新中国成立以来，电力行业发展与改革波澜壮阔。在2015年启动的新一轮电力体制改革中，云南成为全国首批电力体制改革综合试点及国家首批输配电价改革试点省份，2016年8月成立的昆明电力交易中心就是新一轮改革的标志性产物。

　　云南应该建设什么样的电力市场？电能作为一种发、供、用同时完成的特殊商品，“市场之手”在健全交易机制、平衡市场主体利益上如何发挥作用？改革的风险和代价如何降到最低？绿色能源又如何变为“金山银山”？围绕上述问题，记者日前专访了昆明电力交易中心有限责任公司总经理杨强。

　　“改革有阵痛，不改革是长痛”

　　每一段改革进程，都有鲜明的特点和闪光点。1978年改革开放之初，云南全省发电装机130万千瓦，到2018年底，云南全省发电装机9367万千瓦，是改革开放之初的72倍，以水电为主的清洁能源装机比例83.8%，清洁能源发电量比例93%，居全国前列，成为我国重要的西电东送基地和绿色能源基地，期间涌现出“鲁布革冲击”等诸多开先河的壮举。

　　电力行业的快速发展也带来了新问题。杨强说，“十二五”期间，澜沧江、金沙江流域大型梯级电站集中投产，全省发电装机年均增速高达17%，但同期全省全社会用电量年均增速仅8%，2015年更是出现了自改革开放以来的首次负增长，供大于求的矛盾日益突出。

　　在装机快速增长和用电增速放缓的双重压力下，云南自2013年开始出现弃水，火电利用小时也从2013年的3260小时逐年下滑至2016年的1264小时，火电企业经营举步维艰。回顾当时电力行业所面临的困境，一方面省内工业企业大量停产，开工率持续走低；另一方面电力无法消纳，电厂只能选择弃水或停机。

　　是继续按部就班，还是解放思想、寻找突破？这是摆在政府决策者和广大电力企业面前一道亟待解答的难题。形势所迫，云南电力行业才有了壮士断腕的决心，在全国率先开展电力市场化改革。

　　杨强介绍，根据中央精神，2014年汛期开始，云南省率先在电力领域推行市场化改革，2015年11月，云南省成为全国首批电力体制改革综合试点和输配电价改革试点。

　　“国外成熟电力市场已有30多年的历史，云南究竟应该建设什么样的电力市场？如何减少水电弃水？火电基本生存空间如何保障？市场主体之间的利益如何平衡？在市场建设之初，这些问题是大家讨论的焦点。”杨强说，但当时还没有任何一个成熟模式可以借鉴。

　　“云南电力市场建设形成今天的局面，关键在于市场主体的积极性和认可度，无论是发电侧还是用户侧，大家互利共赢，市场才有动力推进，这其中市场主体的培育非常关键。我国走了很多年计划经济的路线，改革之初，最大的瓶颈主要还是各方思想不解放、认识不统一，部分企业一时难以从传统的计划模式转变为市场模式，经历了改革的阵痛，对市场充满了迷茫。但各方始终以大局为重，通过招募组建成立了多股东电力交易机构和电力市场管理委员会，把各方最大限度地团结在改革的旗帜下。”杨强说。

　　在不懈努力下，云南电力市场形成了“电量稳步增长，电价保持稳定”的良好态势。

　　深入推进电力市场化改革，搭建了公开透明、功能完善、相对独立的交易服务平台——昆明电力交易中心，其中云南电网有限责任公司控股50%，以招募、竞争性谈判等方式确定电源企业、用户企业、配售电企业等参股，按自愿的原则共同发起成立。相关部门先后两次面向全国推广云南电力市场化交易的成功经验。2014年至今，省内发电企业和用户累计交易电量2642亿千瓦时，清洁能源交易电量占比、省内市场化率全国最高，为工业企业降低用电成本超过300亿元，有效促进了实体经济发展。

　　积极配合推进输配电价改革，国家发改委通过严格的成本监审，核减云南电网公司输配电成本每年31亿元，核定2016—2018年首个监管周期平均输配电价为0.146元/千瓦时，比原核定目录电价降低1.65分/千瓦时，从电网环节最大程度挖潜并降低了企业用电成本，目前云南平均输配电价在全国处于较低水平。

　　稳妥推进增量配电业务改革，积极鼓励社会资本参与增量配电投资业务，稳妥、有序推进国家批复的3个批次15个试点项目和永平工业园区试点项目，目前已有10个项目通过招标明确业主，6个项目已组建实体化的配售电公司。积极探索研究增量配电网价格机制，在全国首家细化测算增量配电网各用电类别、电压等级间的交叉补贴，提出交叉补贴标准建议，得到相关部门充分肯定和认可。