谢跃明 戚林华 石剑才
华能龙开口水电有限公司 云南 大理州 671000
摘要：龙开口水电站2013年5月投产，2014年1月最后一台机组投入运行。电站投产运行初期，由于种种复杂的社会经济关系、供求关系，电站年发电量、利用小时数都没有达到设计值，弃水电量巨大，发电水量利用率低，电站生产经营面临严重挑战。本文主要结合龙开口水电站2014年至2018年发电运行情况，简要分析该一时期内复杂的产业发展格局变化、电力供求关系、市场机制改革等原因。
关键词：水电；市场；供求；矛盾
一、概况
龙开口水电站位于金沙江中游河段云南省鹤庆县中江乡境内，属I等大（1）型工程。电站以发电为主，兼顾灌溉、供水和防洪。电站建成后可发展旅游和库区航运，促进地方社会、经济与环境协调发展。
龙开口水库总库容5.58亿m3，正常蓄水位1298m，相应库容5.07亿m3，死水位1290m，死库容3.94亿m3，防洪限制水位1289m，防洪库容1.26亿m3，调节库容1.13亿m3，具有日调节能力。电站装机容量1800MW（5×360MW），设计保证率95%，单独运行时保证出力283.4MW，年发电量73.96亿kW.h，年利用小时4109h；在上游龙盘水库投入后的保证出力为710.6MW，多年平均发电量为82.70亿kW.h，年利用小时4594h。
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二、产业发展迅猛，供大于求
随着环境保护和节能减排压力与日俱增，我国出台了一系列鼓励清洁能源发展的政策。火电占全国装机容量的占比已从2006年的77.6%下降至2016年的64.0%，而水电作为清洁能源，在全国装机容量的占比稳定在20%以上，装机容量从2006年的13,029万千瓦增长到2016年的33,211万千瓦。
我国用电需求增速与经济发展增速呈高度正相关性。2006年至2016年，我国电力产能与电力需求均持续增长，但增长速度却并不均衡：2006年以前，我国用电高峰期缺电现象较为严重；2006年，电力投资迅速增长，装机容量增长率达20.60%；2007年开始，随着国家控制固定资产投资增长过快的宏观调控政策效果的显现，装机容量增速开始下降；2008-2009年，受全球金融危机影响，我国经济增速放缓，全社会用电量增速出现大幅下滑；2010-2011年，中国经济出现复苏，全社会用电量增速开始回升，高于同期全国发电装机容量增长率；2012年开始，随着我国经济增长速度的放缓，全社会发电量和用电量增速明显下降；2015年，全社会发电量和用电量增速进一步回落，创历史新低；2016年，在基建投资快速增长、房地产和汽车市场回暖等因素综合影响下，实体经济运行稳中趋好迹象明显，全社会发电量和用电量增速亦有所回升。
由于该阶段的云南省电力装机规模快速发展，大型水电机组陆续投产，新能源发电装机增长迅速，全省发电能力增速高于负荷增长速度，清洁能源消纳形势更为严峻，特别是随着汛末西电东送电量、省内用电需求减少，风电光伏等新能源发电能力进一步释放，金沙江中上游流域径流式电厂面临严重的弃水及消纳问题。因此“糯扎渡、小湾两库”水位消落的问题、风电光伏全额收购矛盾使清洁能源消纳矛盾转移给金沙江中上游径流式电厂。
受输电通道运行及网架约束，汛期龙开口水电站电力外送能力有限。金中直流投运虽能缓解金沙江中游电力送出压力，但龙开口水电站未被纳入直流通道送电，电力送出受阻未得到缓解。
三、市场化竞争试点阶段，利弊矛盾突出
2016年，云南电力行业通过市场化交易，合计向省内工业企业让利约90亿元。省内市场化交易电量590亿千瓦时，发电平均上网电价0.168元/千瓦时，电价处于全国最低水平；工业企业用电平均降价0.153元/千瓦时,全国降幅第一。
2017年，电厂面临更为复杂的市场形势，虽然发电量小幅增长，但受诸多减利因素影响，经济效益仍存在不确定性。一是市场化交易电价保持较低水平。2017年云南电力市场化规模进一步扩大，竞争性售电主体从58家扩大到328家，大量低价中小水电进入市场，市场竞争更加激烈。二是西电东送综合电价水平下降。根据前期协商情况，云电送桂上网侧电价按每千瓦时0.142元结算，远远低于发电成本价。三是提取火电维持基金。为维持省内火电企业基本生存，发电企业上网电量按照0.01元/千瓦时提取长期备用资金，进一步加剧了发电企业生产经营困难。
四、行政主体客观实际复杂，“西电东送”战略实施面临重重困难
为促进东西部平衡，国家实施了西部大开发和西电东送战略，为推动西部地区水电资源开发和经济社会发展，促进节能减排发挥了重要积极作用。但此阶段西电东送国家战略面临一系列的困难和问题，主要表现在：
省际间水火电矛盾日益突出。受端省份出于拉动省内经济增长、提高财政收入等自身利益因素考虑，以省内市场需求增速放缓、火电利用小时持续下滑等因素为由，对吸纳云电存在较大抵触，通过要求大幅降价和补偿火电企业等手段设置壁垒，资源优化配置目标难以实现，跨区送电能力难以充分释放。
远距离输电成本成为不可逾越的障碍。当前云南西电东送计划电量执行价格倒推机制。由于国家价格主管部门核定了输配电价，云南水电参与广东、广西竞争，仅输电费和线损大约0.2元/千瓦时、0.16元/千瓦时左右，加上每千瓦时0.016元的库维基金和水资源费，已接近或高于广东、广西火电的边际成本，实际上已经没有任何竞争力。由于远距离输电形成了难以逾越的障碍，因此靠市场推动云南水电消纳不具备现实可行性。
电价机制差异，导致送电主体效益“冰火两重天”。因电价机制不同，“西电东送”不同区域送电、不同主体送电，在电价、电量上存在巨大差异。三峡、雅砻江流域电站采取“点对网”的送电方式，电价执行国家批复电价，电量按照年度计划执行，电站取得了巨大的经济效益。同样是做为“西电东送”主力金沙江中上游等“网对网”电站，在电力市场化改革中，电量参与省内平衡，电价参与市场竞价，电站陷入了全面亏损的境地。要保证云南水电可持续发展，既要解决云南水电为代表的可再生能源消纳，更要保持合理的送电价格。
五、新能源电力发展缺乏统筹规划布局，局部不平衡问题突出
为改善能源结构，国家对以风电、光伏发电为代表的新能源发展给予了大力扶持。1996年，我国风电场进入扩大规模建设阶段，风电场装机规模及单机容量显著增长，2006年，我国实施《可再生能源法》，风电正式进入大规模开发应用阶段。2010年，经过多年爆发式增长，我国出现明显的弃风限电现象。2015年，受风电标杆电价下调影响，风电项目出现明显抢装潮，新增装机规模明显。全国风电装机容量从2008年的839万千瓦增长到2016年的14747万千瓦。
可以看出以风电为代表的各类清洁能源均呈现复合式的增长，但相关部门在具体政策制定过程中未能充分考虑地方特点，根据《可再生能源法》第二条规定的“本法所称可再生能源，是指风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等非化石能源”，但在《可再生能源发电全额保障性收购管理办法（征求意见稿）》中未将水电列入政策范围，且全额全价收购新能源的代价是提高用户用电成本，导致风电行业依赖巨额补贴获取超额收益的现象，特别是在云南，同为清洁可再生且更为廉价的水电尚无法全部消纳，在存在大量弃水损失的同时，却鼓励新能源开发建设，新能源发展布局缺乏对地方特点和市场现状的统筹考虑，弃水、弃风和弃光隐患突出。
结语：
近年来，国家高度重视区域内水电消纳问题，通过各种渠道大力协调落实国家西电东送战略，充分发挥政府主导、责任单位协调、发电企业落实的三级联动机制，有效地促进了区域内清洁能源消纳。特别是在政府及各方努力下国家下发了《关于全力促进2017年云南水电消纳的通知》，采取强有力的二十条措施，千方百计消纳云南水电，确保了后续水电市场的有序消纳。但笔者认为，后续能源规划发展，各地应该深刻吸取该阶段云南电力市场的经验，避免无序竞争，浪费国家资源。