随着我国经济新常态的到来，我国的电力发展进入了一个全新的阶段。2015年3月，中共中央国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，拉开了我国新一轮电改的大幕。新电改着重要解决的是在经济新常态下电力“市场配置资源的决定性作用难以发挥。节能高效环保机组不能充分利用，弃水、弃风、弃光现象时有发生，个别地区窝电和缺电并存”等一系列电力发展中的问题。

三年以来，在经济新常态下的电力发展和体制改革都取得了一系列可喜的成果。我国电力从2014年底全国发电装机容量13.6亿千瓦，发电量5.5万亿千瓦时，上升到了2017年底的装机17.3亿千瓦，发电量近6.5万亿千瓦时，各项指标稳居世界第一。特别是以水电、核电、风电和光伏发电为主的非化石能源的发电比重，已经有了较大幅度的上升，能源结构正在不断的好转。

一、水电的机遇与挑战

具体到水电来看，新电改以来的变化更是巨大。截止到目前，我国的水电无论是建设水平、规模都是当之无愧的世界第一。然而，在取得了巨大成绩的同时，水电的发展也遭遇到了不少新的问题。新电改的前两年，由于经济增速的放缓，全国的用电增速一度降到了百分之一以下。我国的水电业和其他能源发电一样，经历了严酷的考验。首先，随着西南地区水电装机的惯性增长，弃水的问题日趋严重。其次，由于水电的弃水损失严重，一些水电企业经营出现困难，水电开发已经明显减速。

2016年，我国水电弃水的严重程度，已经接近损失掉了一个三峡。当时，我们业内人士眼睁睁看着严重的水电弃水，十分焦急。中国水力发电工程学会在组织专家调研的基础上，给国家有关部门上书反映问题，得到了中央领导的批示。因此，在2017年3月，比弃风、弃光更严重的弃水问题首次写进《政府工作报告》。随后，国家发改委、能源局多次组织专门调研，探讨解决弃水问题。并在此基础上，于2017年10月24日专门发布了《关于促进西南地区水电消纳的通知》（下称1830号文），针对西南地区弃水问题作出明确的要求和部署。一时间，解决西南水电消纳的问题成为业内关注焦点。

对于我国的水电来说，1830号文的发布绝对是重大的政策利好。其中既有“加强规划统筹，力争‘十三五’后期不再新增弃水问题” 等宏观要求；也有“加快输电通道建设，加快龙头水库建设”等具体措施；同时还有“调整富余水电消纳的价格机制，研究完善跨省跨区输配电价机制，制定鼓励水电消纳的节能绿色低碳政策”等重要的政策承诺。

更令人振奋的是，在1830号文发布仅仅半个月之后，国家发改委、能源局又发布了《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，第一次把解决弃水问题放在了解决可再生能源发展问题的首位，要求全面加快推进西南和“三北”地区可再生能源电力跨省跨区配置的输电通道规划和建设，优先建设以输送可再生能源为主且受端地区具有消纳市场空间的输电通道。

这些文件的出台，表明政府部门正在积极想办法解决《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》中提到的“弃水、弃风、弃光现象”（三弃问题）。不过，这些文件的具体落实却并不顺利。以1830号文中明确要求的“开工四川水电外送江西特高压直流输电工程”和《解决弃水弃风弃光问题实施方案》的通知中，点名强调的“加快推进四川水电第四回外送输电通道”的“雅中直流”建设为例，至今还存在着巨大的争议。通道的建设方四川电网要求尽快落实文件，而通道的落地点江西省，则明确表示无能力接受“雅中直流”的送电，因此，“雅中直流”迟迟未能开工建设。

贵州乌江梯级开发之构皮滩电站，奔腾的江水与云山云雾相互映衬

二、关于水电发展的典型争论

为此，支持和反对“雅中直流”的双方还在媒体上各抒己见，争论激烈。客观地说，争论的双方似乎都能在新电改的文件中找到理论依据。建设方可以强调，新电改的文件不仅明确要求减少“三弃现象”，而且还要求电网企业“依照规划认真落实可再生能源发电保障性收购制度”，没有可靠的送电通道，电改要求的这些任务怎么可能完成？反对方则认为，“发挥市场配置资源的决定性作用”是新电改的核心要义，政府部门文件的过多干预，不符合新电改的大方向。

笔者认为，之所以会出现这种多方争议的局面，是因为电力的改革和发展是多维度的。电力行业的供电保障（安全）和电源结构以及经济效益之间，存在着一种“不可能三角形”的关系。即：我们永远不可能在安全、结构和效益三个方面同时获得最优的结果，只能在三方面进行排序性的选择。一般来说，电力供应的安全问题总是首选项。而电力结构和效益之间的排序，则可能会根据经济环境的不同，而发生一些变化。目前，我们以让市场化手段配置资源为标志的体制改革，最直接、最有利的作用，往往会体现在效益方面。但是，每一次的电力改革，我们又不能不把保障电力安全和调整能源结构都作为重要的约束条件。

回顾我们从2002年开始的电力体制改革，很多人认为没有改革到位。厂网倒是分开了，但是，竞价上网等当初的改革目标却遥遥无期。有人认为这是由于决策层的改革决心不大，推进力度不够。但是，笔者则认为，最重要的问题是我们的电力体制改革，还不能确保在提高效益的同时，保障电力供应的安全。所以，改不下去，或者说改不彻底，都是必然的结果。这就是由电力体制改革具有的多维性的特点所决定的。三年前开始的新电改，其实也面临着同样的问题。我们的改革方向本来是要“发挥市场配置资源的决定性作用”，但是，在严重的弃水难题无法化解、我国能源结构的调整受到了巨大威胁的情况下，有关政府部门又不得不临时出台专门的文件，来加以弥补。

笔者认为，这次由“雅中直流”落地点产生的争论，决不是个别省份、企业的利益之争，而是反映出了我们整个电力行业改革发展的一个焦点问题。现在的中国经济进入了新常态，电力市场供大于求，供给侧的改革势在必行。在这种情况下，让本来仅有一点点价格优势的水电，加上上千公里的过网费去和当地的煤电竞争，无论如何也难获胜。这次“雅中直流”虽然有了政府文件的鼎力支持，但落实起来还是困难重重，其实背后的最根本原因还是经济效益。所以，事实证明光靠发文件解决西南水电的外送问题，已经难以奏效，最好想办法用市场机制解决问题。

构皮滩水电站内的大型吊装机

三、用市场手段解决水电发展的设想

如何才能按照新电改“发挥市场配置资源的决定性作用”的精神，把国家能源结构调整的要求，通过市场机制反映出来呢？笔者建议，为了能通过市场的手段让水电这种清洁的可再生的优势体现出来，我们现在完全可以考虑对燃煤发电征收碳排放税（或者说是碳排费，因为目前它还需要专款、专用），简称碳税方案。只有这样，才有可能在新一轮的电改中，用市场的语言反映出我们调整能源结构的目标，让我国积极发展水电的政策得以落实和延续。

征收碳税，用经济手段促进能源结构调整是我们电力体制改革的重要举措。然而，目前征收碳税的主要障碍是我国的煤电企业普遍都非常困难。不征收碳税的情况下煤电都难以盈利，如再额外征税，企业还怎么生存？不错，如果仅从每个企业来看，煤电企业确实是都挣扎在生存的边缘，一旦再征收碳税，基本上就活不下去了。但是，如果从我国煤电行业的总体上看，则未必如此。因为我国煤电行业效益低下的主要问题，是产能严重过剩造成的。如果能解决产能过剩，解决煤电机组的平均运行小时过低的难题，现行煤电的电价仍能担负起碳税。

粗略的估算，假定我国目前有10亿千瓦的煤电装机，平均运行小时数4200。按照1度电0.4元计算，全国燃煤电厂的售电总收入大约是16888亿元。如果我们根据能源转型的要求，不再把电力增长空间留给煤电的话，只要上网的电价保持不变，这个总收入是不会提高的，因为它是由用电市场的规模所决定的。由于这个总收入要分配给10亿装机，所以，造成的结果就是大家都吃不饱，而且都很困难。如果我们能封存、停产一部分（假设3亿）的煤电机组，只留下7亿左右的煤电机组正常生产，这样可以把煤电机组的平均运行小时数提高到6000以上。如此一来，对保持正常生产的煤电厂，大约能比目前提高42%的收入，去掉增加发电所增加的（按增收的70%计算）燃煤费用，至少应该增加13%左右的纯收入。此时，如果我们对这些电厂只加收10%左右的碳排放税，那么对保持正常运营的煤电企业来说，由于运行小时数提高了，实施碳税后不仅没有增加任何负担，反而还会增加一些盈利。

对那些被封存、停产的煤电厂，我们当然也不能不去考虑。解决的办法是把从那些正常运行的煤电厂收取到的碳排放税，划拨过来，维持封存停产电厂的基本需要。这样，从全国来看，煤电行业的总收入没有变化，只不过分配的方式变了，不再是平均分给每一个煤电厂，而是只分给一部分保持正常运行的电厂，然后通过征收碳税的方式，把增收的那部分拿回来，补贴给封存停产的电厂。这样做的好处是，既完成了对燃煤发电征收碳税，又没有增加整个煤电行业的实际负担。更重要的是，它可以起到用市场的手段抑制住现在各地煤电无序扩张的势头。同时，实现把社会用电需求的增长空间完全留给非化石能源的目标。

在具体实施碳税的过程中，应该首先封存那些新建和在建的煤电厂。因为这些煤电厂，还不存在需要安置大量下岗工人的难题（封存停产它们的代价最低）。然而，如果不采取措施，用不了多久，这些新建的煤电机组就会陆续加入目前已经极为紧张的电力市场，去稀释所有煤电企业的利润，同时也不可避免地要挤占非化石能源的发展空间。其次，即使对一些老煤电厂封存，虽然会有不少的富余劳动力需要重新安置，但这也未必都是坏事。我们一方面可以从所收取的碳税中对下岗转产的职工进行适当的补偿，同时，转产了的职工，如果能通过适当的再就业，多少也能再创造出一些额外的收入。这样，从总体上看（假定电力的市场规模和上网电价都保持不变）碳税改革后的结果，整个煤电行业的总收入，不仅没有减少，反而会略有增加。

四、征收碳税改革的意义重大

以上分析仅仅是对煤电行业本身的影响。从全局上看，这种碳税改革对于整个电力行业的作用就更重要了。一方面它体现出了我国能源革命、电力转型的大方向，另一方面可以实现把社会电力需求增长的空间，尽可能留给非化石能源。同时还能够从根本上解决各地的煤电无序增长、难以控制，西部清洁可再生的水电则必须要做到加上过网费之后还要比本地的煤电更便宜，才能破题。

当然，也可能有人会担心，煤电不发展了，能否满足我国未来电力需求的增长？笔者认为，这种担心暂时还没有必要。首先，我国的水、风、光等可再生能源的增长能力很强，只要政策到位，应该基本上可以满足我国社会电力需求的增长速度。前几年的电力发展曾经证明了这一点，只不过这几年由于电力市场没有保障，“三弃”严重，各种可再生能源都必须要降速发展罢了。其次，我国的核电在建规模也较大，电力需求的增长，也应该考虑到在建核电的市场空间。除此之外，我们控制煤电的方式，目前主要还是封存、停产，并没有销毁，必要时可以根据需要恢复生产。因此，保障电力供应的安全，在电力产能上完全不存在任何问题。

当前，要在减少煤电装机的情况下保证电力供应的安全，我们还需要加强调峰电源的建设。实际上，这是我们电力行业可持续发展的重要方向，我们未来的（以可再生能源为主）能源转型需要有大量的调峰电源做保障。建设足够的调峰电源（特别是技术成熟的抽水蓄能），是我国电力行业的短板之一。目前，大量产能过剩的煤电机组抑制了我国调峰电源的市场和发展空间，这非常不利于我国的能源转型和电力行业的可持续发展。应该尽快补上调峰电源建设不足的短板。有了足够的调峰电源，我们可以为煤电机组调峰，让煤电存量减少的同时效率更高、效益更好，为煤电逐步退出历史舞台创造条件。将来等煤电陆续转型、退出之后，为大量的间歇性的可再生能源调峰提供保障。最近，国家发改委、能源局也刚刚发布了加强调峰电源建设的文件，不言而喻，这是我们未来能源革命、电力转型发展的必要条件。

五、碳税有助于解决水电的矛盾

本文所提出的碳税的设想，对水电的发展到底能有什么作用？我们可以通过分析当前水电发展遭遇的典型事件（雅中直流建设）来体现。具体来看，目前江西省不肯接受“雅中直流”的送电，是完全可以理解的。因为他们已有大量经过国家正规核准的煤电即将陆续投产。雅中直流建成后的送电，必然要与陆续投产的煤电发生市场冲突。如果没有国家出台相应的政策，这个矛盾很难解决。反之，如果国家出台了煤电碳税的政策，江西的煤电厂可以有两种选择，一种是继续发电同时缴纳碳税；另一种是封存停产接受必要的经济补偿。“雅中直流”的落地电价，毕竟要比煤电加上碳税低。江西目前在建的一些煤电，即使建成投产之后，电价也没有竞争力（因为需要额外征收碳税）。相反，如果封存、停止建设一些建设中的（包括新建成的）煤电，不仅有了国家的政策依据，还有经济上的补偿。无论是对企业、还是政府都有可能会选择后者。也就是说，靠政府文件难以落实的“西电东送”的难题，完全可能通过“碳税”这种市场手段来解决。

最近，国家能源局发布的《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》中，也对“雅中直流”的建设施加了影响。配额要求江西省2018、2020年的可再生能源分别要达到23%和29.5%。这似乎是从另一方面推进江西接受“雅中直流”，肯定会有利于问题的解决。遗憾的是，这个考核办法，并没有解决江西已经在建设中的大量煤电厂的出路问题，因此，笔者认为：如能有碳税的配合，“配额”的落实就更有保障，也更加公平、合理。

结语

以上是笔者对水电如何利用新一轮的电力体制改革进一步发展的探讨。这里，笔者有必要解释一下，一篇探讨水电出路的文章，为什么很少谈到水电本身呢？的确如此，笔者认为：目前我国水电的问题，已经不是水电本身所能解决的。例如，国家出台的专门解决水电弃水的1830号等文件，对水电问题的分析、探讨、考虑，决不能说不够全面、不够深入，但至今仍是争议不断、难以落实。

站在电力体制改革的高度看，解决我国水电发展所面临的问题，必须要跳出就水电论水电的框框。因为，水电目前所遭遇到的发展困难，根源来自我国电力产能的严重过剩。追根寻源，目前我国电力产能的严重过剩，源于我们几年前就开始了电力转型的准备（大力发展各种可再生能源），但事到临头，又迟迟迈不开能源革命、电力转型的步子（如开启煤电逐步退出的进程）。因此，现在我们必须要想办法发挥出“市场配置资源的决定性作用”，积极推进电力行业的供给侧改革，利用电力体制改革的契机拉开我国能源革命、电力转型的大幕。

总之，关于我国水电还要不要发展、如何发展的探讨，绝不是仅仅要解决某些水电企业的生存、发展和效益的问题，而是事关我们国家乃至整个国际社会能源转型和可持续发展的关键。巴黎协定的各签署国都已经承诺，争取要在本世纪下半叶就实现净零碳排放。我们也是巴黎协定的签署国，留给我们能源转型的时间还有多少呢？

张博庭，中国水力发电工程学会副秘书长，教授、高级工程师，国内知名能源问题专家。长期从事水利问题研究、水利科普工作。在《人民日报》、新华网等发表过多篇科普文章。