年，贵州水电利用小时超过2 710h，按现行政策由贵州水电向火电购买发电权;在枯水年，贵州水电利用小时低于2 710h后，可由其它发电方式或省外电源向贵州水电购买发电权。

同时，为稳定贵州水电、火电或省外电源的预期收益或支出，保障投资者权益，应设定发电权交易的年度上限交易电量;当具备交易条件的发电权高于年度上限时，按上限交易电量执行。同时，在交易总量确定后，按照装机容量分配交易电量，以此鼓励企业优化调度，提高水资源综合利用率。

二是探索组建电力能源基金。贵州水电是电力稳定、保障供应的“蓄能池”，季节性调节能力强。同时，加大力度支撑近年来贵州省实施煤矿智能化、机械化升级改造工作。为使电力能源稳定而可持续地发展，建议以水火发电权资金为主，建立电力能源基金，用于抗击自然灾害、不可抗力等因素导致的电力事故（如2018年抗冰保电），专款专账专管专用原则，以此基金提升电力企业抗击自然灾害的能力。

三是建立针对贵州水电来水不确定性的风险防控机制。按“丰水期盈利+省级财政投入”的方式，探索开展来水发电指数商业保险;当天气极度干旱、降雨量不足、发电量和收入低于预期一定值时，通过保险赔付的方式提高水电企业抵御自然灾害的能力。

4.2  健全辅助服务市场机制

一是建立水电辅助服务补偿机制。建议建立水电辅助服务补偿或市场化交易机制，对各水电企业在低谷时段的调压辅助服务、尤其是低水头状态下的调压服务进行补偿。

二是建立风电和光伏的辅助服务分摊机制。因风电、光伏的波动性、间歇性因素导致的电网调峰、调频行为，由风电、光伏企业按装机规模、出力变化等情况分摊对应时段的火电、水电调峰产生的辅助服务费用，进一步完善现有的辅助服务分摊机制。

三是建立光伏和风电的储能激励机制。建立光伏和风电开展储能的激励机制，光伏和风电开展实施储能，在调度方式安排和辅助服务分摊上给予优惠，鼓励光伏和风电企业开展配套储能项目，促进电能质量提高。同时，根据技术发展情况，适时明确独立辅助服务提供商的市场主体地位，鼓励市场主体利用储能参与辅助服务市场，促进储能市场发展。

四是阶段性实施区域电网阻塞交易补偿机制。鉴于省内新能源分布不平衡，部分区域较为集中，加之短期增长快，与电网规划建设周期长，投资大的矛盾日益突出，导致区域电网不同程度受限[2]，严重影响投产火电的正常经营。建议实施新能源与火电“区域性电网通道”交易机制，以此体现“稳存量、拓增量”的清洁高效电力发展思路，并作为能源工业运行新机制的补充，用市场化机制解决区域电网发展不平衡、不完善的矛盾，促进新能源的保障性消纳。

五是结合贵州电力市场实际修订“两个细则”。2016年，南方区域“两个细则”（2017）版新规则修编时，加大了各项考核系数，均是基于“三公调度”的背景下，与现行“市场为主的调度”模式不完全相融合（如由于电厂市场交易电量不足，增发计划少机组调停时，可获取冷备用补偿）。建议将“两个细则”结合区域电力交易、水火发电权交易等市场进行修编，充分体现各市场主体公平享有辅助服务资源。

4.3  完善电力市场交易机制

一是实施低谷增量交易。长期以来，贵州未执行峰谷电价，在电源结构发生变化后，峰谷差大导致电网电力供应阶段性、时段性紧张，调峰困难矛盾加大，在电力现货市场尚未启动前，通过低谷增量交易鼓励电力用户調整生产计划，增加低谷时段用电负荷，减小火电低谷调峰，达到降煤耗、控成本、促多方共赢，推动上下游产业降成本。

二是优化水火发电权交易。省能源局下达各年的《贵州省水电、火电发电权交易实施方案》中，交易方式明确为：“由出让主体和受让主体双方采取点对点方式，协商确定发电权转让计划指标及交易价格，若出（受）让主体双方协商未达成一致意见，由贵州省能源局组织进行协商”。对此，建议主汛期，在月度交易量下，实施市场化的水火发电权交易，或定向精准帮扶，缩小火电企业资源配置的不均衡、不公平性，推动行业整体性的可持续发展。

4.4  建立网源优化调度机制

一是完善网源协调调度机制。随着市场化的推进，跨省跨区送电的互联互通，西电及周边负荷接纳容量增长，需更大范围加强周边电网的联系和负荷预判，拓展电网间的联合调度功能。同时，更大范围协调好梯级上下游发电和运行方式安排，确保上下游的协调配合，提高极端洪水应急调度处置能力。

二是优化水电蓄能控制，提高火电整体负荷率。贵州水火互济的电源结构下，为保证清洁能源消纳，必须做好全年各阶段水火电发电统筹安排。一般来说，汛前及主汛期（4—8月）火电机组需要停机备用，为消纳水电腾出空间;而枯期则主要依靠火电作为主力。对此，在汛前和汛末可考虑适度抬高水电蓄能值，枯水期参与电网更多的调峰，减小枯水期过渡依赖火电、提高开机率保供的风险。

4.5  完善清洁能源优先消纳机制

贵州水电均为贵州电网甚至西电东送的骨干电源点，兼具商业和公益双重属性。水电电能消纳计划及价格确定的基本依据均为“利益共享、风险共担”，在建设初期便为各方所认可，相关电价经过了各级政府的严格审批或竞争性谈判所定。从贵州的实际情况看，贵州水电装机占比仅占总发电装机的30%，水电多年平均发电量低于全省发电量的30%，多年来，除区域电网受限、极端洪水外，因调度需求、负荷接纳等导致的“三弃”电量很少。加之贵州省大中型水电综合电价维持在0.22～0.3273元/kW·h，综合电价远低于火电，市场接纳意愿、经济效益、负荷需求及发电保障特性等完全具备全额消纳清洁能源的客观条件。

5  結语

贵州是我国西南地区重要的能源基地。做大做强电力工业，保持低成本电价竞争力、构建“能源成本洼地”，是贵州能源产业的优势所在、也是进一步促进经济社会高质量发展的关键环节。水电、火电作为电网的主要支撑电源，在能源产业的发展运行中持续健全水火互济互补机制、科学合理实现水电、火电互济互补，将有力的保障能源产业持续健康发展。

参考文献：

[1] 王玉萍.贵州电力市场化改革的探索与实践[M].北京：中国电力出版社，2019

[2] 朱治中.电力系统经济学原理[M].北京：中国电力出版社，2015

Analysis and Discussion on Mutual Aid of Water and Fire in Electricity Market of Guizhou Province

Zhang Li    Ren Tinglin

（Guizhou Wujiang Hydropower Development Co.， Ltd.， Guiyang 550002， China）

Abstract： Based on the analysis of the development status and difficulties of the power industry in Guizhou Province， this paper makes a horizontal and vertical comparison based on the power market in neighboring provinces， the mutual benefit of water and fire， and power prices. The article puts forward relevant thoughts and suggestions， which serve as a useful reference for promoting the construction of the power market， and realize the promotion of value sharing through the market mechanism， so that resources can be optimized in a wider range.

Keywords： market mechanism; value sharing; optimal allocation