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权威解读丨“十三五”期间西南弃水将愈演愈烈

日期:2018-12-08

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  提高水电外送通道的优先级绝缘子
  我国能源资源分布不均匀,水电和煤电均通过“西电东送”进行电力跨区优化配置。“十三五”期间,我国北部采取煤电与新能源打捆的方式,规划新增7条跨区电力外送通道(分别为准东送皖南、上海庙送山东、酒泉送湖南、宁东送浙江、锡盟送江苏、晋北送江苏、蒙东送山东),输送容量约6200万千瓦。除上述通道外,新疆、甘肃、陕西等省(区)分别在争取规划外的煤电外送通道落地,寻找时机送至华北、华东、华中等地区消纳。
  我国北部煤炭资源储备丰富,煤电开发潜力巨大,在电力需求旺盛时期煤电外送与水电外送齐头并进,一直相安无事。但是当用电增速放缓、市场空间有限时,两者在东部电网的竞争关系渐渐浮出了水面,面对份额并不大的蛋糕互不相让。在“建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系”的大环境下,为避免水能资源进一步浪费,《规划》提出“处理好清洁能源充分消纳战略与区域间利益平衡的关系,有效化解弃风、弃光、弃水和部分输电通道限制等资源浪费问题,全面提升能源系统效率”,明确了全国电力外送布局将向西南倾斜,对于增量电力跨区外送优先考虑水电通道,保障清洁能源得到充分消纳。
  降低电价才能高歌猛进避雷器
  “价格”也是困扰西南水电消纳的一道难关。近年来,东部地区对西南水电的意见愈发强烈,接受的意愿明显降低,矛盾的源头直指水涨船高的电价。
  从水电上网电价数据走势来看,“十一五”及以前投产的西南大型水电站上网电价一般不高于0.3元/千瓦时(如景洪电站0.246元/千瓦时、二滩电站0.278元/千瓦时);“十二五”投产的金沙江中游、金沙江下游、澜沧江中下游、锦屏梯级等主要外送电站上网电价有所上升,约为0.30~0.35元/千瓦时;随着西南水电开发向河段上游高海拔地区推进,后续投产的水电站开发成本将持续攀升,部分西南水电上网电价将接近火电标杆电价。“十二五”期间,在考虑输电电价后,西南水电落地电价与受端火电标杆电价相比已无优势,部分落地电价甚至形成了倒挂关系,即便是受端电网表示支持消纳清洁能源,高额的售电成本也会影响市场竞争力。
  为完善水电“西电东送”体系,2015年5月5日国家发展改革委发布了《关于完善跨省跨区电能价格形成机制有关问题的通知》(发改价格〔2015〕962号),明确了向家坝、溪洛渡等水电站送电到上海、江苏、浙江、广东落地价格按落地省燃煤发电标杆电价提高或降低标准(不含环保电价标准调整)同步调整。此举是通过同网同价来倒逼水电站自身优化成本管理,提高生产效率,保持水电的市场竞争力。而为了更多水电得到消纳,减少弃水电量,西南水电还需借助电力市场化改革的东风,在汛期利用发电成本较低的优势,主动出击寻找市场突破点。2016年,云南水电在广州电力交易中心通过每月的月度和临时挂牌交易,在丰水期售电电价下降幅度达到1毛钱,助力云南“西电东送”电量达到1100亿千瓦时,同比增长了16.4%。
  对于西南水电来说,通过季节性降价提高水电竞争力固然有用,但是不断走高的建设成本终将抹平资源“红利”。《规划》意识到西南水电上网电价已经进入了拐点期,所以文中建议“深入论证西南水电接续基地建设”,目的在于控制高成本水电站的开发进度,对超过当前市场承受能力的电站项目采取缓建等措施,将水电“西电东送”整体价格控制在合理水平内。
  另一方面,较高的过网费也一定程度上占用了西南水电自身的降价空间,进而影响市场消纳西南水电的积极性。根据目前“西电东送”的定价机制,过网费价格在0.11-0.12元/千瓦时左右,约占落地电价的24%-29%,不可不谓是高价服务费。根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》的指示精神和《规划》的能源体制革命目标,输电电价需按“准许成本加合理收益”原则进行制定。因此对于跨省跨区的电力外送通道,有必要重新核定输电成本,寻找输电电价可下降的空间,并做好电网企业输配电成本监审具体工作,在保障电网企业有收益的同时最大限度满足送电需求。
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