基于弃电量解决农灌电价交叉补贴——以甘肃省为例

杨国山

(国网甘肃电力经济技术研究院， 兰州 730050)

随着中国电力体制改革的深入推进，电力市场化建设取得了丰硕成果，但从现行电价目录结构来看，还存在着多种形式的交叉补贴，尤其在农业排灌电价补贴方面还很严重，这与电价应该合理反映用电成本的价格形成机制相矛盾，使得电价引导调解电力资源合理流动和高效配置的功能进一步减弱。

在甘肃省最新销售电价目录(2019年版)中，农业排灌电价区间为0.090 5～0.232 5元/kW·h，远远低于其他类别的销售电价，且与电网公司单位购电成本价格倒挂，导致交叉补贴严重。

甘肃地处西北内陆地区风光资源禀赋富足，风电、太阳能装机量分别位居全国第2位、第8位，但由于省内用电需求放缓，调峰能力不足，外送通道受限等原因，弃风弃光现象非常严重，2017年、2018年、2019年弃电量分别为121.35、64.24、23.90亿kW·h，连续3年被国家能源局列为新能源投资红色预警区域。如果能将弃风弃光电量就地消纳利用，交易至农灌负荷地区，一方面可以有效降低弃风弃光率，早日达到国家新能源消纳考核目标，另一方面可以平抑电网公司购电成本，减少农业排灌交叉补贴。

1 甘肃省农业排灌负荷电量调查

甘肃省电力排灌工程自20世纪60、70年代大量兴建并应用，工程的建成使灌区农业生产得到了迅猛发展，粮食产量成倍增长，农民收入大幅提高，从根本上改变了当地的生产生活条件，不仅解决了灌区数百万人民群众的温饱问题，而且解决了乡镇企业生产用水和小城镇建设用水问题，为促进产业结构调整、发展壮大区域经济、保护生态环境和脱贫攻坚作出了历史性贡献。

但随着农业灌溉农田面积的不断增加，以及排灌电价的长期优待，全省农业排灌用电量持续增加，在2005年达到45亿kW·h的峰值。由于长期大量抽采地下水，土地沙化等生态问题凸显，2006年甘肃省出台了农业排灌用电价格超基数加价政策，以此来减缓地下水过度抽取[1]和农灌用电大幅增长的趋势。截至目前，全省排灌用电量基本稳定在36亿kW·h/年左右，如图1所示。

图1 1990—2017年甘肃省农业排灌电量

2 全国各省农业排灌负荷电价对比

从表1中可以看出，甘肃省农业排灌电价低于全国大部分省份，其中贫困县农业排灌电价仅高于浙江省的电度电价(但是浙江省贫困县农业排灌电价分为尖峰、高峰和低谷电价)，农业排灌电价低于青海、陕西，仅高于山西省提黄排灌用电(万亩以上特定泵站)，排灌电价长期居于全国低位，电网公司购电成本回收能力严重不足，供电盈利能力被大大削弱。

表1 全国各省(市)排灌电价对比(截至2019年)

据调查，甘肃电网公司在国家发改委连续两次降低“一般工商业电价”10%，2020年疫情期间再优惠5%， 叠加省内电力市场增速放缓等客观因素，公司经营压力陡增，已经连续两年处于中度亏损状态，企业电网投资和电力脱贫攻坚投入受到影响。

3 甘肃省农业排灌电价补贴强度测算

甘肃省首个输配电价成本监审周期(2017—2019年)确定的输配电价目录中，农灌负荷输配电价为0.455 5元(1～10 kV)。调查显示，2017年甘肃省电网公司购电均价为0.231 9元/kW·h，全省农灌售电均价为0.209 7元/kW·h，农业排灌用电价格与单位购电成本价格倒挂。农灌售电量年均达36.5亿kW·h，则成本倒挂金额，即交叉补贴额度达17.44亿元[(0.4555+0.2319-0.2097)×36.5]，农业排灌电量形成的直接价差给电网公司带来巨大经营压力。

4 利用弃风弃光电量降低农灌电价交叉补贴的方案设计

国家能源局在《关于推进输配电价改革的实施意见》(发改经体[2015]2752 号) 中明确指出处理电价交叉补贴的政策方向，过渡期间[2-4]经政府价格主管部门审核后通过输配电价回收；输配电价改革后，根据电网各电压等级的资产、费用、电量、线损率等情况核定分电压等级输配电价，测算并单列居民、农业等享受的交叉补贴以及工商业用户承担的交叉补贴。

尽管新电改明确了交叉补贴消解和补偿的方式，但从现阶段电价目录结构和实际执行情况来看，通过输配电价回收的方式还不能解决交叉补贴问题[5-7]，尤其在农业排灌电价政府扶持“刚性”不变的情况下，解决交叉补贴问题必须另辟蹊径。通过将低廉的弃风弃光电量交易至农排灌区，直接降低电网公司购电成本，可不失为一种“曲线”解决交叉补贴的方法。

4.1 弃风弃光电量交易至灌区负荷的政策设计

在考察了弃风弃光电量交易到农灌负荷地区在技术和电网网架方面可行性的基础上，打破现有政策层面的制约至关重要。甘肃省实现灌区负荷与新能源发电企业直接交易需要在现有政策允许的电力交易用户条件下，允许灌区负荷用户直接参与或者通过售电公司代理参与电力交易。政策调整可参考四川省发改委颁布的《四川省2019年省内电力市场化交易实施方案》中“扩大可参与电力交易的用户范围，所有专变工业用户全面放开，不设电量门槛。”

另一方面，需增加“弃风弃光电量”作为省内电力市场交易品种[8-9]。科学制定弃风弃光电量交易实施时间段，明确灌区负荷用户纳入参与范围，确定交易电量和交易方式。政策设计仍可参考《四川省2019年省内电力市场化交易实施方案》中“低谷弃水电量交易方式”。另外也可以在省内选择试点，参考黑龙江省电代煤清洁能源供暖的交易方式，从而创新交易品种，开展清洁能源电力直接交易灌区负荷的试点。

4.2 弃风弃光电量交易至灌区负荷的商业运营模式设计

在灌区负荷消纳新能源弃风弃光电量过程中，需要全面理清政府、新能源发电企业、电网企业和灌区负荷用户等各方市场主体在新能源消纳中的职责权重。各方主要职责如表2所示。

表2 参与方职责分析

从表2可以看出，灌区负荷消纳弃电量是一个多方协作的过程[10-12]，如何使各方利益得到保障并且实现弃风弃光合理消纳，需要各方按照职责权重进行分担，通过政策约束和补偿引导实现利益诉求。从政府职责来看，应当履行好新能源发展规划职责，科学规划新能源建设发展梯次；同时促进灌区负荷优先使用清洁能源，发展低碳经济。从电网公司职责来看，应当积极履行新能源保障性全额收购的政策责任，科学优化调度方式，采取一切措施降低弃电率，缓解新能源企业经营压力。

综合分析可以考虑各方权益[13]，风光电场、电网公司、灌区负荷用户联合参与，通过风光发电场的让利，实现对弃风弃光灌区负荷消纳项目利益的合理分配，是目前实现灌区负荷消纳弃风弃光电量的最优模式。此种模式下电网公司及其控股的综合能源服务公司(或由多方成立的售电公司)处于优先地位，通过建立“政府+电网企业+发电企业+灌区负荷”四方协作机制，各方适度让利实现灌区负荷消纳弃风弃光电量，运营模式如图2所示。

图2 运营模式

对于电网公司，由于灌区负荷用户电价不变，用于改善交叉补贴主要由购买低价新能源发电企业的弃风弃光电量实现。以2017年数据为例，甘肃农灌售电量年均达36.5亿kW·h，电网公司购电均价为0.231 9元/kW·h，全省农灌售电均价为0.209 7元/kW·h，一般工商业及其他用电的输配电价格为0.455 5元/kW·h(1～10 kV)。图3给出了新能源发电企业不同上网电价情况下，电网公司购电成本下降幅度的变化情况。

图3 新能源上网电价与电网公司购电成本下降幅度关系

4.3 弃风弃光电量交易至灌区负荷的效益分析

1)新能源电厂的收益主要由发电收益和政府补贴两部分组成，利用新能源弃风弃光电量对全省农业排灌负荷进行低碳供电，显著“增加”了新能源保障性收购电量以外的发电量，兼具提高新能源企业收益和缓解企业经营压力的双重功能。

2)全省农灌负荷年均用电量约36.5亿kW·h，按照目前甘肃电网公司购电均价0.231 9元/kW·h，粗略估算最少可降低成本8.46亿元(0.231 9×36.5)，可有效缓解电网公司农业排灌售电亏损压力；另一方面还可缓解弃风弃光问题，促进2020年弃风弃光率达到5%以下的考核目标。

3)促进全省新能源产业健康发展，有利于优化地区能源资源的合理开发和利用，推动地区能源资源优势转变为经济优势，助力甘肃全面早日建成小康社会[1]。另外在推进低碳经济、生态文明建设，实现能源与环境协调发展等方面，具有良好的社会效益和生态效益。

5 结论与建议

1)提出增加“弃风弃光电量”作为省内电力市场交易品种，调整政策门槛使得灌区负荷用户直接参与或者通过售电公司代理参与电力交易，同时明确灌区负荷用户的参与范围，确定交易电量和交易方式，从而为弃风弃光电量平等参与电力市场交易消除政策障碍。这一创新思路可向国内其他弃电严重地区推广。

2)提出由风光电场、政府、电网公司、灌区负荷用户联合参与的四方协作机制，可在各方适度让利的基础上，实现将弃风弃光电量交易至灌区负荷，间接降低电网公司购电均价，相当于对农灌交叉补贴给予适度补偿，不失为目前解决农灌电价交叉补贴的一种有效途径。