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電改“云南模式”的核心內容是建設日趨完善、高效規范與公平公正的電力交易市場。但市場并不能解決所有問題，很多現實問題要靠改革和發展來解決，同時還必須發揮國家宏觀調控和國家政策的強制性作用，以確保國家戰略的實施和國家整體利益的實現。
2017年11月3日，國家發展改革委、國家能源局在京組織召開“電力體制改革專題會議”，專題研討如何做好電力體制改革落實工作。會上，昆明電力交易中心有限責任公司總經理楊強介紹了電力交易中心建設運行情況及經驗，電改“云南模式”又一次得到國家層面的肯定。
2015年3月，國家實施新電改以來，云南就一直大步走在全國電改最前列，其改革成效受到了社會各界的高度關注。事實上，早在2014年云南省就開展了電力市場化交易試點，當年完成市場交易電量近200億千瓦時。2015年11月，云南省被確立為全國首批電改綜合試點省份;2016年4月6日，中共云南省委、云南省人民政府印發《云南省進一步深化電力體制改革試點方案》的通知;2016年8 月，昆明電力交易中心掛牌運營。云南加速推進電力市場化改革的決心和力度非同一般。
今年年初，國家發展改革委、國家能源局在云南召開了電力體制改革現場會。會上，國家能源局有關領導高度肯定了云南電改工作：“各方在改革上講政治、行動上顧大局、協調上明事理、進程上重協同，起步早、力度大、有亮點、成效好。”國家發改委連維良副主任也指出，云南省在新一輪電力體制改革中起到了探路子、出經驗、做示范的積極作用。
為深入了解電力改革的“云南模式”，本刊記者近日赴昆明進行了調研，走訪了發電企業、電力用戶、昆明電力交易中心及相關政府主管部門，試圖從“云南模式”中探尋我國電力市場建設以及電力改革的內在規律。
“供給遠超需求倒逼催生“云南模式”雛形”
云南，是我國水電工業的搖籃。1912年，位于昆明市的石龍壩水電站建成發電，這是我國大陸建造的第一座水電站。
歷經百年發展，云南省內瀾滄江、金沙江、怒江的干支流上已建成近千家水電站。截至2017年10月底，云南全省全口徑電源裝機8743萬千瓦(含向家壩320萬千瓦),其中水電裝機6131萬千瓦，占總裝機的70.1%。云南水電不僅在省域經濟發展中有著舉足輕重的作用，其區域性戰略地位也越來越重要。云南電力輸送不僅跨越兩個電網，還連接越南、老撾、緬甸等國家。隨著“一帶一路”、孟中印緬經濟走廊、長江經濟帶、泛珠三角經濟帶等各項戰略的實施，云南將逐步成為跨國跨區域的電力交換樞紐和全球最大的清潔電力交易中心。
云南水電高速發展始于“十二五”期間，國家大力實施西部大開發戰略，作為優質水能資源富集的云南省掀起了水電建設的高潮。“十二五”期間，云南水電裝機以年增速兩位數增長。但是，隨著我國經濟發展進入新常態，電力需求增速逐年放緩，由2011年的11.7%下降到2015年的0.5%，云南省電力供給遠超電力需求，形成了大量的棄水。根據國家有關部門統計數據顯示，云南省2014年、2015年、2016年棄水電量分別為168億千瓦時、153億千瓦時、314億千瓦時， 2014年水電企業虧損面達31%;而同期云南火電利用小時大幅下降至1500小時以下，火電企業自2013年以來持續連年虧損，企業負債率高達150%，有的企業甚至到了200%;作為云南省第二大經濟支柱的電力工業遭遇前所未有的發展瓶頸。
據云南省相關政府部門負責人介紹，2014年云南省經濟發展陷入了持續低迷的局面。一邊是云南水電大量棄水，一邊是以高載能為主體的原材料加工業開工不足，最嚴重時實體企業開工率不到20%。為提振云南經濟，在多重壓力之下，云南省在國內率先啟動了電改。2014年，云南省首開汛期富余水電競價上網和大用戶直購電試點，在云南電網公司成立了云南電力交易中心,作為市場化交易平臺, 70多家工業企業參與市場交易，當年市場化交易富余水電90億千瓦時,達成云冶集團與華能瀾滄江公司景洪電廠直接交易70余億千瓦時。云南電力交易中心作為全國首家電力交易中心,承擔富余水電進行市場化交易任務，這成為云南電力市場建設的最初雛形。
“電改綜合試點設定“云南模式”基本框架”
云南是新一輪電力體制改革的首批綜合試點省份。在電改9號文及其配套文件框架下，2016年4月6日，云南省結合實際制定下發了《云南省進一步深化電力體制改革試點方案》，并成立了以省長任組長、三位副省長任副組長的云南省電力體制改革工作領導小組，負責制定切實可行的專項改革工作方案及有關配套措施，為確保電改工作順利推進，云南省幾乎把國際知名的電改專家全部請到，前前后后開展了8次整體培訓，力度和決心之大也可見一斑。
據參與電改方案設計的專業人士介紹， 2016年全速推進的云南電改，是以優化結構為著力點，全力推進電力市場建設，先后完成了輸配電價改革、交易機構組建等重點改革任務，有序推進發用電計劃改革，充分體現市場在資源配置中起決定性作用，建立了多周期、多品種的電力交易體系，引入售電公司參與交易，持續完善市場化交易機制。
早在2016年3月15日，云南省輸配電價就已經國家發改委核定實行。緊接著，云南省加速推動發用電計劃改革，放開全部大工業用戶、全電量參與市場競爭，放開了2004年1月1日后投運、110千伏及以上納入省調平衡的全部水電廠、火電廠、風電場、光伏電廠參與市場競爭。進入市場的電力用戶和發電企業全部取消基數電量、目錄電價，全部電量、電價均由市場機制形成。
云南電力市場放開程度位居全國前列，形成了有序放開、主體多元、競爭充分的良好市場格局。據統計數據顯示，2014至2016年，云南省內市場累計交易電量1088億千瓦時，降低企業用電成本139.6億元;省間市場完成西電東送電量2933億千瓦時，其中市場化增送電量297億千瓦時，為發電企業增收65億元，綜合減少棄水電量481億千瓦時。
云南省相關政府部門負責人在接受記者采訪時說，云南電改兩年來取得的成效有目共睹。云南省內電力市場化交易量與電價日趨平穩，電改所釋放出的紅利，為云南經濟穩增長和結構調整注入了綿延動力，云南工礦企業開工率從2014年的20%多上升到了2016年的60%多。
記者在昆明期間，特地走訪了云南冶金集團股份有限公司。該公司產業發展主要包括電解鋁、鉛鋅加工、鈦合金及多晶硅等五大產品系列，均為高載能產業，是南方電網公司區域的最大用電戶。該公司2016年用電量為218億千瓦時，2017年全年用電量約達250億千瓦時，其中電解鋁占整個集團公司用電量的90%。據云冶集團慧能能源有限公司副總經理李俊杰介紹，電解鋁的生產成本中，用電成本占到整個生產成本的35%，在原材料價格下跌幅度較大時，用電成本將占到整個生產成本的45%，因此電解鋁對于電價的敏感度非常高。在開展電力市場交易之前，云冶集團公司用電按政府目錄電價，到戶電價為0.52元/千瓦時。公司全電量進入市場化交易后，2016年的到戶電價為0.33元/千瓦時,2017年大致為0.35元/千瓦時。電改后，云冶集團用電成本年下降近40億元，從而頂住了國際電解鋁產能過剩、原材料價格上漲以及制成品價格下降的壓力，公司扭虧為盈實現年利潤2億元。但從全國電解鋁行業來看，云南0.35元/千瓦時的電價還沒有成本優勢。在內蒙古、新疆、甘肅等省份，電解鋁企業大都擁有自備電廠，其電價大致是0.2元多/千瓦時。不過，云南的優勢是水電鋁，消耗的是清潔水電，這需要國家進一步完善政策促進類似的高載能低附加值產業向西南水電大省轉移。李俊杰副總經理對記者說：“從電力用戶的角度看，也不是電價越低越好，只是希望電價在企業經營發展可承受的范圍內。如果一味地降低電價，造成電力企業不可持續發展，最終受損的還會是用戶。對生產型的實體企業，安全穩定供電是第一位的。”
電改是利益的再分配。游戲規則的建立，蛋糕的再分配，會影響各方利益。用戶和發電企業的訴求完全相反，雙方利益涇渭分明，用戶恨不得零電價，發電企業需要高電價回收成本。而云南電改兩年后，記者在昆明走訪時，聽到的更多是市場主體之間達成的共識：通過電力市場化改革的不斷完善，發電企業、電網企業和電力用戶實現共同發展。
“電力市場建設“定位和規模”
成就“云南模式”領先地位
”2016年8月25日，昆明電力交易中心有限責任公司正式掛牌和云南電力市場管委會成立，這是云南電改乃至中國電改的標志性事件之一。昆明電力交易中心由云南省能源局牽頭組織籌建，其中云南電網有限責任公司控股50%，以招募、競爭性談判等方式確定電源企業、用戶企業、配售電企業等參股，按自愿的原則共同發起成立。
昆明電力交易中心有限責任公司總經理楊強認為，電改“云南模式”最核心的內容就是建設日趨完善的高效規范與公平公正的電力交易市場。昆明電力交易中心成立一年以來，準確把握“公益性服務平臺”定位，以“服務市場主體各方”為核心，著力打造高效規范的電力交易平臺，公平公正做好電力市場運營服務。
昆明電力交易中心組建一年以來，著力加強電力市場頂層設計，在吸收借鑒國內外電力市場建設經驗的基礎上，逐步建立了“中長期交易為主，日前短期交易為補充”的市場架構，設計了涵蓋年、月、日前3個交易周期的9個交易品種，是目前全國唯一一家開展日前電量交易的電力市場，在全國首次引入月度雙邊協商、年度雙邊合同互保等交易品種，積極引導支持市場主體按“基準價格+浮動機制”簽訂中長期雙邊合同，并提供靈活的價格調整機制，允許交易雙方在電量交割前最后一個工作日修改雙邊合同價格，大幅提高雙邊合同履約率，充分滿足市場主體多樣化的交易需求。
據昆明電力交易中心總交易師嚴明輝介紹，截至2017年10月底，在昆明電力交易中心完成準入的市場主體共5588家，其中發電廠355家，合計裝機容量6673萬千瓦，占全省發電裝機的78%，電力用戶5166家，售電公司67家。2017年1～10月，共成交市場化交易電量566.72億千瓦時，同比增長20.48%，占全省大工業電量的92.6%，占全省全社會用電量57.3%。預計全年市場化交易電量將超過650億千瓦時，同比增長超過10%。
“昆明電力交易市場運行一年多以來，現在是量價趨穩，品種日趨豐富，市場結構進一步優化，市場效率進一步提升，‘云南模式’更加成熟。”對云南電力市場建設的現狀，一位政府官員給出了如此評價。
“健全電價市場形成機制是“云南模式”的內在要求”
推進電力市場化改革不能理解為降電價，而是要通過電力市場化交易建立科學合理的電價形成機制。各地實施電改以來全都表現為電價下調，這是當前電力富余傳導到市場供求關系反映價格的表現，而不能看成電改的必然結果。
開展電力市場化交易以來，僅2016年云南省電力行業整體讓利幅度超100億元，其中發電企業讓利近70億元。據華能瀾滄江水電股份有限公司營銷部負責人介紹，至2017年華能瀾滄江公司現有水電裝機1770萬千瓦，在建和籌建約1200萬千瓦，年發電量約725億千瓦時，國家批復公司水電經營期電價0.3元/千瓦時左右，電改啟動以來,公司售電價格大多不到0.2元/千瓦時。公司利潤連年大幅下滑。公司2015年利潤17億元，2016年利潤下降到1.6億元，這1.6億元主要是增值稅退稅及內控降管理成本獲得的，發電主業仍是虧損的。從2014年以來，華能瀾滄江公司是“增裝機、增電量、減效益”。作為總資產高達1800多億元的華能瀾滄江水電公司，運營瀾滄江流域具有多年調節能力的梯級水電站，資源稟賦雖好，但卻很難完成對國有資產的保值增值任務，企業發展進入困難期。
如果出現電價低于成本并持續下跌，或者徹底成了“垃圾”價格，雖然短期內對于用戶有利，但是從長遠來看，對各方都不利。11月3日，國家發改委副主任連維良在電力體制改革專題會議也指出，要繼續探索建立科學的市場形成價格機制及價格品種，形成上下游聯動、共同應對市場變化的科學機制。要注意解決市場運營中存在的發電上網電價單邊降價的問題，指出地方政府應認識到電力在先行、保供方面的重要性，應建立制度解決行業盈利條件問題。
業內人士認為，就云南來說，當前要進一步理順電價市場形成機制，還有許多工作要做，包括進一步完善輸配電價、進一步擴大市場主體、增加市場交易品種以及進一步加強售電側改革，這里的每個環節都與電價機制建設息息相關。
其一，需要進一步完善輸配電價。云南早在2015年就“核定輸配電價”，云南電網公司讓利30多億元。但從邏輯上來講，云南省的輸配電價應該高于其他地區，因為云南電網區域多為山區，架線成本和平地不是一個概念，輸配電價略高是合理的。尤其是交叉補貼也還沒有厘清，電網內部是按照電壓等級來核定的輸配電價。從邏輯上來講這中間也有交叉補貼。比如要想鼓勵省內用電，送出去的成本就多攤一點，在省外區域的競爭力弱一點，電自然就留在省內;如果想多外送，省內就高一點，電自然就外送，這是一個蹺蹺板效應。據業內人士反映，目前云南往廣東送電中的省內500千伏輸配電價為0.0915元/千瓦時，實際上此部分輸配電價過高，用于補貼省內低電壓等級。
其二，市場主體進一步擴圍問題。云南省內大工業用戶已有94%參與到市場化交易，如果進一步引入商業用戶，目前面臨的困難比較多，還有很多根源上的問題沒有解決。如果不先把交叉補貼梳理清楚，就把商業用戶全部放開，居民用戶的低電價由誰來承擔?這個問題不解決，就無法大規模讓商業用戶進入。一旦商業用戶進來，交易量會發生暴增，還牽扯到平臺的更新，戶表的改造，如果不是獨立結算單位，參與市場交易又不太合適。另外還有發電計劃需要作相應調整，現在做了優先發電，保用戶用電，其中就包括商業用戶，如果把商業放進來，會造成整體不平衡。到下一個監管周期，通過輸配電價的疏導，可能又會抬高輸配電價，進而影響工業用戶的用電，市場主體又不愿意。各方都有各方的利益訴求，推高輸配電價，整個用電成本又會抬高，相當于按下葫蘆浮起瓢。所以既要扎實推進，又要適度放開市場。
其三，現貨交易問題。目前云南省內電力交易品種推廣較全，交易電量大多為清潔能源，也解決了許多問題，但也還有很長的路要走。接下來還要使交易品種更為豐富，包括國家正在開展試點的現貨交易。其實現貨交易對云南的意義不大，現貨交易的目的是發現價格信號，供應緊張了，價格就上去了，反映很快。但是要實現它又有前提，現貨交易最好是在供需基本平衡的前提下來做，甚至是供不應求的時候來做，才能發現價格信號。在目前供大于求的情況下，發現不了價格信號，價值和價格偏離太遠;二是現貨交易對于火電和氣電來說可以比較好的發現邊際成本，對于水電、風電這種邊際成本較低的品種，與火電需要原料成本的品種來比，就不在一個平臺之上。所以新能源參與現貨交易還需要進一步探索，不是簡單的做一個交易品種就能達成目的，除非配套有綠證和碳市場等機制，賦予了清潔能源價值之后，才能更好地發現價格信號。
其四，售電側改革問題。電力市場建設下一步應該著力在售電側加強。在售電側，目前政策也已經很明晰了，但是落地還不是很清楚，輸配沒有真正分開。除了工業用戶參與以外，其實還應該形成大量的售電公司，現在一方面在做增量配網，另一方面在激活售電公司。售電一旦激發，又牽扯到市場擴大的問題。云南省比較特殊，目前注冊的售電公司有60余家，但其中只有不到一半參與到實質業務當中。市場發展到一定程度，售電公司是必然產物，不是簡單的賣差價，而是作為抑制用戶端電價波動的防火墻，要承擔風險。與用戶簽合同，推出一些套餐，目的是穩定電價，售電公司的服務主要是簽訂長期合同。電價是波動的，市場也是波動的，售電公司的作用就是要抑制電價波動。工業用戶委托售電公司買電就是這個好處，要的是一個可預期的價格，所以市場中間就必須要有一個主體來緩解波動。售電公司的盈利不是差價，而是精準地判斷市場的起伏，就像股票買賣一樣。所以說售電公司是綜合能源服務商，提供節能指導等。目前售電公司不是很活躍的原因，是目前市場沒有那么大的基礎，政策上也還有一些障礙。
雖然問題很多，困難也很大，很多現實問題是要靠改革和發展來解決問題。市場不能解決所有問題，但是市場可以疏導問題。最怕的就是國家政策一刀切，還有矯枉過正。比如，在云南、四川水電資源豐富的地方，對風電和光伏也實行全額保障性消納，這樣造成了低價且同樣清潔的優質水電被棄掉，而去使用高價又不穩定的風電和光伏發電。
““政策+市場”是“云南模式”發展的核心要素”
云南電力市場建設為云南經濟發展起到了一定的緩沖作用，為促進清潔能源消納也發揮了重要作用。但是，目前云南省發電能力遠超省內用電需求。以2016年為例，云南省全年社會用電量大約1300億千瓦時，而云南省全年發電量總計約2500億千瓦時，這還是在火電年利用1400多小時和水電棄水情況下的發電量。短期內，云南省電力供大于求的形勢難以發生根本性轉變，清潔能源單靠省內消納并不現實，云南電力過剩問題必須要到更大的電力市場去解決。
云南省相關政府部門負責人士在接受記者采訪時談到,國家發改委和國家能源局近期出臺了促進西南水電消納十條政策措施,其中一條就是要加大跨省跨區消納，這個政策落地不容易，有很多現實問題需要考慮，跨省跨區交易如何形成，用哪種方式來做，最核心的就是價格問題。在枯水期,兩地出現電價倒掛的現象。在云南，進入枯水期后，省內水電結算價格可到0.22-0.24元/千瓦時，而此時廣東電力市場交易的掛牌價會在0.20元/千瓦時左右，這樣就不會有云南發電企業去廣州電力交易市場去摘牌。
2017年以來，云南省發改委、工信委以及發電企業營銷口的負責人頻繁來往于云廣兩地，就是為了協商云南外送電量和電價。記者在走訪中了解到，今年上半年云南往廣東送電的120多億千瓦時里，因為電價問題，到11月份還沒有完成結算。據云南方面反映，這120多億千瓦時的電量，按西電東送的協議，原本部分應由貴州給廣東送電。但上半年，貴州由于來水偏緊，為保自身供電就沒有給廣東送電。今年上半年，李克強總理在云南視察時指示要切實做好云南水電等清潔能源的消納工作，南方電網公司站在講政治的高度，決定先送電后議價，從云南調送120億千瓦時電量給廣東。
如果市場失靈，政府就需要介入并及時制定出臺相關配套政策，以貫徹落實國家發展戰略意圖，實現國家整體發展利益。云南省相關政府部門負責人深有感觸地說：“以省為實體的經濟發展模式，以及地方利益平衡的問題很難協調。要在更大范圍內進行資源的優化配置，僅靠市場解決不了問題。電力規劃布局首先要有全國一盤棋的意識，如今國家一方面鼓勵大規模西電東送，一方面又沒有把東部市場騰出來，這就是政策自相矛盾的地方。”他認為，那些體現國家意志的戰略性工程，比如“三峽工程”、“西電東送”等，需要進一步做好國家頂層設計，完善國家政策。以三峽為例，目前按國家計劃，三峽往華中、華東及南方區域的九省兩市送電。在2017年6-7月份，三峽發電還沒到滿發期，而華中、華東用電偏緊，卻仍在按原計劃電量分別給南網區域和華中、華東區域送電。一邊是華東電力供應偏緊，一邊是西南水電棄水。不僅僅有省間壁壘，就是網與網之間也存在協調不暢的問題。金沙江上游的溪洛渡水電站，其左岸9臺機組并入國網，往浙江等華東地區送電;其右岸9臺機組并入南網，往廣東等南方區域送電。目前，電站內部之間的電量調劑也非常難。在華東用電偏緊時，即使從右岸機組調節部分電量送往浙江，但事后左岸機組往往會把這部分計劃電量追回。
于2016年3月1日掛牌成立的廣州電力交易中心，主要負責落實國家西電東送戰略，落實國家指令性計劃、地方政府間框架協議，為跨區跨省市場化交易提供服務，促進省間余缺調劑和清潔能源消納，逐步推進全國范圍的市場融合，在更大范圍內優化配置資源。廣州電力交易中心成立以來，在搭建交易平臺、完善交易規則、豐富交易品種和動員市場主體等方面做了大量工作，電力跨省跨區交易也取得了明顯成效。2016年促成云廣跨省電量交易100多千瓦時，2017年1-10月完成云廣跨省電量交易250多億千瓦時。但是，這個交易規模與云南外送需求還有較大的差距。其中，120多億千瓦時是通過非市場送電形式實現的，其余的130余億千瓦時是在廣州電力交易中心通過電力市場交易完成的。
目前，廣州電力交易中心開展跨省跨區電力交易有三種方式。第一種是發電權轉讓，即省際之間火電與水電置換。記者從廣州電力交易中心網站上發布的通知公告中查詢到2017年1月到7月共完成了4單交易，其中4月完成兩單交易，共計95.5萬千瓦時;5月完成一單交易，20萬千瓦時;7月完成一單交易，2400萬千瓦時。第二種方式是集中競價方式，目前廣東省內37家發電企業和云南省內16家發電企業進入市場，但廣東省還沒有放開工業用戶進入區域市場，所以這種交易方式沒法開展。第三種方式是掛牌交易，2017年上半年基本沒有實現交易，進入主汛期后云南水電成功摘牌130余億千瓦時。據廣州電力交易中心消息，目前正就放開適量工業用戶進入區域電力交易市場與廣東省政府相關部門協商。
市場經濟是逐利經濟，在哪里能夠實現利益就到哪里去。拿云南和廣東來說，據有關統計數據顯示，云南一度電產生7元多的經濟收益，而廣東可以產生20多元的經濟收益，邏輯上將西電東送是合理的。因此無論是從更大范圍來優化配置電力資源的角度看，還是從市場經濟的本質屬性看，一方面亟需盡快理順區域電價形成機制;另一面在市場機制發揮不了作用的時候，就應該發揮國家宏觀調控和國家政策的強制性作用，以確保國家戰略的實施和國家整體利益的實現。
既然是改革，就沒有教科書，沒有范本規范我們的每一步怎么走，需要我們不停地探路。作為探路先鋒的云南電改，在過去兩年里通過務實苦干和開拓創新探索出了許多寶貴的經驗，比如云南電力市場規則中的許多條款被收入國家制定出臺的《電力中長期交易基本規則(暫行)》。當前，電力體制改革正步入深水區，我們會面臨更加復雜、更加尖銳的新問題和新矛盾，“云南模式”同樣需要在新的電改實踐中不斷充實完善并走向更加成熟。
2017年11月3日，國家發展改革委、國家能源局在京組織召開“電力體制改革專題會議”，專題研討如何做好電力體制改革落實工作。會上，昆明電力交易中心有限責任公司總經理楊強介紹了電力交易中心建設運行情況及經驗，電改“云南模式”又一次得到國家層面的肯定。
2015年3月，國家實施新電改以來，云南就一直大步走在全國電改最前列，其改革成效受到了社會各界的高度關注。事實上，早在2014年云南省就開展了電力市場化交易試點，當年完成市場交易電量近200億千瓦時。2015年11月，云南省被確立為全國首批電改綜合試點省份;2016年4月6日，中共云南省委、云南省人民政府印發《云南省進一步深化電力體制改革試點方案》的通知;2016年8 月，昆明電力交易中心掛牌運營。云南加速推進電力市場化改革的決心和力度非同一般。
今年年初，國家發展改革委、國家能源局在云南召開了電力體制改革現場會。會上，國家能源局有關領導高度肯定了云南電改工作：“各方在改革上講政治、行動上顧大局、協調上明事理、進程上重協同，起步早、力度大、有亮點、成效好。”國家發改委連維良副主任也指出，云南省在新一輪電力體制改革中起到了探路子、出經驗、做示范的積極作用。
為深入了解電力改革的“云南模式”，本刊記者近日赴昆明進行了調研，走訪了發電企業、電力用戶、昆明電力交易中心及相關政府主管部門，試圖從“云南模式”中探尋我國電力市場建設以及電力改革的內在規律。
“供給遠超需求倒逼催生“云南模式”雛形”
云南，是我國水電工業的搖籃。1912年，位于昆明市的石龍壩水電站建成發電，這是我國大陸建造的第一座水電站。
歷經百年發展，云南省內瀾滄江、金沙江、怒江的干支流上已建成近千家水電站。截至2017年10月底，云南全省全口徑電源裝機8743萬千瓦(含向家壩320萬千瓦),其中水電裝機6131萬千瓦，占總裝機的70.1%。云南水電不僅在省域經濟發展中有著舉足輕重的作用，其區域性戰略地位也越來越重要。云南電力輸送不僅跨越兩個電網，還連接越南、老撾、緬甸等國家。隨著“一帶一路”、孟中印緬經濟走廊、長江經濟帶、泛珠三角經濟帶等各項戰略的實施，云南將逐步成為跨國跨區域的電力交換樞紐和全球最大的清潔電力交易中心。
云南水電高速發展始于“十二五”期間，國家大力實施西部大開發戰略，作為優質水能資源富集的云南省掀起了水電建設的高潮。“十二五”期間，云南水電裝機以年增速兩位數增長。但是，隨著我國經濟發展進入新常態，電力需求增速逐年放緩，由2011年的11.7%下降到2015年的0.5%，云南省電力供給遠超電力需求，形成了大量的棄水。根據國家有關部門統計數據顯示，云南省2014年、2015年、2016年棄水電量分別為168億千瓦時、153億千瓦時、314億千瓦時， 2014年水電企業虧損面達31%;而同期云南火電利用小時大幅下降至1500小時以下，火電企業自2013年以來持續連年虧損，企業負債率高達150%，有的企業甚至到了200%;作為云南省第二大經濟支柱的電力工業遭遇前所未有的發展瓶頸。
據云南省相關政府部門負責人介紹，2014年云南省經濟發展陷入了持續低迷的局面。一邊是云南水電大量棄水，一邊是以高載能為主體的原材料加工業開工不足，最嚴重時實體企業開工率不到20%。為提振云南經濟，在多重壓力之下，云南省在國內率先啟動了電改。2014年，云南省首開汛期富余水電競價上網和大用戶直購電試點，在云南電網公司成立了云南電力交易中心,作為市場化交易平臺, 70多家工業企業參與市場交易，當年市場化交易富余水電90億千瓦時,達成云冶集團與華能瀾滄江公司景洪電廠直接交易70余億千瓦時。云南電力交易中心作為全國首家電力交易中心,承擔富余水電進行市場化交易任務，這成為云南電力市場建設的最初雛形。
“電改綜合試點設定“云南模式”基本框架”
云南是新一輪電力體制改革的首批綜合試點省份。在電改9號文及其配套文件框架下，2016年4月6日，云南省結合實際制定下發了《云南省進一步深化電力體制改革試點方案》，并成立了以省長任組長、三位副省長任副組長的云南省電力體制改革工作領導小組，負責制定切實可行的專項改革工作方案及有關配套措施，為確保電改工作順利推進，云南省幾乎把國際知名的電改專家全部請到，前前后后開展了8次整體培訓，力度和決心之大也可見一斑。
據參與電改方案設計的專業人士介紹， 2016年全速推進的云南電改，是以優化結構為著力點，全力推進電力市場建設，先后完成了輸配電價改革、交易機構組建等重點改革任務，有序推進發用電計劃改革，充分體現市場在資源配置中起決定性作用，建立了多周期、多品種的電力交易體系，引入售電公司參與交易，持續完善市場化交易機制。
早在2016年3月15日，云南省輸配電價就已經國家發改委核定實行。緊接著，云南省加速推動發用電計劃改革，放開全部大工業用戶、全電量參與市場競爭，放開了2004年1月1日后投運、110千伏及以上納入省調平衡的全部水電廠、火電廠、風電場、光伏電廠參與市場競爭。進入市場的電力用戶和發電企業全部取消基數電量、目錄電價，全部電量、電價均由市場機制形成。
云南電力市場放開程度位居全國前列，形成了有序放開、主體多元、競爭充分的良好市場格局。據統計數據顯示，2014至2016年，云南省內市場累計交易電量1088億千瓦時，降低企業用電成本139.6億元;省間市場完成西電東送電量2933億千瓦時，其中市場化增送電量297億千瓦時，為發電企業增收65億元，綜合減少棄水電量481億千瓦時。
云南省相關政府部門負責人在接受記者采訪時說，云南電改兩年來取得的成效有目共睹。云南省內電力市場化交易量與電價日趨平穩，電改所釋放出的紅利，為云南經濟穩增長和結構調整注入了綿延動力，云南工礦企業開工率從2014年的20%多上升到了2016年的60%多。
記者在昆明期間，特地走訪了云南冶金集團股份有限公司。該公司產業發展主要包括電解鋁、鉛鋅加工、鈦合金及多晶硅等五大產品系列，均為高載能產業，是南方電網公司區域的最大用電戶。該公司2016年用電量為218億千瓦時，2017年全年用電量約達250億千瓦時，其中電解鋁占整個集團公司用電量的90%。據云冶集團慧能能源有限公司副總經理李俊杰介紹，電解鋁的生產成本中，用電成本占到整個生產成本的35%，在原材料價格下跌幅度較大時，用電成本將占到整個生產成本的45%，因此電解鋁對于電價的敏感度非常高。在開展電力市場交易之前，云冶集團公司用電按政府目錄電價，到戶電價為0.52元/千瓦時。公司全電量進入市場化交易后，2016年的到戶電價為0.33元/千瓦時,2017年大致為0.35元/千瓦時。電改后，云冶集團用電成本年下降近40億元，從而頂住了國際電解鋁產能過剩、原材料價格上漲以及制成品價格下降的壓力，公司扭虧為盈實現年利潤2億元。但從全國電解鋁行業來看，云南0.35元/千瓦時的電價還沒有成本優勢。在內蒙古、新疆、甘肅等省份，電解鋁企業大都擁有自備電廠，其電價大致是0.2元多/千瓦時。不過，云南的優勢是水電鋁，消耗的是清潔水電，這需要國家進一步完善政策促進類似的高載能低附加值產業向西南水電大省轉移。李俊杰副總經理對記者說：“從電力用戶的角度看，也不是電價越低越好，只是希望電價在企業經營發展可承受的范圍內。如果一味地降低電價，造成電力企業不可持續發展，最終受損的還會是用戶。對生產型的實體企業，安全穩定供電是第一位的。”
電改是利益的再分配。游戲規則的建立，蛋糕的再分配，會影響各方利益。用戶和發電企業的訴求完全相反，雙方利益涇渭分明，用戶恨不得零電價，發電企業需要高電價回收成本。而云南電改兩年后，記者在昆明走訪時，聽到的更多是市場主體之間達成的共識：通過電力市場化改革的不斷完善，發電企業、電網企業和電力用戶實現共同發展。
“電力市場建設“定位和規模”
成就“云南模式”領先地位
”2016年8月25日，昆明電力交易中心有限責任公司正式掛牌和云南電力市場管委會成立，這是云南電改乃至中國電改的標志性事件之一。昆明電力交易中心由云南省能源局牽頭組織籌建，其中云南電網有限責任公司控股50%，以招募、競爭性談判等方式確定電源企業、用戶企業、配售電企業等參股，按自愿的原則共同發起成立。
昆明電力交易中心有限責任公司總經理楊強認為，電改“云南模式”最核心的內容就是建設日趨完善的高效規范與公平公正的電力交易市場。昆明電力交易中心成立一年以來，準確把握“公益性服務平臺”定位，以“服務市場主體各方”為核心，著力打造高效規范的電力交易平臺，公平公正做好電力市場運營服務。
昆明電力交易中心組建一年以來，著力加強電力市場頂層設計，在吸收借鑒國內外電力市場建設經驗的基礎上，逐步建立了“中長期交易為主，日前短期交易為補充”的市場架構，設計了涵蓋年、月、日前3個交易周期的9個交易品種，是目前全國唯一一家開展日前電量交易的電力市場，在全國首次引入月度雙邊協商、年度雙邊合同互保等交易品種，積極引導支持市場主體按“基準價格+浮動機制”簽訂中長期雙邊合同，并提供靈活的價格調整機制，允許交易雙方在電量交割前最后一個工作日修改雙邊合同價格，大幅提高雙邊合同履約率，充分滿足市場主體多樣化的交易需求。
據昆明電力交易中心總交易師嚴明輝介紹，截至2017年10月底，在昆明電力交易中心完成準入的市場主體共5588家，其中發電廠355家，合計裝機容量6673萬千瓦，占全省發電裝機的78%，電力用戶5166家，售電公司67家。2017年1～10月，共成交市場化交易電量566.72億千瓦時，同比增長20.48%，占全省大工業電量的92.6%，占全省全社會用電量57.3%。預計全年市場化交易電量將超過650億千瓦時，同比增長超過10%。
“昆明電力交易市場運行一年多以來，現在是量價趨穩，品種日趨豐富，市場結構進一步優化，市場效率進一步提升，‘云南模式’更加成熟。”對云南電力市場建設的現狀，一位政府官員給出了如此評價。
“健全電價市場形成機制是“云南模式”的內在要求”
推進電力市場化改革不能理解為降電價，而是要通過電力市場化交易建立科學合理的電價形成機制。各地實施電改以來全都表現為電價下調，這是當前電力富余傳導到市場供求關系反映價格的表現，而不能看成電改的必然結果。
開展電力市場化交易以來，僅2016年云南省電力行業整體讓利幅度超100億元，其中發電企業讓利近70億元。據華能瀾滄江水電股份有限公司營銷部負責人介紹，至2017年華能瀾滄江公司現有水電裝機1770萬千瓦，在建和籌建約1200萬千瓦，年發電量約725億千瓦時，國家批復公司水電經營期電價0.3元/千瓦時左右，電改啟動以來,公司售電價格大多不到0.2元/千瓦時。公司利潤連年大幅下滑。公司2015年利潤17億元，2016年利潤下降到1.6億元，這1.6億元主要是增值稅退稅及內控降管理成本獲得的，發電主業仍是虧損的。從2014年以來，華能瀾滄江公司是“增裝機、增電量、減效益”。作為總資產高達1800多億元的華能瀾滄江水電公司，運營瀾滄江流域具有多年調節能力的梯級水電站，資源稟賦雖好，但卻很難完成對國有資產的保值增值任務，企業發展進入困難期。
如果出現電價低于成本并持續下跌，或者徹底成了“垃圾”價格，雖然短期內對于用戶有利，但是從長遠來看，對各方都不利。11月3日，國家發改委副主任連維良在電力體制改革專題會議也指出，要繼續探索建立科學的市場形成價格機制及價格品種，形成上下游聯動、共同應對市場變化的科學機制。要注意解決市場運營中存在的發電上網電價單邊降價的問題，指出地方政府應認識到電力在先行、保供方面的重要性，應建立制度解決行業盈利條件問題。
業內人士認為，就云南來說，當前要進一步理順電價市場形成機制，還有許多工作要做，包括進一步完善輸配電價、進一步擴大市場主體、增加市場交易品種以及進一步加強售電側改革，這里的每個環節都與電價機制建設息息相關。
其一，需要進一步完善輸配電價。云南早在2015年就“核定輸配電價”，云南電網公司讓利30多億元。但從邏輯上來講，云南省的輸配電價應該高于其他地區，因為云南電網區域多為山區，架線成本和平地不是一個概念，輸配電價略高是合理的。尤其是交叉補貼也還沒有厘清，電網內部是按照電壓等級來核定的輸配電價。從邏輯上來講這中間也有交叉補貼。比如要想鼓勵省內用電，送出去的成本就多攤一點，在省外區域的競爭力弱一點，電自然就留在省內;如果想多外送，省內就高一點，電自然就外送，這是一個蹺蹺板效應。據業內人士反映，目前云南往廣東送電中的省內500千伏輸配電價為0.0915元/千瓦時，實際上此部分輸配電價過高，用于補貼省內低電壓等級。
其二，市場主體進一步擴圍問題。云南省內大工業用戶已有94%參與到市場化交易，如果進一步引入商業用戶，目前面臨的困難比較多，還有很多根源上的問題沒有解決。如果不先把交叉補貼梳理清楚，就把商業用戶全部放開，居民用戶的低電價由誰來承擔?這個問題不解決，就無法大規模讓商業用戶進入。一旦商業用戶進來，交易量會發生暴增，還牽扯到平臺的更新，戶表的改造，如果不是獨立結算單位，參與市場交易又不太合適。另外還有發電計劃需要作相應調整，現在做了優先發電，保用戶用電，其中就包括商業用戶，如果把商業放進來，會造成整體不平衡。到下一個監管周期，通過輸配電價的疏導，可能又會抬高輸配電價，進而影響工業用戶的用電，市場主體又不愿意。各方都有各方的利益訴求，推高輸配電價，整個用電成本又會抬高，相當于按下葫蘆浮起瓢。所以既要扎實推進，又要適度放開市場。
其三，現貨交易問題。目前云南省內電力交易品種推廣較全，交易電量大多為清潔能源，也解決了許多問題，但也還有很長的路要走。接下來還要使交易品種更為豐富，包括國家正在開展試點的現貨交易。其實現貨交易對云南的意義不大，現貨交易的目的是發現價格信號，供應緊張了，價格就上去了，反映很快。但是要實現它又有前提，現貨交易最好是在供需基本平衡的前提下來做，甚至是供不應求的時候來做，才能發現價格信號。在目前供大于求的情況下，發現不了價格信號，價值和價格偏離太遠;二是現貨交易對于火電和氣電來說可以比較好的發現邊際成本，對于水電、風電這種邊際成本較低的品種，與火電需要原料成本的品種來比，就不在一個平臺之上。所以新能源參與現貨交易還需要進一步探索，不是簡單的做一個交易品種就能達成目的，除非配套有綠證和碳市場等機制，賦予了清潔能源價值之后，才能更好地發現價格信號。
其四，售電側改革問題。電力市場建設下一步應該著力在售電側加強。在售電側，目前政策也已經很明晰了，但是落地還不是很清楚，輸配沒有真正分開。除了工業用戶參與以外，其實還應該形成大量的售電公司，現在一方面在做增量配網，另一方面在激活售電公司。售電一旦激發，又牽扯到市場擴大的問題。云南省比較特殊，目前注冊的售電公司有60余家，但其中只有不到一半參與到實質業務當中。市場發展到一定程度，售電公司是必然產物，不是簡單的賣差價，而是作為抑制用戶端電價波動的防火墻，要承擔風險。與用戶簽合同，推出一些套餐，目的是穩定電價，售電公司的服務主要是簽訂長期合同。電價是波動的，市場也是波動的，售電公司的作用就是要抑制電價波動。工業用戶委托售電公司買電就是這個好處，要的是一個可預期的價格，所以市場中間就必須要有一個主體來緩解波動。售電公司的盈利不是差價，而是精準地判斷市場的起伏，就像股票買賣一樣。所以說售電公司是綜合能源服務商，提供節能指導等。目前售電公司不是很活躍的原因，是目前市場沒有那么大的基礎，政策上也還有一些障礙。
雖然問題很多，困難也很大，很多現實問題是要靠改革和發展來解決問題。市場不能解決所有問題，但是市場可以疏導問題。最怕的就是國家政策一刀切，還有矯枉過正。比如，在云南、四川水電資源豐富的地方，對風電和光伏也實行全額保障性消納，這樣造成了低價且同樣清潔的優質水電被棄掉，而去使用高價又不穩定的風電和光伏發電。
““政策+市場”是“云南模式”發展的核心要素”
云南電力市場建設為云南經濟發展起到了一定的緩沖作用，為促進清潔能源消納也發揮了重要作用。但是，目前云南省發電能力遠超省內用電需求。以2016年為例，云南省全年社會用電量大約1300億千瓦時，而云南省全年發電量總計約2500億千瓦時，這還是在火電年利用1400多小時和水電棄水情況下的發電量。短期內，云南省電力供大于求的形勢難以發生根本性轉變，清潔能源單靠省內消納并不現實，云南電力過剩問題必須要到更大的電力市場去解決。
云南省相關政府部門負責人士在接受記者采訪時談到,國家發改委和國家能源局近期出臺了促進西南水電消納十條政策措施,其中一條就是要加大跨省跨區消納，這個政策落地不容易，有很多現實問題需要考慮，跨省跨區交易如何形成，用哪種方式來做，最核心的就是價格問題。在枯水期,兩地出現電價倒掛的現象。在云南，進入枯水期后，省內水電結算價格可到0.22-0.24元/千瓦時，而此時廣東電力市場交易的掛牌價會在0.20元/千瓦時左右，這樣就不會有云南發電企業去廣州電力交易市場去摘牌。
2017年以來，云南省發改委、工信委以及發電企業營銷口的負責人頻繁來往于云廣兩地，就是為了協商云南外送電量和電價。記者在走訪中了解到，今年上半年云南往廣東送電的120多億千瓦時里，因為電價問題，到11月份還沒有完成結算。據云南方面反映，這120多億千瓦時的電量，按西電東送的協議，原本部分應由貴州給廣東送電。但上半年，貴州由于來水偏緊，為保自身供電就沒有給廣東送電。今年上半年，李克強總理在云南視察時指示要切實做好云南水電等清潔能源的消納工作，南方電網公司站在講政治的高度，決定先送電后議價，從云南調送120億千瓦時電量給廣東。
如果市場失靈，政府就需要介入并及時制定出臺相關配套政策，以貫徹落實國家發展戰略意圖，實現國家整體發展利益。云南省相關政府部門負責人深有感觸地說：“以省為實體的經濟發展模式，以及地方利益平衡的問題很難協調。要在更大范圍內進行資源的優化配置，僅靠市場解決不了問題。電力規劃布局首先要有全國一盤棋的意識，如今國家一方面鼓勵大規模西電東送，一方面又沒有把東部市場騰出來，這就是政策自相矛盾的地方。”他認為，那些體現國家意志的戰略性工程，比如“三峽工程”、“西電東送”等，需要進一步做好國家頂層設計，完善國家政策。以三峽為例，目前按國家計劃，三峽往華中、華東及南方區域的九省兩市送電。在2017年6-7月份，三峽發電還沒到滿發期，而華中、華東用電偏緊，卻仍在按原計劃電量分別給南網區域和華中、華東區域送電。一邊是華東電力供應偏緊，一邊是西南水電棄水。不僅僅有省間壁壘，就是網與網之間也存在協調不暢的問題。金沙江上游的溪洛渡水電站，其左岸9臺機組并入國網，往浙江等華東地區送電;其右岸9臺機組并入南網，往廣東等南方區域送電。目前，電站內部之間的電量調劑也非常難。在華東用電偏緊時，即使從右岸機組調節部分電量送往浙江，但事后左岸機組往往會把這部分計劃電量追回。
于2016年3月1日掛牌成立的廣州電力交易中心，主要負責落實國家西電東送戰略，落實國家指令性計劃、地方政府間框架協議，為跨區跨省市場化交易提供服務，促進省間余缺調劑和清潔能源消納，逐步推進全國范圍的市場融合，在更大范圍內優化配置資源。廣州電力交易中心成立以來，在搭建交易平臺、完善交易規則、豐富交易品種和動員市場主體等方面做了大量工作，電力跨省跨區交易也取得了明顯成效。2016年促成云廣跨省電量交易100多千瓦時，2017年1-10月完成云廣跨省電量交易250多億千瓦時。但是，這個交易規模與云南外送需求還有較大的差距。其中，120多億千瓦時是通過非市場送電形式實現的，其余的130余億千瓦時是在廣州電力交易中心通過電力市場交易完成的。
目前，廣州電力交易中心開展跨省跨區電力交易有三種方式。第一種是發電權轉讓，即省際之間火電與水電置換。記者從廣州電力交易中心網站上發布的通知公告中查詢到2017年1月到7月共完成了4單交易，其中4月完成兩單交易，共計95.5萬千瓦時;5月完成一單交易，20萬千瓦時;7月完成一單交易，2400萬千瓦時。第二種方式是集中競價方式，目前廣東省內37家發電企業和云南省內16家發電企業進入市場，但廣東省還沒有放開工業用戶進入區域市場，所以這種交易方式沒法開展。第三種方式是掛牌交易，2017年上半年基本沒有實現交易，進入主汛期后云南水電成功摘牌130余億千瓦時。據廣州電力交易中心消息，目前正就放開適量工業用戶進入區域電力交易市場與廣東省政府相關部門協商。
市場經濟是逐利經濟，在哪里能夠實現利益就到哪里去。拿云南和廣東來說，據有關統計數據顯示，云南一度電產生7元多的經濟收益，而廣東可以產生20多元的經濟收益，邏輯上將西電東送是合理的。因此無論是從更大范圍來優化配置電力資源的角度看，還是從市場經濟的本質屬性看，一方面亟需盡快理順區域電價形成機制;另一面在市場機制發揮不了作用的時候，就應該發揮國家宏觀調控和國家政策的強制性作用，以確保國家戰略的實施和國家整體利益的實現。
既然是改革，就沒有教科書，沒有范本規范我們的每一步怎么走，需要我們不停地探路。作為探路先鋒的云南電改，在過去兩年里通過務實苦干和開拓創新探索出了許多寶貴的經驗，比如云南電力市場規則中的許多條款被收入國家制定出臺的《電力中長期交易基本規則(暫行)》。當前，電力體制改革正步入深水區，我們會面臨更加復雜、更加尖銳的新問題和新矛盾，“云南模式”同樣需要在新的電改實踐中不斷充實完善并走向更加成熟。
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