主题：四川弃水电量不降反增 省调水电企业很焦虑

北极星水力发电网讯:近年来，四川省作为全国清洁能源战略基地，水电项目快速发展，对保障电力供应、促进节能减排、打赢蓝天保卫战发挥了积极作用。但由此产生的各种矛盾也逐渐凸显，特别是进入2018年丰水期，四川省省调水电企业因外送电计划兑现率严重偏低、外送电量同比大幅减少、弃水电量持续增加，而越发焦虑起来。

四川省调水电外送电量大幅减少，弃水电量不降反升

2018年6月进入丰水期以来，四川省调机组在连续两月来水同比分别增加近40%和100%的情况下，外送电量反而较计划减少17.6%，较同期减少21.5%,即使近期省内主网用电负荷再创新高、用电量增长达到9.4%，存量省调水电机组发电量仍然同比下降6.1%，省调机组弃水损失电量不降反升。大量弃水电量的产生，不仅致使经营十分艰难的省调水电企业雪上加霜，也与最大限度解决弃水问题的相关指示精神相悖。

减少弃水政策措施推进缓慢，化解弃水矛盾任务艰巨

按照中央主要领导指示和年初中央经济工作会议精神，要求立即采取切实措施下大力气减少弃水，并在2020年实现基本解决弃水问题的目标。但时至今日，各项政策措施并未取得实效，弃水矛盾反而因来水增加和外送减少而更加凸显。2017年10月和11月，国家发展改革委和国家能源局先后发布《关于促进西南地区水电消纳的通知》、《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，但由于缺乏具体实施细则，文件的出台就像丢进水池的石头，仅仅泛起了些许涟漪，便悄声无息。2018年3月，国家能源局下发《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》，该考核办法的出台，对在全国更大范围更好的消纳水电和清洁能源具有十分重要的促进作用，但截至目前已经过去四个月，水电及新能源企业仍在翘首期盼之中。要在2020年基本解决四川水电弃水问题，首先应解决送出通道能力不足问题，但早已规划的第四条直流特高压输电线路因多方原因，至今未能核准开工建设。化解四川弃水矛盾任务艰巨。

公平的电力市场运行机制尚未建立，新电改任重道远

电力市场化改革的核心就是在发、用电市场建立公平统一的市场运行机制。然而新一轮电改已经过去整整三个年头，发电侧的电力市场运行机制不公平状况依然一如既往的存在。虽然国家发展改革委同时下达国调、省调机组2018年外送电量计划，但当四川三条特高压因安全原因降低10%的负荷运行时，国调水电仍然优先使用外送通道确保稳发满发，四川水电进一步弃水的压力全部由省调水电承担。这种简单的处理方式，不仅与电力市场化改革精神相悖，同时也进一步加剧了四川水电企业的盈亏分化，三年了，我国电力市场化改革还没有真正抓住建立公平统一的电力市场运行机制这个牛鼻子，新电改任重道远。

两点思考

思考一：推进水电清洁能源消纳是贯彻我国能新时期源战略、保障能源安全、实现节能减排和打赢环境污染防治攻坚战的重要举措，是一项伟大而艰巨的事业，它既需要顶层设计，又需要分层落实，更需要扎实推进，希望政府各级相关部门加快推动第四条直流特高压输电线路核准建设。对现行促进西南地区水电消纳等政策措施进行细化，并加强督导和考核，确保取得实效。尽快建立出台可再生能源电力配额消纳机制，从机制上激发各级政府和消费者消纳清洁能源的动力，以确保实现2020年基本解决四川弃水问题目标。

思考二：在当前电改向纵深推进、四川弃水矛盾十分突出、省调水电企业生产经营十分艰难的背景下，仍然采取措施对国调水电企业进行保护，势必造成不同调度主体之间的发电企业盈亏分化进一步加剧，这即不符合“共享发展理念”的要求，也与新电改精神相悖。四川省调水电企业绝大部分是国有企业，且多分布于三州地区，其税费缴纳和劳务用工基本都是属地原则，甚至还肩负精准扶贫或援建任务。这些省调水电企业生产经营困难，不仅影响企业职工队伍稳定和金融安全，同时也将对维护民族安定团结、促进扶贫攻坚带来影响。 希望政府相关部门对国调机组与省调机组采取“同国民待遇”，合理下达外送电指标，同比例兑现外送电量计划，并加强外送电价格指导和监管，建立与清洁能源价值相匹配的价格引导机制，以适度缓解四川省调水电大量弃水压力和维持合理外送电价水平，从而实现在川水电企业和谐发展，为支持电力体制改革和经济社会发展奠定更广泛基础。

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希望政府相关部门对国调机组与省调机组采取“同国民待遇”，合理下达外送电指标，同比例兑现外送电量计划

四川省内部掐起来了。

四川新能源电价变相下调 有意违约还是无奈之举？
北极星智能电网在线 来源:中国能源报 作者:张子瑞 2018/8/1 14:55:12 我要投稿

北极星智能电网在线讯:要么停发，要么按丰水期水电电价进行结算。在炎热盛夏，四川的新能源企业却感到了些许寒意。

（来源：中国能源报 作者：张子瑞）

新能源电价变相下调

“由于丰水期四川省实施新能源与水电同价，上网电量按0.21元/千瓦时结算电网部分，光伏电站丰水期上网电量总计约2000万千瓦时，造成经济损失税前约382.4万元。”某新能源开发企业相关负责人李女士提及在四川开发的光伏项目时难掩无奈之情。

无独有偶，四川某风电场负责人王先生告诉记者：“当初项目核定的电价是0.4012元/千瓦时+补贴，项目的投资收益也是根据这个电价水平测算的，现在却按0.21元/千瓦时结算，每度电价格降了约0.2元。电价腰斩将影响项目的盈亏水平。”

令李女士和王先生颇感无奈的丰水期上网电价，缘于四川省日前发布的一则通知。

这则名为《关于推进2018年丰水期风电光伏发电市场化交易的通知》，规定除分布式风电、分布式光伏和光伏扶贫项目以外的风电、光伏上网电量，由国网四川省电力公司每月通过四川电力交易平台采取挂牌方式代居民用户优先采购。参与优先采购的风电和光伏发电企业，其全部上网电量按0.21元/千瓦时(2018年丰水期中长期外送电量加权平均上网电价水平)结算。

与此同时，四川省发改委日前发布的《关于深化电力体制改革的实施意见(征求意见稿)》也明确提出，扩大参与电力市场用户范围，推进风电和光伏发电上网电价市场化。四川电网除分布式风电、分布式光伏和光伏扶贫项目以外的风电、光伏发电，丰水期上网电量参与电力市场，参照丰水期外送电平均价格进行结算。

王先生告诉记者：“由于丰水期水电价格极其便宜，对新能源的上网电价形成较大的压力，导致风电、光伏的项目上网电价变相降低。如果新能源企业不接受0.21元/千瓦时的结算电价，则意味着有停发的风险。”

“今年的电价已经定了，没有别的选择。但《关于深化电力体制改革的实施意见(征求意见稿)》是面向未来的，如果新能源企业对意见稿中关于丰水期风电、光伏电价制定有不同看法，可以向我们反馈意见。” 四川省发改委的一位工作人员在电话中向记者表示。

有意违约还是无奈之举

李女士告诉记者，丰水期新能源电价下调的情况去年就出现了。“去年丰水期，四川新能源交易虽然名义上是挂牌或竞价，但实际上也是按照固定价格收购，集中式风电场、光伏电站以0.20407元/千瓦时的价格结算电网公司部分。”

从去年的0.20407元/千瓦时到今年的0.21元/千瓦时，在新能源企业看来，这一降价并不合理。“这违背了当初的电价约定。” 王先生认为。

一位业内人士称，四川为电力富余省份，丰水期表现尤其凸出。近三年，四川省33%以上的发电量外送，且已经形成较大的弃水量。未来，四川省的用电量不会出现明显增加，外送电量和弃水量的累计值仍会进一步扩大。在季节性电力过剩这一现实条件下，能保证新能源不限电已实属不易。

在四川省发改委看来， 风电、光伏和水电均为可再生清洁能源，按照国家相关规定，三者都应纳入保障性收购范围。近年来，四川省电力市场供大于求，水电弃水严重，四川省直购电等电力市场化交易逐步扩大，水电参与市场化交易电量已超过50%，而风电、光伏仍实行“保量保价”全额收购，购电成本较高。这对于在丰水期参与电力市场交易的水电并不公平，也不利于统筹平衡各类发电主体的利益。

“降价产生的价差空间，用来补贴居民用电，推动实施丰水期居民电能替代政策。”上述四川省发改委工作人员说。

作为水电大省，四川对水电开发显然寄予更高厚望。四川省能源局相关负责人曾表示，“越往后水电开发成本越高，需把水电开发置于优先地位;新能源开发正好相反，随着技术成熟成本会不断下降。”目前，对于风电、光伏项目，四川更侧重于开展前期工作、适当控制节奏，并不急于开发。

这一产业发展思路，也被外界认为是临时调整新能源电价政策的背后“指挥棒”。

“保量保价”还是“保量降价”

国家发改委2016年曾出台《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，并随后划定了重点区域风电、光伏最低保障收购小时数。四川由于不属于新能源限电地区，当时并没有明确设定风电、光伏最低保障收购小时数。

这一伏笔也造成了新能源企业和主管部门对全额保障性收购的不同理解。

“四川省的丰水期为6-10月，共5个月时间。这意味着真正按照标杆电价发电的时间只有7个月，而在丰水期的5个月，虽然同样不限电，但电价却被腰斩。所谓全额保障性收购，既应该是量的全额收购，又应该是价的全额收购，不能保量不保价。如果不能以标杆电价作为保证，全额保障性收购就失去了意义。” 王先生认为。

而在四川省发改委上述工作人员看来，鉴于四川目前的电力生产消费现状，不限电已经相当于是在保障性收购。

原标题:企业很无奈！四川下调新能源上网电价，违背了当初的约定？！

信息披露 | 四川电网2018年上半年电力市场运营信息报告
北极星售电网 来源:四川电力交易中心 2018/8/1 11:02:16 我要投稿

北极星售电网讯:北极星售电网获悉，四川电力交易中心日前发布了《四川电网2018年上半年电力市场运营信息披露报告》，2018年上半年电力运行情况(一)用电情况：全社会用电量增速远超预期。上半年四川全社会用电量1143亿千瓦时，同比增长11.1%，超全国平均增速17个百分点。工业和居民生活是拉动用电增长的主力市场。

市场注册情况：截止6月底四川电力交易平台共注册市场主体2376家,其中统调发电企业298家(包含发电厂共394家)，电力用户1911家。发电厂主要分有在甘、阿、凉三州和雅安等资源富集区,电力用户主要集中在成绵乐经济带。

发电企业：从数量来看,截至2018年6月底,四川电力交易中心注册发电厂394家。

电力用户:从数量来看,截至2018年6月,四川电力交易中心注册电力用户1911家，较217年增加582家,同比增长43.8%。参与2018年市场交原的电力用户共1253家,占注册电力用户总数的6.56%。

售电公司：截至6月底,四川电力交易中心注册售电公司176家。其中,167家售电公司已注册生效,9家正在批复流转中。参与2018年市场交易的售电公司共58家,占注册电力用户总数的34.7%。

2018年上半年电力交易情况

(一)省间交易：外购方面：上半年 四川外购电量126.90亿千瓦时,同比增长7.81%。由于负荷增长较快、电煤供应偏紧等因素,外购电出现较快增长。外送方面：上半年,四川全口经外送电量421.25亿千瓦时,同比下降3.09%。

(二)省内交易：年度市场化交易电量创新高。年度市场交易中,省内市场化交易电量672亿千瓦时,超过2017年全年37亿千瓦时。其中直接交易565.89亿千瓦时,燃煤机组停发替代26.25亿千瓦时,留存电量80亿千瓦时。

2018年,共计413家市场主体参与年度直接交易,总战交电量565.89亿千瓦时。其中,水电底电量442.51千瓦时,火电成交电量123.38亿千时。

售电主体开始发挥市场作用。2018年,58家售电企业代理974家电力用户参与了年度交易,年度签约总量373.99亿千瓦时,与零售用户水电交易均价0.248元/千瓦时。目前我省售电侧市场比较活跃,电量相对分傲,体量较小的售电公司更需要防范市场风险。

问诊四川水电弃水痼疾 共谋水电市场消纳之路
近期，随着汛期的到来，四川省内水电机组弃水的问题再一次被推向风口浪尖，虽然近年来四川省切实遵循能源发展“四个革命、一个合作”战略思想,坚持使命引领和问题为导向，深入贯彻落实能源供给侧改革，但受制于外送通道不足，省内通道受阻等问题的影响，四川水电2018年的弃水形势依然不容乐观。一时间，四川水电弃水原因的分析铺天盖地而来，电源规划无序、经济新常态下用电负荷增速的减缓、外送通道不足、省内通道受阻、新能源快速扩张等，笔者结合实际工作，略作分析，抛砖引玉。

据报道，近年来，四川省调峰弃水电量逐年增多，由2011年的3亿千瓦时，增长到2017年的139.96亿千瓦时，预测2018年弃水电量将会新一步增加。
四川水电弃水原因复杂多样，不能一偏而概，多重因素导致四川弃水现况

第一、我国河流基本属于季节性河流，丰枯径流分布差异较大，而四川主要河流均属于同一流域，径流变化一致性较高。且四川水电大部分水库调节能力不高，受消纳能力的限制，导致丰水期产生较大弃水，是水电的固有特性，因此加快四川乃至西南地区龙头水库的规划和建设，加大区域性水库的联合调节能力，对四川水电减少弃水将会产生积极影响。

第二，由于四川省内电源按照规划正常建设，但是在需求侧用电增速超预期有一定下降，在“十一五”期间，需求侧年平均增长率为10.4%，而到了“十二五”期间，年均增长率下降到5.4%，与之形成鲜明对比的是，四川省的电源建设，依然再按照规划按部就班的进行建设，截止2017年四川水电装机容量和发电量分别为6762.8万千瓦、1565.8亿千瓦时，目前，四川省内“供大于求”的电力供给形势将进一步加大。在“十三五”期间，四川省内电站的建设和投产时序，在一定程度上影响四川水电弃水形势。

第三，四川省内富余水电的外送通道建设进度相对迟缓，外送消纳落点消纳意愿不强。早在2014年，国家电网原定于“十二五”内投产的“雅武”线并未能实现，而后，国网公司及时重新规划了“雅中直流”特高压直流输电线路，但该项目自提出以后，引来颇多争议，落点一直悬而未决。

近期有舆论所提国调省调之争的问题，放眼全局而看，国调机组作为国家重要能源战略，承担了“西电东送”的骨干工程，且均为大型水电工程，电站规划初期便综合考虑了国家能源供给与能源消费分布特点，有针对性、合理的为该部分水电工程规划、配置了输电线路，提前落实了市场，且电站电力电量均被纳入受电地区中长期电力电量平衡。国调机组的外送很好的落实了国家战略，并在一定程度上外送四川富余电量，缓解了四川水电消纳压力。

第四，目前，四川统调水电机组弃水，主要分布在两个大的区域，即甘孜雅安区域和攀西甘南区域，外送困难，水电能力不能得到有效利用。而与此同时，为了保障省内电网安全，不得不增开燃煤机组以便保障具有足够的备用容量，导致了在丰水期水电大量弃水。

第五，近年来，我国新能源发展迅猛，而这些新能源的建设并未科学统筹区域电源结构及负荷特性，导致投产的新能源与水电的消纳市场重合，很大程度上加剧了水电弃水。

第六，在新一轮的电力市场改革中，以省为实体进行试点改革，各省市的市场建设进度情况各有不同，为了保护省内企业经济发展及保障地方性财政收入，各省市均会优先调用省内机组进行消纳，四川汛期水电富裕，若临近省份大量消纳四川水电势必会造成省内机组运行率降低，收益受损，一定程度上影响了四川水电的外送消纳途径。

缓解四川水电弃水的建议

强化协调规划，注重规划的全局性、高效性、统一性、严肃性;科学布局，在国家及地方层面统筹考虑城市发展规划和产业发展规划，优化资源配置;适度超前、有序发展、高效利用，合理安排建设时序，避免过度超前建设造成资金投入和资源浪费。在能源发展规划中加强省内水电开发与四川省内和省外输电通道建设、省内电能消费增长、新源开发的匹配度，使之平衡、协同发展。积极营造发电企业有序的规划水电建设的可持续发展氛围，推进投产前提前落实电能消纳点。

而与此同时，除了合理规划并加快外送通道的建设、加快流域龙头水库建设、强化部分窝电地区网架结构、做好负荷预测，根据负荷增长趋势，统筹调整四川省内电站的建设时序等众所周知的措施外，也应结合目前国家的电力市场改革，在市场中寻求更加灵活有效的消纳途径，同时，推动区域性电力市场的建设，通过市场化交易寻求更加广泛的消纳用户，一方面通过水火互济、省内和省间发电权转让等市场化机制灵活消纳四川富裕水电，另一方面，充分发挥市场化定价机制，合理采用丰水期下浮、枯水期上浮的销售电价机制来鼓励用户消纳丰时电量，同时在丰水期降低外送落地电价，提高受端消纳四川水电的积极性。