電力市場下水火互濟工作探討研究

章立 任廷林

摘 要：在分析貴州省電力工業發展現狀及面臨困難的基礎上，結合周邊省份電力市場、水火互濟及電價因素進行橫向、縱向比較，總結提出相關思考與建議，作為推動電力市場建設的有益參考，實現以市場機制促進價值共享，使資源得到更大范圍的優化配置。

關鍵詞：市場機制;價值共享;優化配置

中圖法分類號：F426.61 ? ? ? ? ? ? ? ?文獻標志碼：A ? ? ? ? ? ? ? DOI：10.19679/j.cnki.cjjsjj.2021.0309

貴州省作為首批電力體制改革綜合試點省份之一，基本形成了統一框架設計、統一核心規則、統一運營平臺、統一服務規范的電力市場建設，有效促進了區域內發供電企業的生產經營、供電穩定、電網安全、優化調度、產業規劃等方面持續提升[1]。貴州省推行能源工業運行新機制，通過建立電煤長協機制、水火互濟機制、水火調度優化機制及電煤儲備機制等多舉措，促進煤、電、用產業鏈的協調和可持續發展。考慮到風電、光伏對電力支撐的不確定性，重點分析探討火電、水電等不同發電方式、電網安全穩定運行、需求側響應等要素，提出了完善電力市場機制等相關政策思考及建議，希望進一步實現上述關鍵要素的有機銜接。

1 ?貴州電力工業運行及發展現狀

1.1 ?電能保供能力增強

截至2019年底，貴州電網統調發電裝機容量6 599萬kW，比上年底增長9.3%，其中統調非化石能源發電裝機容量3 190萬kW，比上年增長14.9%，占總裝機容量的比重為48.3%，比上年底增長3.86%。2019年，發電設備利用小時3 665h，比上年增長115h。電力供應的主要特點為電能量整體略顯富余、風電和光伏發電量快速增長、火電設備利用小時同比增加。

從最大電力平衡來看，2019年度，統調最大電力負荷為2 960萬kW，發電總量為1 758億kW·h，電力供應可滿足負荷需求。從年度電量平衡來看，統調機組年設計發電量總計約2 054.83億kW·h，較2019年實際發電量1 757.74億kW·h富余近16.9%，滿足電網調節性需求。貴州省水能資源開發率已達93%以上，基本已無可開發資源。風能資源高值區分布相對零散，剩余可開發存量少。太陽能資源分布相對集中。

1.2 ?電力需求穩步增長

2007—2019年，貴州GDP年均增長率為11.35%，全社會用電量年均增長率為7.26%。貴州全社會用電量從2007年的669億kW·h增長到2019年1 540.7億kW·h。2008～2019年電力彈性系數為0.63。在經濟平穩較快增長前提下，隨著基礎設施建設、城鎮化轉型等因素的帶動，第三產業和城鄉居民生活用電的拉動效果明顯，電力電煤需求穩步增長。

1.3 ?市場改革深入推進

市場建設體系不斷完善。2015年，《關于進一步深化電力體制改革的若干意見文》出臺以來，貴州電力體制改革進展迅速，多項改革舉措在全國位居前列：首批核定首個監管周期的輸配電價、電力市場化交易范圍有序擴大、組建首個多股東有限公司制的省級電力交易中心，成立第一個省級電力市場管理委員會，出臺首個電力市場交易規則，形成電能交易“批發+零售”并存、各類交易品種豐富的市場交易體系。

交易降低工業用電成本。2016年以來，貴州通過年度雙邊協商、月度集中競價、掛牌等多種方式開展市場化交易，通過市場化交易穩存量、促增量，形成了競爭充分、開放有序、健康發展的電力市場體系。

輔助服務市場有序推進。2020年初，貴州省在南方電網“兩個細則”的基礎上，出臺了調峰、黑啟動輔助服務市場交易規則。

1.4 ?調度運行方式穩定

電源結構滿足水電保障性消納。截止2019年底，貴州省統調火電裝機2 754萬kW，占比54.2%;水電裝機1 321.3萬kW，占比26.1%;風電、光伏、小水電及其他總裝機998.6萬kW，占比19.7%。其中直調水電均為梯級水電站是貴州電網調峰、調頻的重要支撐。通過梯級聯合調度，可充分利用水電儲能對電力進行時間和空間上的再分配、再優化、再調節，對區域電網調蓄、頂峰錯谷等優化調度有很大作用。

水火電運行方式轉換有一定規律。從2017～2019年貴州電力調度運行情況看，4～5月份處于水火電轉換過渡期，6—8月份處于水電大方式運行期，9月份秋汛后逐步轉為小方式。

2 ?貴州省電力市場面臨的困難

當前，貴州省電力市場主要面臨水火互濟機制尚不明顯、電煤產量未能完全釋放、售電側增長不及預期、煤電聯營先天條件不足等困難，發電測電源結構互濟、負荷特性互補優勢不明顯，可再生能源帶來的波動性日益加大，輔助服務市場在探索和優化中，亟需與電力市場化交易相融合。

2.1 ?水火互濟機制未有效形成

貴州省水電主要位于烏江和北盤江，上述流域來水主要依靠天然降雨，有較為典型的“靠天吃飯”特點，導致水電生產和經營具有較大的不確定性。從1951—2006年55年間的水文資料來看，各流域年來水徑流量超過多年平均值的年份只有27年，即高于多年平均的來水概率不超過50%。而水電固定成本偏高的特點，一旦出現枯水年份，水電企業將出現大額虧損。

當前，貴州水火互濟主要體現為水電超出基礎利用小時2710h，由水電單向火電購買發電權，而水電遭遇枯水年時，則需自行承擔虧損及還貸費用。同時，2020年，500kV的云貴互聯通道工程投運，云南水電具備送入貴州電網的條件，將對貴州發電市場產生結構性、長遠的影響。

2.2 ?輔助服務市場亟待完善

當前，貴州電力輔助服務市場主要存在風電、光伏承擔的輔助服務費用與其服務需求不匹配、以及輔助服務與電力市場未能完全融合的問題。

風電、光伏承擔的輔助服務費用與其服務需求不匹配。截至2019年末，風電、光伏裝機在貴州電網占比18.29%，同比上升6.52%。風電及光伏的出力特性，一定程度上降低了電網安全性及調度經濟性。隨著風電、光伏的大規模并網，電力系統調節手段不足的問題越來越突出，原有的輔助服務計劃補償模式和力度已不能滿足電網運行需求。2019年，貴州風電共計發電78.05億kW·h，從風電發電看，夜間負荷低谷時段出力高于白天負荷高峰時段，實際出力與需求側負荷曲線重合度低，具有較明顯的反調峰特性。

輔助服務市場未公平享有“誰受益、誰買單”。當前，水電開發利用已轉變為“以滿足電力系統調峰調頻為主，為風電、光電等新能源消納提供保障和支撐”。根據國家能源局南方監管局2017年12月25日印發的南方區域“兩個細則”（2017版）規定，AGC補償、旋轉備用補償、冷備用補償的核算標準均較2015年有較大幅度的增加，而汛期水電對電網的支撐作用較明顯、發電量高，加之水電旋轉備用門檻提高、不享有冷備用補償等因素，導致水電支出的輔助服務費遠高于收入，難以匹配水電實際在電網安全中提供的輔助服務價值。

2.3 ?售電側穩增長不及預期，電網經營壓力大

在宏觀經濟運行新常態下，工業經濟增長乏力，用電量增幅小，電力需求增長新動能不足，穩增量壓力大。貴州電網承擔小康電、農網改造等任務，加之2008年凝凍災害后增加投資修復電網等因素，電網投資大，財務費用較高。此外，在2016～2019年輸配電價監管周期中，電壓等級高、電量占比大的輸配電價降幅大，電力市場交易、特殊行業輸配電價固化等政策，不斷加大電網經營壓力，利潤挖潛只能通過增加省內售電量和跨省區輸電量，增長極其有限。

一是煤炭產能未完全釋放，火電企業持續虧損。2015年之前，貴州原煤產量達1.3億t/年，是西南最大的產煤大省和輸出大省，周邊的四川、重慶、湖南、廣西和云南均到貴州購煤。2016年以來，受煤炭去產能政策影響，貴州煤炭產量大幅下降。2016～2018年，貴州原煤年產量僅0.8～0.95億t，貴州從煤炭輸出省變成了輸入省。由于省內電煤供應剛性不足，2016年12月，全省火電平均入廠標煤單價（不含稅）上漲至566.20元/t，較2015年漲幅約30%。2017、2018年，全省入廠標煤單價均維持在620元/t左右的高位運行。

二是主要流域的規劃、運行方式變更，降低水電發電能力。貴州主要流域經過近二十年的開發，資源狀況隨著開發深度、利用領域、河流生態系統的變化發生了不可逆轉的變化。加之，“十三五”期間，貴州以解決工程性缺水和為扶貧攻堅提供水利保障為目標的推進水利工程建設，降低了貴州區域水電水能可利用率，不同程度影響了水電企業的經營和發展。

3 ?周邊省份水火互濟、輔助服務市場比較

3.1 ?云南省

水電納入市場主體，進入電力交易。鑒于云南以水電保障電網供應，水火電裝機結構為7：3的特殊性，電力市場化改革以來，為進一步促進水電及新能源消納，云南水電在全國率先推行電力市場化交易。2017—2019年，云南全年完成市場化電量分別為703.12億kW·h、850.99億kW·h、1 045.38

億kW·h，分別占全社會用電量的46.56%、50.69%、57.5%;棄水電量從2017年的288.74億kW·h降到2019年的17.1億kW·h，逐年大幅下降。

實施火電備用計劃補償，保障存續。為保障火電企業的經營存續，云南統調火電機組提供長期備用服務，按火電廠裝機容量比例分配長期備用成交容量，由系統統一購買備用權。同時，對部分火電企業安排了火電機組備用狀態確認電量、扶貧保障電量（如巡檢司電廠）、保障電網安全穩定運行（如昆明電廠）所需電量等三類保障性電量。保障性電量按省內優先購電量掛牌交易價格執行。2019年，受水電來水偏枯，統調火電完成發電量218.40

億kW·h，同比增長8.2%。火電保障電網安全，補充電力供應作用得到發揮。

3.2 ?四川省

大規模實施水電市場化交易。主要包含常規直購、留存電量、戰略長協（主要為政府重點扶持企業）、水電消納示范、富余電量、低谷棄水、清潔替代等。

開展水電輔助服務市場交易。四川電網長期存在枯水期AGC可調節容量不足、水火電聯調困難、火電機組投入容量小等問題。同時，水電機組參與AGC調頻的積極性也有待激勵。2019年5月，印發《四川自動發電控制輔助服務市場交易細則（試行）》和《四川黑啟動輔助服務市場交易細則（試行）》，用輔助市場促進區域清潔能源消納，實現燃煤機組獲得在電網中備用、豐水期電網調峰等功能的保障收益。

3.3 ?廣西壯族自治區

水火（核）發電權轉讓消納富余電量。區域電源結構較貴州相似。各水電企業以前10年平均上網電量為本年發電上網基數電量，超出基數部分通過月度發電權轉讓交易進行補貼火（核）電，分區內、區外發電企業兩類，按照核定上網電價差進行交易電費結算，作為出讓發電權的補償電費，電力市場化程度推進超前。

以市場化的競爭機制，開展調峰補償。采用“日前報價預出清，日內正式出清并按報價成交”的交易和價格機制，由市場決定調峰服務提供方和價格，并與現行南方區域“兩個細則”相分離，不重復補償考核。

綜上所述，資源特性、用電結構的差異，直接影響不同省區的能源產業政策和交易規則，幾個省區的政策共性特點均在于通過健全完善管控和激勵機制，以促進水電等清潔能源的消納、兼顧重點區域火電支撐，并保障電力供需平衡穩定。從實際情況看，周邊省份在新能源占比較大情況下，通過實施汛期水電部分電量參與電力交易、“兩個細則”及輔助服務市場、需求側調峰交易等促進了清潔能源消納，“三棄”逐年減少，行業穩定發展。貴州則結合各電源電價差異，創造性提出能源工業運行新機制，最大限度的實現水火互濟互補。

4 ?相關思考及建議

根據貴州省電力工業運行現狀，結合當前能源工業運行新機制、電網安全調度、電力市場化交易、“兩個細則”及輔助服務市場所面臨的問題，建議按政府定價全額收購水電、不斷完善水火互濟互補機制、健全輔助服務市場、豐富市場化交易品種、建立網源調度協調機制、用市場機制促進新能源消納。

4.1 ?完善水火互濟互補機制

一是健全貴州水電發電權雙向交易機制。在按政府定價足額消納貴州水電的基礎上，在平水年或豐水年，貴州水電利用小時超過2 710h，按現行政策由貴州水電向火電購買發電權;在枯水年，貴州水電利用小時低于2 710h后，可由其它發電方式或省外電源向貴州水電購買發電權。

同時，為穩定貴州水電、火電或省外電源的預期收益或支出，保障投資者權益，應設定發電權交易的年度上限交易電量;當具備交易條件的發電權高于年度上限時，按上限交易電量執行。同時，在交易總量確定后，按照裝機容量分配交易電量，以此鼓勵企業優化調度，提高水資源綜合利用率。

二是探索組建電力能源基金。貴州水電是電力穩定、保障供應的“蓄能池”，季節性調節能力強。同時，加大力度支撐近年來貴州省實施煤礦智能化、機械化升級改造工作。為使電力能源穩定而可持續地發展，建議以水火發電權資金為主，建立電力能源基金，用于抗擊自然災害、不可抗力等因素導致的電力事故（如2018年抗冰保電），專款專賬專管專用原則，以此基金提升電力企業抗擊自然災害的能力。

三是建立針對貴州水電來水不確定性的風險防控機制。按“豐水期盈利+省級財政投入”的方式，探索開展來水發電指數商業保險;當天氣極度干旱、降雨量不足、發電量和收入低于預期一定值時，通過保險賠付的方式提高水電企業抵御自然災害的能力。

4.2 ?健全輔助服務市場機制

一是建立水電輔助服務補償機制。建議建立水電輔助服務補償或市場化交易機制，對各水電企業在低谷時段的調壓輔助服務、尤其是低水頭狀態下的調壓服務進行補償。

二是建立風電和光伏的輔助服務分攤機制。因風電、光伏的波動性、間歇性因素導致的電網調峰、調頻行為，由風電、光伏企業按裝機規模、出力變化等情況分攤對應時段的火電、水電調峰產生的輔助服務費用，進一步完善現有的輔助服務分攤機制。

三是建立光伏和風電的儲能激勵機制。建立光伏和風電開展儲能的激勵機制，光伏和風電開展實施儲能，在調度方式安排和輔助服務分攤上給予優惠，鼓勵光伏和風電企業開展配套儲能項目，促進電能質量提高。同時，根據技術發展情況，適時明確獨立輔助服務提供商的市場主體地位，鼓勵市場主體利用儲能參與輔助服務市場，促進儲能市場發展。

四是階段性實施區域電網阻塞交易補償機制。鑒于省內新能源分布不平衡，部分區域較為集中，加之短期增長快，與電網規劃建設周期長，投資大的矛盾日益突出，導致區域電網不同程度受限[2]，嚴重影響投產火電的正常經營。建議實施新能源與火電“區域性電網通道”交易機制，以此體現“穩存量、拓增量”的清潔高效電力發展思路，并作為能源工業運行新機制的補充，用市場化機制解決區域電網發展不平衡、不完善的矛盾，促進新能源的保障性消納。

五是結合貴州電力市場實際修訂“兩個細則”。2016年，南方區域“兩個細則”（2017）版新規則修編時，加大了各項考核系數，均是基于“三公調度”的背景下，與現行“市場為主的調度”模式不完全相融合（如由于電廠市場交易電量不足，增發計劃少機組調停時，可獲取冷備用補償）。建議將“兩個細則”結合區域電力交易、水火發電權交易等市場進行修編，充分體現各市場主體公平享有輔助服務資源。

4.3 ?完善電力市場交易機制

一是實施低谷增量交易。長期以來，貴州未執行峰谷電價，在電源結構發生變化后，峰谷差大導致電網電力供應階段性、時段性緊張，調峰困難矛盾加大，在電力現貨市場尚未啟動前，通過低谷增量交易鼓勵電力用戶調整生產計劃，增加低谷時段用電負荷，減小火電低谷調峰，達到降煤耗、控成本、促多方共贏，推動上下游產業降成本。

二是優化水火發電權交易。省能源局下達各年的《貴州省水電、火電發電權交易實施方案》中，交易方式明確為：“由出讓主體和受讓主體雙方采取點對點方式，協商確定發電權轉讓計劃指標及交易價格，若出（受）讓主體雙方協商未達成一致意見，由貴州省能源局組織進行協商”。對此，建議主汛期，在月度交易量下，實施市場化的水火發電權交易，或定向精準幫扶，縮小火電企業資源配置的不均衡、不公平性，推動行業整體性的可持續發展。

4.4 ?建立網源優化調度機制

一是完善網源協調調度機制。隨著市場化的推進，跨省跨區送電的互聯互通，西電及周邊負荷接納容量增長，需更大范圍加強周邊電網的聯系和負荷預判，拓展電網間的聯合調度功能。同時，更大范圍協調好梯級上下游發電和運行方式安排，確保上下游的協調配合，提高極端洪水應急調度處置能力。

二是優化水電蓄能控制，提高火電整體負荷率。貴州水火互濟的電源結構下，為保證清潔能源消納，必須做好全年各階段水火電發電統籌安排。一般來說，汛前及主汛期（4—8月）火電機組需要停機備用，為消納水電騰出空間;而枯期則主要依靠火電作為主力。對此，在汛前和汛末可考慮適度抬高水電蓄能值，枯水期參與電網更多的調峰，減小枯水期過渡依賴火電、提高開機率保供的風險。

4.5 ?完善清潔能源優先消納機制

貴州水電均為貴州電網甚至西電東送的骨干電源點，兼具商業和公益雙重屬性。水電電能消納計劃及價格確定的基本依據均為“利益共享、風險共擔”，在建設初期便為各方所認可，相關電價經過了各級政府的嚴格審批或競爭性談判所定。從貴州的實際情況看，貴州水電裝機占比僅占總發電裝機的30%，水電多年平均發電量低于全省發電量的30%，多年來，除區域電網受限、極端洪水外，因調度需求、負荷接納等導致的“三棄”電量很少。加之貴州省大中型水電綜合電價維持在0.22～0.3273元/kW·h，綜合電價遠低于火電，市場接納意愿、經濟效益、負荷需求及發電保障特性等完全具備全額消納清潔能源的客觀條件。

5 ?結語

貴州是我國西南地區重要的能源基地。做大做強電力工業，保持低成本電價競爭力、構建“能源成本洼地”，是貴州能源產業的優勢所在、也是進一步促進經濟社會高質量發展的關鍵環節。水電、火電作為電網的主要支撐電源，在能源產業的發展運行中持續健全水火互濟互補機制、科學合理實現水電、火電互濟互補，將有力的保障能源產業持續健康發展。

參考文獻：

[1] 王玉萍.貴州電力市場化改革的探索與實踐[M].北京：中國電力出版社，2019

[2] 朱治中.電力系統經濟學原理[M].北京：中國電力出版社，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