188BETApp 副秘書長 張博庭
從我國經濟進入新常態以來，隨著社會用電增速的放緩，我國電力行業產能過剩的矛盾日益突出。2016 年我國火電機組的平均利用小時數降到了 3765 小時，再創新低，與此同時，我國的水電棄水，風電棄風、光伏棄光的現象也愈演愈烈。據統計，2016 年我國水電棄水電量已經超過了 800 億千瓦時，棄風棄光的電量也已經達到了 500 億千瓦時。2016 年我國可再生能源的損失，已經相當於 1.5 座三峽水電站。粗略估算，2016 年我國的水電棄水，就相當於損失了一座三峽電站發電量，風電光伏也損失掉了半座三峽發電量。
其中尤其令人特別不能理解的，是水電的棄水。應該承認風電、光伏發電技術目前還確實不算十分成熟，其發電的間歇性、隨機性矛盾以及高補貼電價，確實會增加其大量入網的難度。但是，以水電的電能質量和價格來說，都不存上述問題。但不知為何，隨著我國電力產能過剩程度的加劇，棄水電量也在急劇的增加。近年來，實際棄水情況大體上是 2014 年 200 億千瓦時，2015 年 400 億千瓦時， 2016 年 800 億千瓦時。根據測算，如果不采取措施，2017 年我國水電棄水量還將會有較大幅度的增加。
國家"西電東送"能源戰略受阻
根據我國水電棄水主要發生在雲南、四川兩省的現實來分析，大量棄水的原因主要是，中東部省份普遍不願意接受西部水電。從有利於本省的 GDP 考慮，一些中東部省份甚至寧可發展自己的高價火電，也不願意接受西部相對便宜的水電。
下一步隨著我國電力體製改革的深入，區域經濟利益對電力市場競爭的幹擾將會更加嚴重。最近，國家發改委印發了《關於有序放開發用電計劃的實施意見》。其總體思路是："通過建立優先購電製度保障無議價能力的用戶用電，通過建立優先發電製度保障清潔能源發電、調節性電源發電優先上網，通過直接交易、電力市場等市場化交易方式，逐步放開其他的發用電計劃。在保證電力供需平衡、保障社會秩序的前提下，實現電力電量平衡從以計劃手段為主平穩過渡到以市場手段為主，並促進節能減排。"
理論上看，"通過建立優先發電製度保障清潔能源發電、調節性電源發電優先上網"應該能保障優質、低價的水電優先上網。但是，目前我國水電集中在雲南、四川兩省，而所謂優先上網的範圍，一般是局限在省級電網內。對雲南、四川兩省來說，其水電的發電能力早已經大大超過了本省的用電負荷。所以，對這兩省自己而言，早已經失去了所謂"建立優先發電製度保障清潔能源發電"的客觀條件。
對於中東部其他省份而言，當然可以按照文件要求先保障本省的水電等清潔能源優先上網。但是，對於外省送過來的水電清潔能源，則不一定屬於必須要考慮的範圍。因此，前些年，隨著市場煤價的走低，很多省份都加大了本省火電建設力度，而不願意再接受西部水電。
因此，擺在我國目前的現實是，各個省級電網都沒有違背"國家的有序放開發用電計劃的實施意見的'總體思路'的要求"，但實際的結果卻是水電棄水問題，正隨著我國西部水電開發程度的增加而越來越嚴重。其原因就是我國"西電東送"能源戰略，沒有在電力市場化的改革中得到應有的保障。
嚴重棄水既幹擾能源革命還將危及整個社會
針對這種局麵，近年來很多有識之士，大聲疾呼國家層麵應加大"西電東送"能源戰略的實施力度，抑製東部火電的無序擴張。為此，國家能源局在 2016 年前後，先後發出過六個文件，預警和控製各地火電的建設。但是效果卻難以令人滿意。2013 年之後的市場煤價走低，再次刺激起了各地煤電建設新高潮。
在我國新頒布的電力"十三五"規劃中，雖然已經明確要停建、緩建煤電項目，但是，"十三五"期間我國新增的煤電產能仍然要高達 2 億千瓦。由於煤電的設計年運行時間通常可達到 5500 小時，所以，按照各種電源的實際發電能力計算，實際上，"十三五"期間，我國煤電產能的增量，比我國所有可再生能源（水、風、光）之和還要大 1.43 倍（"十三五"期間煤電產能的增量，是所有可再生能源增量之和的 243%）。也就是說，如果不采取有效的措施，到"十三五"末，我國煤電產能過剩的矛盾，不僅不會緩解，而且還會加劇。我國棄水棄風棄光問題，不僅不會得到解決，甚至還有繼續惡化的可能。
目前，用行政手段解決我國"西電東送"矛盾的做法，已經難以達到滿意的效果。然而，如果我國日益嚴重棄水的問題不解決，不僅會嚴重影響我國的能源革命進程，而且還將對我國整個社會的經濟和發展造成巨大的損失。因為我國的絕大多數的大中型水電，都在不同程度上要擔負水資源調控的任務。從保證社會發展的防洪、供水安全等問題上來看，有很多水電站，即使不能發電，我們也必須要建設它。
前幾年，由於我國普遍缺電，國家出台政策積極鼓勵企業利用市場機製開發水電。一方麵可以緩解我國電力能源短缺的問題，同時也可以解決我國的水資源開發和調控的矛盾。根據當時政策，水電的上網電價是成本加成，水電開發企業通過國家製定的電價保障和水電正常上網，就可實現必要的投資回報。現在，由於電力市場的劇烈變化，不僅水電的上網量已經沒有保障，原來政府承諾的電價，在很多情況下也失去了作用。好在這些水電開發企業大都是國有企業，暫時還不會因為一時的經營困難，就放棄社會責任。但如果這種入不敷出的問題長期不解決，甚至一些水電企業在電力市場化的競爭中被淘汰出局，那麼，我國利用水電開發所實現的水資源功能，將如何得到保障？
探討科學合理的水電電價機製
曾有研究機構建議，對公益性較強的水電站，實行公益性電價並保障收購，確保其不會因為電力市場化競爭而生存不下去，最終影響到整個社會。這種辦法，對於某個能享受公益性電價的電站本身絕對是有好處的，但是，筆者擔心對於那些沒有能劃入公益性電站的水電站，可能會更加不利。因為在有限的市場麵前，如果電網首先保障了某些公益性電站，很可能要擠占沒有納入保障範圍的水電站的入網機會，造成棄水量的加大。
另一方麵，幾乎我國所有具有水庫的水電站都在不同程度上肩負著水資源調控的任務，具有一定的調控水資源的公益性功能。所以，如果在市場競爭中，隻對一部分公益性較強的水電站予以支持，這個區分的界限，很難公平劃分。因此，筆者認為，最好能對所有的（大中型）水電站，都引入公益性電價的概念，同時也都保留部分市場電價，參與市場競爭。具體的做法，把水電的上網電價，劃分為集中躉售和市場銷售兩部分。躉售部分體現對水電的公益性保障，而銷售部分則實現水電參與電力市場的競爭。
具體的劃分，我們可以四川亭子口水電為例。目前，國家發改委批複的亭子口水電站電價，在還貸期的成本加成是 0.48 元 / 千瓦時。假設躉售部分電價按照 0.43 元 / 千瓦時計價，電量先按照該電站設計年平均發電量計算。這部分錢，由電網公司按年度統一支付給亭子口水電站。除此之外，亭子口水電站的實際上網電量，再按照每度電 0.05 元計費，並參與電力市場的競爭。
這種做法實質上是在用經濟手段，督促電網企業保障優先收購水電。因為，水電站的上網電價中大部分，電網企業已經預先通過躉售支付給水電企業了。因此，水力發電企業的利益已經與電網企業綁在了一起。顯然，如果電網的調度讓水電站棄水了，那麼電網企業自己遭受的經濟損失，實際上比水電企業還要大（因為已經付了很大一部分錢）。反之，如果電網企業能通過合理的調度，讓水電站多發電，那麼超出的部分，電網企業相當於隻需要 0.05 元就可以收購到一度電。可以創造出巨大的額外效益。
在電力市場，一方麵，我國前幾十年已經開發了不少的水電站，已建（完成貸款償還）水電站的低成本、低電價優勢，可以承受起一些新建水電的初期經濟壓力。另一方麵，當我國的水電開發完成之後若幹年，水電站的運行低成本和高收益，不是留給了個別水電開發企業，而是留在了明顯具有社會公益性質的國家級的電網企業。這些收益既可以用於平抑全國電價，也可以支持其他成本較高的可再生能源開發。
要解決我國水電棄水的問題，還必須要打破省域壁壘的局限。因此，水電躉售的相對方，不能是省級電網，而是國家電網和南方電網。因為我國雲南、四川兩省的水電裝機量非常大，遠遠超過本省的用電負荷，如果沒有省際間西電東送作保障，即使給再大的壓力，也不可能解決本省的水電棄水。由國家電網公司和南方電網公司來躉售水電的目的，是把全國範圍內銷納水電的任務，也交給了國家級的電網企業。同時，也促使國家級的電網企業，在電網通道的建設和各省電源點的規劃布局上，把西電東送的因素考慮進去。而不像目前，似乎隻有國家能源局在用行政手段推進水電的西電東送。而電網企業卻沒有主動參與的積極性。因為，從電網企業保障供電的安全和降低送電成本的角度來看，電網企業更偏愛在電力負荷地附近多建些火電。即便是要實施國家西電東送的能源戰略，電網企業也似乎更願意輸送內蒙、新疆的煤電。因為，送煤電可以讓自身投資建設的送電線路的利用率更高、效益更好。
水電躉售加銷售（公益加市場）實質是利用市場手段，通過國家級電網企業推進國家的西電東送能源戰略實施。即使將來有一天，市場再次出現了 2010 年那樣煤電的成本遠高於水電，大家都爭著要水電的情況，那也不要緊。電網隻要適當的調整一下躉售與銷售的價格比例就可以解決矛盾。
市場加公益的上網電價機製，其實也可以用於解決風電和光伏的上網矛盾，減少風電和光伏的棄電損失。隻不過目前風電和光伏還享受國家的較大補貼。目前，即使不用這種辦法解決風電、光伏的棄電損失，財政補貼資金就已經出現了巨大缺口。如果再實施經濟手段保障收購，我國風電光伏的發展與巨額補貼之間的矛盾將更加尖銳。所以，從有利於社會公平和促進能源革命的角度上看，隻要符合國家發展規劃的風電和光伏，如果願意放棄國家的電價補貼，也可以享受按比例躉售與銷售的保障上網政策。之所以要求必須符合國家規劃，是因為風電、光伏等電源入網之後，肯定需要電網企業附加上送電和調峰的成本。所以，其發展的速度必須是在電網企業的實際能力可以接受的範圍之內，方可持續。
充分調動電網企業的積極性
當前我國的能源革命與電力轉型已經到了一個非常關鍵的時期。為了保證我國社會經濟發展必需的能源供應，我國正在以不到全球 1/5 的人口，消耗著全球一半以上的煤炭，與此同時煤電卻一直還是增長最快的電源品種。近年來，隨著煤電裝機的快速增長，我國的棄水、棄風、棄光又愈演愈烈，且已經嚴重影響到可再生能源的可持續發展。
筆者認為，如果煤電產能壓不下來，棄水、棄風、棄光的矛盾難以從根本上解決。可再生能源企業的虧損，已經極大地打擊了企業的積極性。之所以出現這種情況，並不是促進可再生能源發展的支持性政策不到位；而是缺乏相關的激勵政策，用以充分調動在電力市場中起關鍵作用的電網企業的積極性。客觀地分析，從保證電力供應和用電安全的責任來看，電網中煤電多一些並沒有任何壞處，但如果其他任何一種可再生能源多了，則都有可能增加電網企業的調度難度、安全風險以及電網建設成本。因此，必須通過市場激勵，創新科學合理的水電電價機製，從而把電網企業的利益與可再生能源的發展綁在一起。
總之，電力市場化是改革的大方向。我們一定要認識到市場化是改革的手段，而絕不應該改革的是目的。電改的目的，是要保障我國能源安全、推進能源革命。市場化改革的目標，是要找出有利於實現目的的市場化手段。
水電資源豐富，而且需要西電東送消納，是我國資源稟賦的一個重要特點。因此，一個國家級的大電網體係和由國家體係保障的水電"西電東送"消納機製，對我國的國情而言是非常必要的。解決當前我國水電棄水問題（包括棄風、棄光）的難點在於，如何能找到一種市場化的手段，充分調動起電網企業推進能源革命和電力轉型的積極性，這才是破解當前我國西南水電開發和外送困局的關鍵所在。
打破省間壁壘 配額消納水電
本刊記者 井然
國電大渡河流域水電開發有限公司於 2000 年 11 月成立，是中國國電集團公司所屬二級單位，是集水電開發建設與經營管理於一體的大型流域水電開發公司。目前，已建成投產龔嘴、銅街子、瀑布溝、深溪溝、吉牛、大崗山、枕頭壩一級、猴子岩 8 座水電站，今年即將投產沙坪二級水電站。截至目前，大渡河公司投產水電裝機 1011.24 萬千瓦。
《中國電力企業管理》：目前四川省水電消納形勢如何？麵臨哪些問題？
國電大渡河流域水電開發有限公司：四川是水電大省，水電產業發展得到了各級政府的高度重視與大力支持。在發展過程中，也麵臨一些困難和問題。總體上，主要表現在重投資輕運行。"西部大開發"戰略實施以來，四川明確了重點發展水電等六大支柱產業。經過十幾年的發展建設，四川水電發展取得了重大成就，截至 2016 年底，四川水電裝機達到了 7030 萬千瓦，位居全國首位，成為水電大省，但距離水電強省還有較大差距，未把資源優勢轉變為經濟優勢。突出表現在供需嚴重失衡，棄水嚴重，主要原因一是規劃不協調，送出工程與主體工程建設不同步；二是消納無規劃，措施欠缺；三是市場機製不公平；四是政府以降價為目標，不利於水電發展。具體表現在以下方麵：
川電外送通道嚴重不足。2016 年底，四川全省裝機容量共 9108 萬千瓦，國調機組裝機容量 2310 萬千瓦，四川省 "四直四交"電力外送通道輸電能力 2850 萬千瓦，2016 年川電外送通道缺口超過 2100 多萬千瓦。盡管 500 千伏川渝第三通道有望 2017 年投運，但其輸電能力僅有約 200 萬千瓦。"十三五"規劃了±800 千伏雅中 - 江西特高壓直流工程，輸電容量 1000 萬千瓦，但落點省份仍未完全確定，其設計和建設周期至少 5 年。川電外送通道嚴重不足，水電棄水損失電量嚴重，在"十三五"期間難以根本改善。
外省接納川電意願不強。因水電在全國範圍配額消納機製沒有建立，近兩年即使川電外送通道有一定富裕能力，華東、華中、西北等地區也不願意消納四川及西南地區水電；具有 300 萬千瓦輸電能力的德寶直流工程，2016 年豐水期外送潮流僅有 120 萬千瓦，2016 年 1～9 月，四川經德寶直流外送電量僅 31.4 億千瓦時，同比降低 47.2%。
電網規劃建設與電站建設投產不匹配。由於 1000 千伏雅武交流特高壓輸變電工程取消，大渡河大崗山水電站電力送出改接到 500 千伏雅安變電站。由於雅安變電站電力外送通道容量嚴重過載，導致大崗山水電站及其他彙集電站電力送出嚴重受限。"十三五"期間，雅安片區水電供電能力將保持在 770 萬千瓦左右，而雅安變電站送出斷麵輸電能力僅 460 萬千瓦，預計到"十三五"末雅安片區"西電東送"限電規模將達到 272 萬千瓦，將導致水電大量棄水。
裝機增速高於用電增長，供大於求矛盾突出。受宏觀經濟環境、水電裝機集中投產等影響，四川省電力供應形成了"枯期有餘、豐期富裕"的供需新常態。與此同時，四川全社會用電量增速呈下降趨勢，2017 年，四川省內電力市場形勢將更加嚴峻，發電利用小時數進一步下降，水電棄水時間更長，棄水量更多，電價進一步下降，新投產發電企業出現虧損。大渡河公司投運電站從 2013 年初至 2016 年底累計棄水損失電量 139.54 億千瓦時（不包括正常泄洪棄水損失），其中 2016 年棄水損失電量 74.5 億千瓦時。
執行政策不一致，市場機製欠公平。四川省發電企業分屬於國調、省調、地調等不同主體，"國調、省調、地調" 機組調度機製不一樣，導致不同調度權屬的發電企業利用小時數嚴重失衡。2016 年，四川省在省調燃煤機組按最小運行方式發電且來水偏枯的情況下，四川省調水電機組裝機棄水電量超過 380 億千瓦時，棄水壓力全部由省調水電承擔。2015 年省調水電機組利用小時為 3765 小時，分別比國調機組和地方水電機組低 1070 小時和 1339 小時。2016 年省調水電機組利用小時為 3457 小時，分別比國調機組和地方水電機組低 1666 小時和 1884 小時。省調水電機組的利用小時數遠低於國調機組和地方水電機組。由於不同調度權屬的發電企業執行的政策不一致，市場機製缺乏公平性，導致了發電企業之間盈虧分化嚴重。國調水電企業經營效益水平遠超省調水電企業。2017 年，四川省調電站經營形勢更為嚴峻。
市場化程度不一致，電價執行水平差距大。2016 年，四川省調水電機組市場電量占比達到 47 %，平均電價執行水平為 0.236 元 / 千瓦時，批複電價執行率為 76%，水電企業讓利 45.5 億元，預計 2017 年四川省調水電機組市場電量占比超過 50%，平均電價執行水平為 0.229 元 / 千瓦時，批複電價執行率為 74%，水電企業讓利超過 50 億元。
新水電項目投資動力不強,影響野十三五冶水電規劃完成。我國水電開發多集中在西部高海拔地區，188體育官網app 成本不斷攀高。水電企業被迫放緩開發進度，導致未來年份投資和投產規模逐年下降，難以完成規劃目標。這不利於國家能源結構的優化，影響國家完成節能減排、提高非化石能源占比目標，不利於部分地區空氣汙染、霧霾問題的有效解決。
中國電力企業管理：有觀點認為，"國家實施簡政放權以後，部分地區以能源投資拉動經濟增長為目的，陸續上馬了一些火電項目，造成中東部受電地區火電與送電地區水電的矛盾升級。"對此，您怎麼看？
國電大渡河流域水電開發有限公司：2002 年電力體製改革後，我國電力工業得到了長足發展，解決了多年來製約我國經濟發展的能源短缺瓶頸問題。目前全國電力過剩隻是暫時、低水平過剩，電力行業適度超前符合經濟周期。目前看似"水火矛盾"實質是現行國家財稅體製、考核導向導致的省間壁壘。國家層麵缺乏統一協調、各自為政，對水電健康有序發展的政策支持不夠。
中國電力企業管理：為促進西南水電健康發展，您有哪些建議？
國電大渡河流域水電開發有限公司：一是進一步明確水電的清潔能源屬性，堅決執行國家能源戰略，國家層麵加大對水電的支持力度。
二是統一規劃，全國消納。將水電清潔可再生能源列入全額保障性收購範疇。出台相應辦法，打破省間壁壘，將水電在全國範圍內實行配額消納，要求華東、華中、華北、山東、廣東、西北、福建等省份每年豐水期必須配額消納四川及西南其他地區水電，保障水電全額消納。
三是加大財政扶持。在建設成本、移民政策、營業稅負等方麵減輕水電企業負擔。
四是加快川電外送通道和四川省輸電網絡建設，進一步增強川電外送能力。建議從國家層麵協調，在四川省電力"十三五"規劃中新增 3 回川電外送通道，增加外送能力應達 2000 萬千瓦。加快推進大渡河上遊梯級電站電力打捆"點對網"外送到華東、華北或華中等發達地區的輸電方案。
五是國調、省調機組應做到同區域同政策。不管國調、省調水電都是各級政府部門核準的項目，都是全國清潔能源戰略的重要組成部分。在電力體製改革和有序放開發用電計劃的大背景下，同一省份的水電作為一類電源應該公平地下達計劃、進入市場，不應從政策上給予區別對待。
六是發電企業上網電價應受到保護。2016 年 11 月國家能源局通報披露：2015 年全國平均上網電價同比下降 2.61%，平均銷售電價同比下降 0.57%，平均購銷差價（含線損） 同比增長 4.02%，政府性基金及附加同比增長 0.74%。2016 年四川省發電企業上網電價僅達批複電價的 76%，發電企業經營舉步維艱，省調燃煤企業虧損麵為 100%，省調水電企業虧損麵超過 80%。建議發電企業上網電價應受到保護，不能主要靠降低發電企業電價來推進電力體製改革。2016 年市場掛牌交易電量為全年電量且價格較低，這類電量對近年新投產建設成本較高的電站幾乎為無邊際利潤，給電站經營造成很大困難。建議適當提高自備替代、大用戶直供電等交易價格，使大部分電站有邊際利潤，幫助水電企業渡過難關。
加強統籌協調促進西南水電健康發展
——專訪貴州烏江水電開發有限責任公司副總經理、總工程師彭鵬
本刊記者 井然
中國電力企業管理：請您介紹一下目前公司的發展經營現狀？
彭鵬：從 1999 年至 2013 年，貴州烏江水電開發有限責任公司（簡稱烏江公司）按照"流域、梯級、滾動、綜合"的開發方針，搶抓西部大開發和"西電東送"的曆史機遇，累計投入資金 440 億元，成功開發完成了烏江幹流貴州境內河段梯級電站。
目前，烏江公司現有水電裝機 869.5 萬千瓦，年發電能力達 300 億千瓦時，所屬電站均是"西電東送"的重要骨幹電源點，占貴州省統調水電裝機容量的 71%。烏江公司最大儲蓄水能可達 110 億千瓦時，占全省水電蓄能的 79.3%。通過梯級聯合調度，可充分利用儲能對電力進行時間和空間上的再分配，對區域電網起到調蓄作用，是貴州電網調峰、調頻的重要支撐。
2016 年，烏江公司水電完成發電量 295.85 億千瓦時，年繳納稅費 26.42 億元，有力支持和帶動了區域的經濟發展，切實履行了央企的社會責任。
近年來，受電力行業整體供大於求、市場交易大幅讓利等因素影響，烏江公司總體生產經營形勢日趨嚴峻，火電及新能源等板塊嚴峻的市場形勢也對水電產業的發展造成了長期和深遠的影響。
一是盈利能力低於行業平均水平。近五年來，烏江公司水電平均（不含稅）上網電價 0.2430 元 / 千瓦時，平均度電成本 0.2117 元 / 千瓦時，度電利潤為 3.13 分 / 千瓦時，扣除所得稅後，總資產收益率僅 1.05%，平均淨資產收益率 5.99%，相比行業測算內部淨資產收益率 8%低 2.01 個百分點。
二是固定成本占比高。烏江公司水電年平均成本中，財務費用、折舊費、修理費、材料費等固定成本占比達到 90%。較明顯地體現出水電運營成本低，但建設投資金額巨大，需通過後續的長周期經營逐步回收等特點。
三是水電電價明顯低於周邊省區。烏江流域梯級水電站平均上網電價為 0.2926 元 / 千瓦時，低於周邊同類型水電電價（廣西龍灘 0.307 元 / 千瓦時，雲南小灣 0.30 元 / 千瓦時，重慶彭水 0.32 元 / 千瓦時）。2016 年，烏江公司水電承擔"西電東送"分攤電量達 148.34 億千瓦時，該部分電價較現行電價低 0.0276 元 / 千瓦時，直接影響烏江公司經營效益。
中國電力企業管理：目前水電發展麵臨什麼形勢，存在哪些問題？
彭鵬：近三年來，受厄爾尼諾現象影響，貴州區域來水情況一直偏好，烏江公司作為貴州省最大的發電集團也從中獲益良多，連續三年盈利，為貴州省經濟社會發展和股東方權益作出了積極的貢獻。但隨著移民調概及通航工程墊付資金的不斷加大、庫區環保治理資金的不斷投入以及天然來水的不確定性，烏江公司水電生產經營前景不容樂觀。目前來看，主要存在以下幾方麵的問題：
一是移民調概及通航工程增加投資未能合理疏導遙根據《國家發展改革委辦公廳關於貴州烏江洪家渡水電站建設征地移民遺留問題處理意見的複函》，以及省發改委對烏江公司所屬索風營、構皮灘、思林和沙沱四家水電站有關建設征地移民安置概算調整報告的批複，烏江公司所屬四家水電站在處理移民工作中後期追加投資共計 47.63 億元，目前已墊付 34 億元。按此批複測算，需在烏江公司現行水電平均電價基礎上提升 0.0545 元 / 千瓦時加以疏導。此外，構皮灘、思林、沙沱通航工程概算共計 43.77 億元，按 25 年經營期對此項費用進行分攤，需在烏江公司現行水電平均電價基礎上疏導 0.0267 元 / 千瓦時。根據國家政策，因概算上調新增的投入應通過上調電價進行補償，目前以上新增投資均未通過電價落實。
二是烏江流域規劃變更對企業經營造成較大影響遙烏江流域水電資源經過近二十年的開發，資源狀況隨著開發深度、利用領域的改變發生了不可逆轉的變化。根據《貴州省水利建設生態建設石漠化治理綜合規劃》（簡稱三位一體規劃），至 2020 年，貴州將重點建設約 521 處骨幹水源工程，以提高水資源調配能力，保障城鄉安全飲水。整個流域的水能資源受上述影響將持續減少。經貴陽勘測設計院分析，2030 年黔中水利樞紐建成後取水量將達到 7.4 億立方米，減少烏江梯級電量約 10.54 億千瓦時；夾岩水利 28 中國電力企業管理 2017.05 樞紐工程 2030 年取水量將達到 7.01 億立方米，減少烏江梯級電量 7.49 億千瓦時；三位一體中小型工程 2020 年取水量 20.86 億立方米，減少烏江梯級電量 11.85 億千瓦時。
三是烏江流域來水不確定性導致水電經營風險較大遙一方麵，烏江流域來水呈現周期性波動。從 1951～2006 年間的水文資料來看，烏江流域年來水徑流量超過多年平均值的年份隻有 27 年，即高於多年平均的來水概率不超過 50%。從近十年來水偏好的周期盈利水平來看，烏江公司虧損年份也達到了 30%，烏江水電盈利水平具有較強的不確定性。從當前水情的快速消落情況來看，雖然近幾年的來水情況較好，但本輪來水周期基本已經結束，未來幾年都有可能出現枯水年份，屆時烏江公司有可能出現大幅虧損。
另一方麵，烏江流域來水完全依賴於天然降雨。有別於雲南省水電長年有雪山融雪徑流支撐的情況，烏江流域 "靠天吃飯"的特性決定了企業盈虧不可控的特點。曆年來烏江水電按照"豐存枯用"的原則，滾動投入數百億元進行烏江流域梯級電站的開發建設，執行"同網不同價"的水電低電價政策，以此來承擔貴州省絕大部分的交叉補貼，為貴州的工業強省戰略和惠民生政策實施作出了卓有成效的貢獻。現階段，政府並沒有針對貴州水情不連續的特性建立相應的補償或平衡機製，一切來水風險均由烏江公司獨自承擔。
四是野西電東送冶省內輸配電價大幅降低水電收入遙根據貴州省發展改革委《關於西電東送省內部分輸電價格有關問題的通知》（黔發改價格〔2016〕1533 號）、《關於明確 2016 年西電東送電量分配有關事宜的通知》（黔經信運行〔2016〕47 號）等文件精神，水電分擔的"西電東送"電量，將在水電批複上網電價的基礎上扣減 0.0276 元 / 千瓦時。若按以上文件執行測算，相當於烏江流域所有水電站的上網電價將下調 0.013 元 / 千瓦時以上。
綜合以上因素，2017 年烏江公司水電預算發電量僅 230 億千瓦時（按 2016 年來水），電價執行現行批複電價，水電經營僅能維持零利潤狀態。
中國電力企業管理：為促進西南水電健康發展，您有哪些建議？
彭鵬：要解決西南水電存在的電源規模與電網送出不夠配套、政策措施和市場機製不夠完善等突出矛盾和問題，需要國家在政策、體製、機製等方麵予以完善。
一是保障水電按政府定價全額收購。水電屬於二類優先保障資源，應享受政府定價或同等優先發電原則，主要承擔保障居民、社會公益事業用電。烏江流域梯級電站電價按照經營期電價法進行測算，經政府價格主管部門審批後執行，與輸配電價的測算審批流程一致，因此應嚴格執行國家批複電價。而現行上網電價未對移民及通航設施建設的新增投資進行疏導，大幅增加的運營成本無法衝抵，使水電項目的合理收益無法得到保障，不利於水電行業的可持續健康發展。
二是合理健全體製機製遙水電電價形成有其自身的長周期機製，希望國家有關部委和政府部門在出台相關政策時，充分考慮貴州188體育官網app 新增投資尚未得到電價疏導的客觀情況，合理完善煤電聯動水火互濟運行機製，並解決水電企業存在的資金墊付問題。
三是建議有關部門建立針對貴州水電來水不確定性的風險防控機製。按"豐水期盈利 + 省級財政投入"的方式，探索開展降水發電指數商業保險；當天氣極度幹旱、降雨量不足、發電量和收入低於預期時，通過保險賠付的方式彌補水電企業部分收入損失。
