堅持系統論方法 正確研判云南電力市場

徐志評

(云南省水電行業協會，云南 昆明 650224)

0 引 言

云南地處青藏高原，山川河流密布，是能源產業大省，是清潔能源大省，是綠色能源大省。

云南能源產業發展以來，在國家實施西部大開發戰略過程中，從2004年至今，歷經大起步、大發展、全覆蓋的各個發展階段，終于走到即將迸發，為云南經濟跨越式發展出力的一個新高點。

在經濟發展新常態情況下，在“十四五”國民經濟發展規劃的情況下，怎么樣看待云南電力市場現狀以及今后走向，概括起來就是：“火力發電利用小時增加，西電東送構成電量有變，市場供求關系發生逆轉，以水電為主的格局不變，水電價格走向穩中有進?！?/p>

1 云南電力市場的基本情況

(1)據最新統計，全省水能發電理論蘊藏量達12 000萬kW，經濟可開發裝機容量約11 544萬kW，年發電量可達5 000億kW·h以上，居全國第二位，占全國可開發量的1/4。云南是中國水電產業的誕生地。1912年，中國第一座水電站——石龍壩水電站在昆明近郊建成發電，標志著中國人利用水能資源造福社會，服務民眾的開始。20世紀90年代，魯布革水電站引進日本技術和管理模式，標志著中國水電站現代化建設的開始。

(2)云南省1985—2019 年各行業的需電量增長迅速，全社會用電量從75.5億kW·h增長到 1 812億kW·h，1985—2019年全社會用電量年均增長率為9.51%。第二產業用電量占比最大，基本在72%以上，其次為居民生活用電和第三產業用電，第一產業用電占比最低。

(3)從用電側進行結構分析，截至2019年11月底，云南省全社會用電量 1 640億kW·h，同比增加8.51%；其中：第一產業用電量14.83億kW·h，同比增長21.9%；第二產業用電量1 181.61億kW·h，同比增長8.1%；第三產業用電量220.21億kW·h，同比增長12.5%；城鄉居民生活用電量223.09億kW·h，同比增長6.4%。

(4)截至2019年底，云南省全口徑發電裝機已經超過9 500萬kW，以水電為主的清潔能源裝機7 991.7萬kW，占比超過84%。云南水電發電量2 856億kW·h，中小水電發電量737億kW·h。

(5)截至2019年12月底，云南電力市場上共有461家發電廠完成市場準入，其中水電企業214家，風電企業158家，光伏發電企業8家，火力發電企業11家。2019年通過電力市場化交易成交電量1 045.38億kW·h，占全省社會用電量的57.5%，其中雙邊協商交易成交量1 015.2億kW·h，占比97.11%；連續掛牌交易電量14.69億kW·h，占比1.4%；日前交易電量15.49億kW·h，占比1.48%。

(6)云南省中小水電具有數量多、分布廣，徑流水電較多的特點，經濟可開發裝機容量3 000萬kW。中小水電主要分布在蘇帕河、檳榔江、碩多崗河、盤龍河、灑漁河、李仙江、牛欄江、泗南江、藤條江、南盤江、普渡河、威遠江、怒江等流域。圍繞云南金沙江、瀾滄江、怒江、珠江、紅河和伊洛瓦底江(上游)六大水系，中小水電呈現遍地開花的特點，全省各州市都有中小水電站。

(7)要肯定云南中小水電的歷史地位，銘記云南中小水電的歷史貢獻。云南省16個州市129個縣(市、區)中有118個縣(市、區)投資建設了中小水電站。5萬kW裝機以下小水電站有2 274座，5～25萬kW裝機水電站有47座(25萬kW以上裝機水電站有33座)，中小水電裝機接近水電總裝機的40%；有力地促進了云南水電產業大發展，推動了地方經濟社會發展，提高了農村電氣化水平，改善了邊疆農民生產生活條件，為應對氣候變化及節能減排作出了貢獻。云南省70%的農村人口用電、90%的農業生產用電來自當地中小水電站，為地方經濟發展提供了造血功能，為民生問題作出了突出貢獻。

2 首輪電力市場化改革回顧

2.1 關于水電棄水的問題

由于供求關系失衡，西南水電棄水、窩電問題引起了黨中央、國務院的密切關注。2017年1月，國務院總理李克強來云南省考察，在云南省能源投資集團有限公司調研期間，對云南電力工業有關事項作出重要指示，要求重點研究解決云南水電在更大范圍的消納問題。

為落實李克強總理的指示要求，2017年5月，國家發展改革委印發《2017年重點水電跨省區消納工作方案》(發改運行〔2017〕914號)，對做好 2017年重點水電的跨省區消納提出要求，共包含落實2017年跨省區優先發電計劃、推進跨省區水電市場化交易、保障措施3個方面、14條措施。

南方電網公司積極出臺《關于2017年云南水電消納的20條舉措》，開拓市場，科學調度，深挖潛力，優化省間送受電計劃，充分利用通道能力安排云南水電多發和多送。

2.2 云南電力市場化進程的主要特點

在2016—2020年進行的電力體制改革過程中，云南省電力市場化中場內外出現的各種交易現象是市場供需關系的必然反映，云南市場化交易進程中有以下特點。

(1)從大的市場背景分析，大約是進入2014年以后，云南電力產品供大于求；2016年全國棄水電量超過500億kW·h，2017年云南棄水電量超過287億kW·h。

(2)從云南電源區域分析，滇西德宏州、迪慶州等地區長期存在棄水現象。這里既有當地網架建設滯后的問題，也有電力產品過剩的原因。

(3)從市場價格形成機制分析，發電企業在市場上不考慮各類電源成本差異的客觀存在，絕大多數水電電源具有較好的低成本優勢，但是企業以減少棄電為目的的交易策略成為常態。

2.3 售電公司的分類及作用

(1)參加電力市場化交易的售電公司有三類：一是電網企業組建的售電公司；二是社會資本投資增量配電網、擁有配電網運營權的售電公司；三是獨立的售電公司，但是不擁有配電網運營權，不承擔保底供電服務。

(2)售電公司作為風險中介，有效地降低零售用戶風險敞口的作用會得到充分體現；隨著繼續放開全部大工業用戶和一般工商業用戶的市場準入，新入市的主體將趨于小型化，水電端中小企業經過售電公司參與市場化交易的偏好可能會增加。

(3)云南電力交易市場中，零售市場套餐共9種，根據售電公司收益與批發市場成交價的相關性，售電公司可以分為3個類型。

①風險收益型。主要有價差收益型、價差收益+比例分成型、合同能源管理型、代理服務型(有約束且按電度)和代理服務型(有約束且按次/月)等。

②穩定收益型。主要有代理服務型(無約束且按年度)、代理服務型(無約束且按次/月)、階梯計費型等。

③免費型。居于公益目的或者是水電企業之間相互幫襯而開展的零費用的售電業務。

2.4 用戶選擇售電公司傾向分析

根據2019年末統計分析，市場化購電用戶24 598家，選擇風險收益型零售套餐的用戶數14 251戶，占比高達57.96%；選擇免費型零售套餐的用戶數5 812戶，占比為23.64%；選擇穩定收益型的用戶數4 526戶，占比為18.41%。

2.5 其他

在新一輪電力體制改革過程中，對售電公司來說，優勝劣汰的法則將是無情的，許多中小售電公司可能會退出電力市場這個舞臺。大型發電企業、電網企業和政府平臺組建的售電公司存活并且發展的機遇更大一些。

3 新一輪電力體制改革的基本內容

2002年，云南省根據中央要求開展第一次電力體制改革，徹底破除了獨家辦電的體制約束，從根本上改革了指令性計劃體制，解決了政企不分及廠網不分的弊端，初步形成了云南電力市場多樣化競爭格局。

“十三五”已經結束，中央關于新一輪電力體制改革的配套文件陸續出臺。如果說中發〔2015〕9號文件是新一輪電力體制改革的“設計圖”，這一次6個配套文件就是新一輪電力體制改革的“施工圖”。配套文件主要內容涉及電力市場建設、交易機構組建和規范運行、發用電計劃有序放開、輸配電價改革、售電側改革以及規范自備電廠等方面。

(1)2017年8月，國家發展改革委和能源局印發《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》，明確在南方電網以廣東起步，在國家電網以浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅和蒙西(蒙西電網)為試點，開展電力現貨市場試點。

從國家層面加大力度，不斷地推進電力現貨市場建設，至少說明一個問題：中央9號文件執行以來，“短期和即時交易通過調度和交易機構實現”還沒有有效實現，競爭性電力市場建設尚處于探索階段。電力現貨市場是現代電力市場體系的基礎性的核心部分，是完善市場化交易機制的關鍵一步。但是，電力現貨市場主要是一種短期電力經濟運行機制，不能等同或代替整個電力市場體系。

(2)2019年7月，國家發展改革委和能源局出臺《關于深化電力現貨市場建設試點工作的意見》[發改辦能源規〔2019〕828號]，按照地理分布劃分，市場結構分為區域和省區市電力市場，市場之間不分級別。要發揮電力現貨市場推動電力行業高質量發展的作用，也要確保市場設計合理科學，建立市場機制和價格機制，正確引導電力生產和消費，促進電力工業健康發展。

(3)習近平總書記提出“四個革命、一個合作”能源安全新戰略，強調還原能源商品屬性，構建有效競爭的市場結構和市場體系。新一輪電改的目標是建立中長期交易為主，現貨交易為補充的全國電力市場。建立有價、有量、有曲線的電力中長期交易機制，是新一輪電改的終極目標，勢必影響到整個電力產業發、輸、用環節的方方面面。

(4)新一輪電改配套文件透露出的信息。

①《關于推進電力交易機構獨立規范運行的實施意見》明確提出：“2022年底前，各地結合實際情況進一步規范完善市場框架、交易規則、交易品種……2025年底前，基本建成主體規范、功能完備、高效協同、全國統一的電力交易組織體系”。這個文件透露出來的信息是全國各地的發電企業參與市場化交易是必然趨勢，云南水電全面參加市場化交易是不可避免的。

②《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》明確提出：現行燃煤發電標桿上網電價機制改為“基準價+浮動”的市場化價格機制。基準價按當地現行燃煤發電上網電價確認，浮動幅度范圍為上浮不超過10%，下浮不超過15%；對電力交易中心依照電力體制改革方案開展的現貨交易，可不受此限制。

③關于國家發展改革委出臺《省級電網輸配電價定價辦法》和《區域電網輸電價格定價辦法》的理解：新一輪電改的主要方向是“管住中間，放開兩頭”，而核定輸配電價是“管住中間”的前提條件。輸配電價改革，有利于發電端成本向用電端傳導，降低企業和社會用電成本。隨著改革深入，電網企業按照政府核定的輸配電價收取過網費，不再以上網電價和銷售電價的價差作為主要收入來源。這樣可以保證電網企業向所有的用戶公開開發，改善服務，還可以倒逼電網企業降低成本，增加經濟效益。

(5)關于電力中長期交易的問題。

《關于做好2020年電力中長期合同簽訂工作的通知》(發改運行〔2019〕1982號)指出，電力中長期合同是電力市場主體規避市場風險、平抑市場價格、保障電力供應的重要手段，為電力市場穩定高效運行起到“壓艙石”作用。

①要求市場主體在簽訂中長期合同時要做到有量、有價、有曲線。有量，就是要保證市場主體電力中長期合同電量不低于上一年用電量95%或近三年平均用電量。有價，就是要鼓勵在中長期合同中明確“基準價+浮動價”的價格機制。有曲線，就是要在中長期合同中明確約定電力負荷曲線，確保與現貨市場做好銜接。

②按照國家規定的合同示范文本要求，參考應用《電力中長期交易合同示范文本(試行)》，各地可分發電類型、分用戶行業細化研究制定并推廣合同示范文本。

③嚴格執行國家核定的輸配電價，電力直接交易中市場用戶的用電價格由電能量價格、輸配電價格、政府性基金及附加構成。鼓勵市場主體協商簽訂中長期合同時，采用靈活可浮動的價格機制，理順和打通電力及其上下游行業的價格市場化形成機制。

(6)關于電力產品現貨交易的問題。

就云南電力市場化交易而言，新一輪電改背景下的現貨交易與“十三五”期間的現貨交易，在內涵和外延方面都發生了變化，值得認真分析研究。一是曲線更加細化和具體，二是峰谷時段的單元變得更小，三是發電曲線與售電更加之間的關聯更加緊密。按照預計，2021年一季度末將要開展的現貨交易，對云南電力市場而言，也是一種考驗。

4 云南電力市場走向分析

根據2015年中央9號文件精神，緊密結合新一輪電力體制改革的目的、目標和任務，緊密聯系云南電力市場的基本情況，才能準確把握云南電力市場的基本走向。

怎么樣正確分析和研判云南電力市場的基本趨勢，建議用系統論方法，也就是把云南電力市場作為一個系統來分析和研究。系統論是研究系統的一般模式、結構和規律的學問，用數學方法定量地描述系統的功能，是具有邏輯和數學性質的一門新興的科學。系統論的基本思想方法，就是把所研究對象，當作一個系統，分析系統的結構和功能，研究系統、要素、環境三者的相互關系和變動的規律性。系統論認為，構成系統的各個要素之間需要協調和平衡，如果系統中的某個要素特別強或者是特別弱，對系統的整體功能會產生較大的影響。

4.1 火力發電利用小時增加

4.1.1 看火電的目的是為什么

(1)建國以來，火電發電是國家電力產業的主力軍。

(2)水電、風電、光伏發電、生物質發電等電力產品的定價均是以火電標桿電價為參照物的。

(3)就云南省的情況看，占據主導地位的清潔能源，由于其間歇性、隨機性和不可控性，對需求側用電負荷曲線的影響作用很大，因此火電是云南能源產業中不可或缺的組成部分。

4.1.2 云南火電的基本情況

云南火電總裝機1 508.3 kW·h，轄區內的火電廠有滇東、宣威、曲靖、雨汪、陽宗海、昆明電廠，還有滇南三廠(開遠市)、鎮雄和威信電廠。

4.1.3 云南火力發電的保障作用

省政府主管部門和南方電網關于火電的定位是滇南三廠(開遠市)、鎮雄和威信電廠大部分時段開雙機運行；滇東、宣威、曲靖、雨汪、陽宗海、昆明電廠按照恰好完成保安全、涉熱和調節電量來考慮。

4.1.4 云南火力發電能力分析

(1)如果按照常規設計能力分析，火力發電的平均利用小時是5 500 h。在電力缺乏的年代，火力發電的平均利用小時經常超過6 000 h。在不斷減少碳排放的前提下，現在已經不能用火力發電裝機準確反映電力供應能力了。

(2)根據現在的情況下，取平均利用小時4 500 h預測，云南火電全年可發電量應該是678億kW·h。如果火電僅僅是按照完成優先計劃電量和調節電量考慮，全年發電量則是232億kW·h，平均利用小時1 871 h。

(3)預計云南火電2020年發電能力為341億kW·h，發電平均利用小時2 750 h。

4.1.5 火電在云南未來電力格局中作用

根據對“十四五”電力需求的預測，可以分析如下。

(1)在已開工電源按計劃投產、“西電東送”總量控制在1 145億kW·h、全省電煤保證能力為3 500萬t(褐煤1 200萬t)的前提下，在平水年條件下。

①2021年：云南全省電量缺額為286億kW·h，無棄水發生，火電利用小時達到3 000 h(電煤需求約2 300萬t)。

②2022年：云南全省缺電275億kW·h，缺電時段集中在枯季，火電利用小時達到4 500 h(電煤需求約3 500萬t)。

③2023年：云南全省缺電291億kW·h，缺電時段集中在枯季，火電利用小時達到4 500 h(電煤需求3 500萬t)。

④2024年：云南全省缺電378億kW·h，缺電時段集中在枯季，火電利用小時達到4 500 h(電煤需求3 500萬t)。

⑤2025年：云南全省缺電369億kW·h，缺電時段集中在枯季，火電利用小時達到4 500 h(電煤需求3 500萬t)。

(2)若遇豐水年，云南全省水電可增加發電量 10%左右，豐水年年內的電量供需情況可到達基本平衡。2021—2023年間，若遇豐水年，全省電量略有盈余。2024—2025 年間，若遇豐水年，全省電量仍有少量缺額。

(3)若遇枯水年，1年全省水電將減少發電量10%左右，在“十四五”期間枯水年年內，全省電量缺額還將翻翻，達到600億kW·h以上。

4.1.6 風電和光伏發電情況

“十四五”前3年新增投產1 100萬kW風光新能源項目(風電800萬kW、光伏發電300萬kW)，多年平均可增加發電量約250億kW·h，大小風年之間的變化幅度在200～300億kW·h之間，能夠減緩云南省用電緊張形勢；能發揮風水互補特性，抑制水電豐枯年際出力差異。

4.2 云電東送電量構成有變

(1)現有的云南能源產業的銷售終端有三個方向，即云電云用、云電東送和云電出口。云電云用就是云南省消納的電量；云電東送就是經常說的“西電東送”，向屬于南方電網的廣東省、海南省、貴州省和廣西自治區供電；云電出口，就是云南電力向周邊越南、老撾、緬甸等國家出口。

(2)云南講“西電東送”容易與四川省混淆起來，因為四川省也有“西電東送”業務，而且時間早于云南，送出電量也不少。1983年，西南電管局向國家有關部門正式匯報“西電東送”設想和方案。1998年，四川省結束長達26 a的缺電歷史。2000年四川省響應西部大開發戰略，把發展水電產業作為五大基礎產業之首來抓，實施“西電東送”開發工程；2014年四川省外送電量就已經突破1 000億kW·h。云南2012年“西電東送”電量428億kW·h，2014年“西電東送”電量為815億kW·h。

(3)云電東送。2019年全年云南省西電東送電量1 452億kW·h，同比增長 5.16%，較年度計劃增送286.15億kW·h。其中，向廣東送電1 310億kW·h，向廣西送電131億kW·h，增送海南電量10.98億kW·h。

(4)2021 年烏東德直流建成后，云電送粵通道能力共計3 015萬kW。按“十三五”原協議及烏東德直流可送電規模，并考慮適當增送以保證西電東送通道投資回收要求，云電送粵規模最大電力3 015萬kW，預計送電電量為1 305億kW·h。目前輸電方案暫定為烏東德留存南網、白鶴灘留存國網的分電原則下，云南依托烏東德新增500萬kW送廣東、300萬kW送廣西。

(5)云電外送。2019年，云南累計送境外電量25.6億kW·h，同比增長38.43%。其中，送越南電量22.22億kW·h，同比增長 28.92%；送緬甸電量3.38億kW·h，同比增168.65%；無送老撾電量。

4.3 市場供求關系發生逆轉

4.3.1 電力作為關系國計民生的基礎產業，如何看待其市場供求關系的變化

(1)電力彈性系數是利用電力發展與國民經濟發展的相關關系來預測電力需求量的方法。通過預測和分析預測期內國民經濟發展速度和電力彈性系數，從而預測電力需求量。簡單地說，全國電力年均增長與國內生產總值年均增長之間有一個換算系數0.80～1.00，即GDP增長6%的話，電力至少增長4.8%；這將從另一個側面充分說明電力市場未來的走向。

(2)從全國層面分析，中國經濟正在沿著國內大循環和國際大循環的兩個方向有序邁進。今后一段時期內，中國GDP將保持一個6%左右的穩定增長率。沿海的長三角地區、珠江流域地區是中國經濟發展的助推器，這些地方GDP的穩步增長，將為電力增長提供堅實的市場需求基礎。

(3)云南省發展趨勢判斷。省委省政府通過金屬硅、電解鋁項目招商引資，已經改變了云南電力供需結構，云南自身的用電負荷大增。

4.3.2 電力產業結構分析

(1)根據較為樂觀的經濟形勢預期分析，疊加新增負荷較多因素影響，預計2020年全省用電需求將實現較大幅度的增長。

(2)從新增負荷分析，預計 2020年全省新增大工業負荷為 340萬kW，在按時投產的情況下，預計新增電量約150 億kW·h，用電負荷較大的分別是馬塘水山東魏橋集團電鋁一期(82 萬kW)、富寧神火集團水電鋁項目一期(75萬kW)、其亞電解鋁(54萬kW)、鶴慶溢鑫鋁業二期(35萬kW)等。綜合考慮，根據上述投產情況，2020年云南省合計總用電量約為1 929億kW·h，同比增長12.3%。

4.3.3 預測邊界條件

(1)“十四五”期間，800萬t水電鋁項目陸續建成投產，2021—2023年水電鋁需電量分別為 343、600、696億kW·h，2024—2025年維持696億kW·h。

(2)“十四五”的五年期間，云南省全社會用電量分別為2 328、2 700、2 904、3 002億kW·h和3 100億kW·h，最大負荷分別為3 754、4 219、4 528、4 710萬kW和4 960萬kW。

4.4 以水電為主的格局不變

(1)2019 年，云南電網全口徑新增裝機134萬kW，其中水電新增裝機112.9萬kW，主要為里底、烏弄龍后續機組投產和110 kV及以下地方中小水電投產；風電裝機新增5.8萬kW，光伏裝機新增20.9萬kW。

截至2019年底，全省全口徑發電裝機(含向家壩)9 500.0 萬kW。其中，以水電為主的清潔能源裝機7 991.7萬kW(水電6 779.0萬kW，風電862.8萬kW，光伏349.9萬kW)，占比 84.12%；火電裝機1 508.3萬kW，占比15.88%。市場化交易過程中，以水電為主的清潔能源成交電量1 005.27億kW·h，其中水電成交電量758.94億kW·h，占總成交量的72.6%。

(2)“十三五”至“十五五”期間，云南電網新增電源裝機容量4 515萬kW。至2030年，云南電網的電源裝機將達到12 430萬kW，其中水電新增裝機3 369萬kW；煤電新增裝機341萬kW；風電新增裝機726萬kW，光伏新增裝機79萬kW。

(3)根據云南省自身的情況，電源供給側的開發思路大體上是：

①大水電方面，在建的白鶴灘、烏東德等水電站以外，金沙江上游13級大水電項目進入尾聲。國家能源集團還有旭龍電站240萬kW、奔子欄電站220萬kW準備建設。怒江中下游電站由于開發的不確定性，僅考慮馬吉、亞碧羅、六庫、賽格四級電站在2030年前投產。

②中小水電方面，按2020年規劃的裝機規?？紤]，增量不會太多。

③火電(包括煤電和氣電)方面，火電考慮現役、在建、核準和路條火電電源。

④風電和光伏發電方面，按照發電和光伏發電電源分別800、300萬kW考慮規劃。遠景年風電和光伏發電暫按2020年的規劃裝機規?？紤]。10月26日，云南省發改委發布《關于云南省在適宜地區適度開發利用新能源遴選企業的結果公告》，華能、華電、大唐、三峽等 9家大型企業瓜分790萬kW的風電項目指標；華電、省能投、國開投、中廣核等9家企業瓜分300萬kW的光伏發電項目指標。

4.5 水電價格走向穩中有進

電力作為商品，在市場化過程中，必須是先有足夠的電量，才會有相對穩定的電價；價低的電量放大之后，一定會促進市場需求增加，促進用電側結構性變化；當市場需求旺盛后，自然而然地就會抬高電價。這是一個市場化過程中的規律性問題，這個過程也是一個痛苦和艱難的過程。

“十四五”期間，全省電力供需形勢將發生逆轉，供不應求現象必將發生，推高全省電力市場化交易電價是必然趨勢。因此，預測風光新能源年平均交易電價將達到0.25元/kW·h(或0.28元/kW·h)以上，同時：

(1)全省需要大量釋放火電出力(存量機組增加發電利用小時，還需增加新建裝機容量)，電煤價格居高不下，火電成本電價遠高于現行交易價格。

(2)“十四五”期間全省新投產的大型水電機組，因為投資成本大，其成本電價均大于0.317元/kW·h，也遠高于現行交易價格。

(3)“十四五”期間，云南省新增的風光電源，按照國家政策全部沒有國家補貼，其成本電價也遠高于現行交易價格。

(4)在“十四五”期間，云南省新增電量需求或將超過1 200億kW·h，約占云南省社會用電總量的 40%以上，而這部分增量的貢獻(火電、新投產的大水電、新增無補貼的風光項目)主要來自高成本電源。

5 值得思考的幾個問題

5.1 持之以恒，關注政策和市場的變化

國家層面的新一輪電改政策已經和盤托出，在具體落實過程中可能會有補充、完善的地方。政策傳導、落地有一個過程，反映到電力市場上也有一個過程。政策信息和市場信息，對于判斷市場走向，分析電價趨勢，有著不可替代的作用。水電企業應該積極關注政策面和市場交易的變化情況，做到心中有數。

5.2 采取措施，不斷提升企業核心競爭力

市場經濟鐵的定律就是適者生存。一個企業沒有競爭力，在電力市場化浪潮中，自然舉步維艱。小水電發電靠天吃飯，客觀的要素非常重要，但是管理運營方面的要素也必不可少。

5.3 報團取暖，加強信息溝通和交流

小水電在市場化過程中屬于“弱勢群體”，設計裝機不大、發電豐枯不均、對市場化信息不夠敏感等客觀存在的問題，是小水電先天不足的表現。因此，各地水電企業要有抱團取暖的大局觀，彼此之間加強信息交流和溝通，彼此之間相互取長補短，彼此之間協同一些做法，為行業自律打基礎。

5.4 聯合起來，選擇規模化銷售模式

面對新一輪電力體制改革，中小水電難，尤其是小水電更難。按照國家描繪的電改藍圖，2025年全國統一電力市場化交易，參加中長期電力交易后，企業所剩電量很少，在現貨市場上怎么樣才能把電賣出去呢？

5.5 綠色環保，走可持續發展道路

習近平總書記講“綠水青山就是金山銀山”，就云南廣大的中小水電而言，“就是”是什么意思？全省各地水電站按照要求和規定，釋放生態流量，勢必影響到企業自身的經濟效益；中小水電是國際公認的清潔能源，對節能減排貢獻很大。中小水電走可持續發展的路子，一定要在“綠色”上做文章。綠色、生態、貢獻和效益之間總是有關聯的。國家層面正在征求有關執行生態補償方針政策的意見，也許會為中小水電帶來更多的利好。