新电改下云南中小水电资源整合分析

摘要：通过对国家电改目标、进程的分析，明确定位电力企业的“发售一体化”产业链运作模式，并提出现阶段谋局的关键和突破口为中小水电资源整合;通过对云南中小水电现状、资源整合的可行性分析，对目前国内较大的中小水电资源整合企业运作模式的借鉴和比较，客观分析了整合云南中小水电资源存在问题，提出了整合云南中小水电资源的具体建议。

1引言

2015年“电改9号文”及“电改配套6文件”的相继出台，缓缓拉开了全国新电改的序幕。云南作为全国第二大水电资源省份，亦是供需矛盾最为突出的省份，首当其冲被列为国家首批电改试点省份，同时也纳入输配电价改革试点省份。近一年多的时间里，电改试点方案下发，输配电价获得批复，省级电力交易中心组建成立，电力市场交易全面铺开，近40家售电公司成立……云南电改的步伐铿锵有力，电力格局正发生着翻天覆地的变化。

如何找准定位适应新电改，实现可持续经营和发展，是摆在电力企业面前的课题。

2电改目标和原则

我国深化电力体制改革的终极目标是建立“管住中间，放开两头”的电力体制构架，形成“多买多卖”的竞争格局，形成主要由市场决定能源价格的机制。

新一轮电改的重点和路径是：在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划;推进交易机构相对独立，规范运行;继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究;进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。

安全可靠、市场化改革、保障民生、节能减排、科学监管是新电改的基本原则。

节能减排基本原则中，重点强调强化能源领域科技创新，推动电力行业发燕尾服方式转变和能源结构优化，提高发展质量和效率，提高可再生能源发电和分布式能源系统发电在电力供应中的比例。

3电改下的发展定位谋局

电力企业要未来市场站稳脚跟并持续健康发展，在新电改初期即现在的谋局至关重要。

随着新一轮电改的持续推进，应运而生的是形形色色的售电公司，顺着这些形形色色的售电公司经营模式思路延伸思考，结合国家电改“管住中间、放开两头”的目标及鼓励建立长期稳定交易机制偏向，背后潜藏的或是电力企业“发售一体化”产业链运作的必然趋势。

“发售一体化”，分为“发电”和“售电”两端，“发电端”是整个产业链运作的关键。若“发电端”可承受的上网电价较低，就意味着“售电端”的潜在市场就越大、越受欢迎，电力企业的“发售一体化”产业链运作就较为轻松，并极有可能建立长期稳定交易关系，从而促进其良性健康循环持续健康发展;反之，则有可能无法运转。

“发电端”可承受的上网电价高低，主要取决于各种类型的发电厂，在云南主要有火电、水电、风电、太阳能等。

火电受制于国家节能减排、全力消纳清洁能源需求，仅有较少的发电空间，且会长期持续，电力企业在“发电端”谋局中，可不考虑;太阳能、风电造价成本较高，可承受的上网电价亦较高，且后续国家的补贴具不确定性，可暂时放一放;水电是国家鼓励的清洁能源，且其经营成本低，可承受的上网电价较低，是电力企业在“发电端”谋局中的首选。

云南水电，分为大水电和中小水电，大水电大多属五大发电集团开发运营，极少数由民营企业和私人开发运营，转让意向都不大;中小水电多属于民营企业和私人开发运营，且点多面广、较为分散，具有整合的空间和可能。

中小水电资源整合，是电力企业适应新电改，建立“发售一体化”产业链运作，“发电端”谋局的关键和突破口。

4云南中小水电现状

4.1发电能力经过2002年国家厂网分开电力体制改革至今十多年的发展，特别是自2003年《云南省人民政府关于加快中小水电发展的决定》(云政发〔2003〕138号)下发以来，云南中小水电快速发展，且在一系列的招商引资优惠政策下，多为引进外省的民营企业、私人老板进行开发建设，经过多年的高强度开发建设，全省中小水电资源开发率已超过80%，覆盖了90%以上的边远贫困民族地区，为地方增强了发展的造血功能。同时，全省农村近70%的人口用电、90%的农业生产用电来自中小水电，保障了电力供应。

截止2016年初，云南省全口径装机容量7978.943万千瓦。其中水电装机5923万千瓦，占比74%。水电装机中，100万千瓦以上的大型水电站3628万千瓦(含向家坝右岸电厂320万千瓦)，占61%;25-100万千瓦的大型水电站508万千瓦，占9%;25万千瓦以下的中小型水电站1787万千瓦，占30%。

25万千瓦以下的中小型水电站中，纳入省调统一平衡或省地共调的781.69万千瓦，占44%;地调直调和县调调管的1005.2万千瓦，占56%。

(详见附件2016年初云南省水电装机容量统计表)

4.2上网方式由省调或省地共调的中小水电，电力电量直接参与全省平衡，在全省范围内进行消纳。

由地调调管的中小水电，电力电量优先参与地区当地平衡，富余部分输送到云南电网公司主干网，在全省范围内进行消纳。

由县调调管的中小水电，电力电量先参与县区内平衡，富余部分输送到所属地区内进行平衡和消纳，再有富余部分再输送到云南电网公司主干网，在全省范围内进行消纳。

2016年7月6日，《云南省人民政府关于加强中小水电开发利用管理的意见》明确，调整中小水电功能定位，充分发挥中小水电点多面广的优势，突出服务当地群众生产生活和经济发展的属性，调整中小水电市场消纳方向，支持区域扶贫、满足以电代燃料和生态环境的保护。并按照“就近消纳、州市调剂、电网调节”的运营模式，优先保证中小水电的并网和发电。

同时，云南电改试点方案明确：2004年电改前已投产的并网运行公用发电机组和由州市调度、县调度运行的中小水电站，具有年调节能力的水电站，以及对电网具有安全稳定支撑作用的电厂，其电力电量列入政府保留的公益性调节性发用电计划，以确保城乡居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电，鼓励“以电代柴”，确保可再生能源发电依照规划保障性收购。

4.3上网电价根据《云南省工业和信息化委关于下发2016年云南电力市场化交易实施方案的通知》(云工信电力[2016]23号)，将售电主体分为优先电厂和非优先电厂两类。其中优先电厂又分为三类，第一类优先电厂主要包括2004年前已投产的并网运行水电厂(装机总量472万千瓦)和由地调、县调调度运行的中小水电及其他类型电厂。保障电网安全稳定运行所需的火电机组的部分电量和跨境电厂;第二类优先电厂包括风电厂、光伏及2004年后投产且以110千伏并入电网运行属于省地共调的水电厂、水库具有年调节能力及以上水电厂调节电量;第三类优先电厂指除第一类、第二类优先电厂外的其他水电厂。非优先电厂指除开保障电网安全外的其他火电发电量。

按2016年电力市场交易方案，纳入省调统一平衡或省地共调的781.69万千瓦的中小水电中，以220kV并入系统的，直接参与电力市场交易，属于“不保量、不保价”范围，电量及价格由市场决定;以110kV并入系统的，暂不直接参与市场竞争，实行全电量收购，通过价格调节机制参与市场(上网电价在国家批复的基础上按参与市场竞争的优先电厂上网电价平均降幅比例扣减)，待技术、管理等方面成熟后适时参与市场竞争，暂属于“保量、不保价”范围;地调直调和县调调管的1005.2万千瓦水电站，不参与市场竞争，实行全电量收购、按政府核定电价上网，属于“保量保价”范围。

4.4经营情况收入方面：地调直调和县调调管的1005.2万千瓦中小水电，因属“保量保价”范围，主要取决于电站来水情况决定的发电量单一因素影响;纳入省调统一平衡或省地共调的781.69万千瓦的中小水电，因属“不保量不保价”或“保量不保价”范围，除受电站来水影响外，还受电力供需情况和电力市场交易价格多重影响。

近几年来，面对宏观经济下行的巨大压力，负荷需求增长乏力，云南电力总体呈现供大于求。2016年1-5月，云南累计弃水16.78亿千瓦时，其中：省调弃水12.67亿千瓦时，地方小电弃水4.11亿千瓦时。省调弃水主要集中在滇西北大水电，梨园、阿海、龙开口、观音岩等;地方小电弃水主要集中在怒江(占76%)、迪庆(占14%)、德宏地区(占9%)。

2016年一季度，云南电力市场交易总计成交电量156.79亿千瓦时，发电侧平均成交价0.266元/千瓦时。进入汛期，省内集中撮合交易电厂侧平均成交价格约为其申报下限0.1元/千瓦时。

成本方面：中小水电的成本主要由财务费用(约占50%)、折旧费用、水资源费及库区基金、日常运营维护、税金等组成。

在2002年全省厂网分开电改的统一部署推进下，云南中小水电大多为2004-2006年开工建设，2007-2009年投产发电。但投产后自2009年以来云南开始面临百年不遇的持续五年干旱，导致新投产的中小水电来水严重不足，利用小时低下，加之刚投产后较重的财务成本压力，中小水电呈现大面积亏损。

2014年以来，云南旱情有所好转，来水逐渐恢复正常，但又面临全球经济低迷、大量电源装机持续投产、电力严重供大于求的严峻形势，以及竞价上网的电改格局，不得不面对弃水和低价销售的尴尬局面，中小水电持续呈现亏损，成为烫手山芋。大部分民企和私人老板，承受不住来自各方面的压力，现金流断裂后被迫增加民间高息贷款维持，转让意愿强烈。