在这背后，四川廉价的电力资源功不可没。而作为全国水电发电第一大省，四川仍然在打造全国清洁能源基地上野心勃勃，提出了“十三五”期间能源继续大发展的诸多计划。
然而，一方面是大发展计划，另一方面是上百亿千瓦时的弃水电量。面对这一难题。四川要如何解决？
7月16日，四川省发改委发布了《关于深化电力体制改革的实施意见（征求意见稿）》（以下简称《电力改革实施意见》），从扩大参与电力市场用户范围、完善丰水期富余电量政策、推进风电和光伏发电上网电价市场化、开辟弃水电量交易等多个方面提出电力体制改革的实施意见，力求对涉及有碍四川电力发展的诸多问题进行解决。
7月25日，重庆理工大学能源经济与政策研究所所长陈曦对21世纪经济报道记者表示，该文件涉及发改、经信、物价等多个部门协调，并由四川省领导挂帅的省电力体制改革联系会议牵头，联席会议办公室综合协调，对于突破体制机制障碍，落实改革举措具有重要意义。
弃水电量成改革“痛点”
7月18日，国家发改委、国家能源局两部委联合发布《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》（以下简称《通知》）。
《通知》明确要求，各地进一步提高市场化交易电量规模，加快放开发用电计划，扩大市场主体范围，积极推进各类市场主体参与电力市场化交易。在发电方面，加快放开煤电，有序推进水电、风电、太阳能发电、核电、分布式发电参与交易，规范推进燃煤自备电厂参与交易。
随着《通知》的发布，各地电力体制改革进入“加速期”。其中，四川刚刚发布的《电力改革实施意见》，被业内人士认为是“一次大刀阔斧”的改革。
早在2006年，四川省制定“十一五”规划时，就明确提出壮大清洁能源基地。随着2011年，四川水电发电量首次超越湖北，成为全国第一水电大省，四川建设全国清洁能源基地的步伐不断向前。
截至2017年底，四川省发电总装机达到9571万千瓦，规模居全国第五，与英国、韩国接近。其中，水电、风电和光伏等清洁能源的装机总量达到7910万千瓦，居全国第一。同时，目前尚有约3000万千瓦水电核准在建，预计2020年水电装机将达到8046万千瓦，主要集中在川西甘孜、阿坝以及凉山等深度贫困地区和民族地区。
然而，在能源开发不断推进的同时，四川面临的最大痛点在于弃水电量消纳。国网四川省电力公司的数据显示，从2015年开始，四川电网每年的调峰弃水电量就超过100亿千瓦时。其中，2017年为139.96亿千瓦时。
“2017年四川省全社会用电量为2205亿千瓦时，即使按照6%的年均用电增长测算，到2020年仅水电发电量就超过社会用电总量。”华创证券资深分析师王秀强对21世纪经济报道记者表示。
此前，国家电网四川省电力公司副总经理褚艳芳接受21世纪经济报道记者采访时，亦提出担忧：“十三五”期间，四川将建成全国最大水电开发基地，同时还将推进风能、太阳能等新能源开发。除水电新增约1600万千瓦外，还将新增1060万千瓦新能源装机。
“四川本省消耗不了，将有大量富余电力需要外送。”她表示。
《电力改革实施意见》称，四川省电力供需目前面临着水电价格优势不明显、市场化竞争机制不够健全、自用不足、对产业扶持重点不够突出等问题，解决丰水期弃水问题还面临一定困难，因此，要促使“资源优势充分转化为发展优势”还需采取更加有力的改革措施。
对此，《电力改革实施意见》明确了四个着力方向，即：着力扩大和创新电力市场化交易，着力提高电价支持政策精准性，着力拓展水电消纳途径，着力促进国家电网与地方电网融合协调发展。
针对四川省弃水电量多的问题，《电力改革实施意见》称，将在丰水期低谷时段创设弃水电量交易新品种，以鼓励用户特殊时段多用弃水电量，除居民、农排类别和其他特殊用电价格外的用电均可参与。
具体而言，弃水电量到户电价由弃水电量交易价加输配电价构成，弃水电量交易竞价区间不作限制，输配电价按与弃水电量交易价等价收取，其中大工业用户使用的弃水电量不计入富余电量。
“四川是国内第一大水电基地，发电产能过剩严重，受外送通道不足的影响，近两年调峰弃水电量140亿千瓦时左右，四川希望借助电力体制改革，增加本地消纳、降低用能成本、扶持本地高耗能工业发展，并且电解铝、多晶硅高耗能产业的到户电价。”王秀强称。
此外，四川的方案中也明确了将允许推进“专线供电”“直供电”试点。“允许发电机组并网运行的同时分出一定容量向园区、企业、地方电网直接供电。这是政策端鼓励水电消纳的创新之举。”王秀强说。
事实上，早在2017年10月19日，国家发改委、国家能源局便下发《关于促进西南地区水电消纳的通知》，文件为专线供电预留出政策空间，“鼓励四川、云南等省利用富余水电边际成本低的优势，积极开展水电与载能企业专线供电试点，增加本地消纳和外送。”
《电力改革实施意见》还提出，支持省属电网因地制宜在达州、宜宾等地探索打造电价洼地示范区。分析人士认为，这对耗电大，对电价敏感的能源型企业或产生吸引力。
“降价”成为关键词
电力体制改革一直被称为“啃硬骨头”。21世纪经济报道记者注意到，目前，上海、广西、西藏、云南等地区都发布相关改革方案，确定了各有特点的电力改革重点。如西藏将针对水电丰盈枯缺矛盾较为突出、农村电力建设任务艰巨、电力发展资金缺口大等问题进行改革。
广西的方案特别提到了对于“大数据”企业的电价改革措施：服务器数量超过1000台（含）的大数据中心用户参与市场化交易，实现到户电度电价0.349元/千瓦时。
山东省在7月17日出台的改革意见中，强调了“推进发电侧和售电侧电价市场化改革”：独立输配电价体系建立后，按照“管住中间，放开两头”的总体思路，把输配电价与发售电价在形成机制上分开。其中，输配电价执行政府定价，公益性以外的发售电价由市场形成。
对于四川省《电力改革实施意见》，在业内人士看来，除了力求解决弃水电量之外，还有颇多其他亮点。
陈曦认为，该方案中一个亮点是，所有核定输配电价的用电类别都可以全电量参与市场交易，包含一般工商业和大工业用电，酒店、商场、医院等商业用户均可参与市场，“这在扩大发用电计划改革中，其力度位居全国前列。”
“扩大和创新电力市场化交易”是《电力改革实施意见》的另一个亮点，其中要求“探索电力价格和发电计划增减挂钩机制”。
对此，陈曦表示，积极探索发电计划与电力价格挂钩的机制，在未实现全面市场化之前也是通过价格信号配置资源的有效举措，“此举可以丰富弃水电量、富余电量等交易品种，对促进四川省内低价水资源消纳有积极作用。”
此外，《四川电力改革实施意见》中，“降价格”是一个关键词。上述方案中多处改革细则与此内容有关。
四川省提出了“推进风电和光伏发电上网电价市场化”的改革措施，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，将均可参与电力市场，并参照丰水期外送电平均价格进行结算，产生的价差空间用于实施丰水期居民电能替代政策。
此外，上述方案还提出了实施分类支持性电价政策。即综合运用市场、计划电量调节、富余电量、留存电量等各项支持政策，多措并举、重点突破，将电价扶持导向与产业区域布局、产业培育方向结合起来，根据现实基础和产业对电价承受能力“分类施策”“精准降价”。
“总体而言，从四川的方案看，降低电价的诉求非常明确，包括推进风电和光伏发电上网电价市场化、降低输配电价、创设弃水电量交易品种、明确高耗能电价水平等。”王秀强表示，“风电和光伏发电的上网电价相对较高，四川将新能源推向市场目的也是降低电价水平”。
另外，《电力改革实施意见》中，明确了将“支持省属地方电网发展”，其中包括：支持省属等地方电网建设220千伏电网，国网四川电网向省属等地方电网开放220千伏电压等级并网接入。允许省属等地方电网因地制宜与周边省份电网开展网际间合作。引进优质低价电源，鼓励新建电源并入省属等地方电网，允许国家电网中电源自愿转入省属等地方电网。
王秀强认为，四川地方电网以四川水投资产为主，是地方国资委资产。长期以来，国家电网与地方电网之间存在供电区域等利益上的冲突，“四川发改委此举希望增强地方供电能力、降低地方电网供电成本，保障本地用电需求”。
《电力改革实施意见》中，也强调了“推进省属电网输配电价改革和同价工作”。其中重点是按照“两同价”目标，推进四川省属电网输配电价改革，实现四川省属电网与国网四川电网输配电价同价、目录销售电价同价。
此举的目的是在积极尝试“管住中间。”陈曦称。具体而言，他认为推进省属电网与国家电网同价，可以促进国网与地方电网的有效融合，这为增强省属电网的高压输电电网及电源建设，并与周边省份开展网间交易实现多通道外送提供基础条件。
但陈曦也认为，该方案中，政府直接参与市场定价的行为，或不利于释放市场活力。（ 作者:李果）
