《中国电力企业管理》：请您介绍一下目前公司的发展经营现状。
彭鹏：从1999年至2013年，贵州乌江水电开发有限责任公司（简称乌江公司）按照“流域、梯级、滚动、综合”的开发方针，抢抓西部大开发和“西电东送”的历史机遇，累计投入资金440亿元，成功开发完成了乌江干流贵州境内河段梯级电站。
目前，乌江公司现有水电装机869.5万千瓦，年发电能力达300亿千瓦时，所属电站均是“西电东送”的重要骨干电源点，占贵州省统调水电装机容量的71%。乌江公司最大储蓄水能可达110亿千瓦时，占全省水电蓄能的79.3%。通过梯级联合调度，可充分利用储能对电力进行时间和空间上的再分配，对区域电网起到调蓄作用，是贵州电网调峰、调频的重要支撑。
2016年，乌江公司水电完成发电量295.85亿千瓦时，年缴纳税费26.42亿元，有力支持和带动了区域的经济发展，切实履行了央企的社会责任。
近年来，受电力行业整体供大于求、市场交易大幅让利等因素影响，乌江公司总体生产经营形势日趋严峻，火电及新能源等板块严峻的市场形势也对水电产业的发展造成了长期和深远的影响。
一是盈利能力低于行业平均水平。近五年来，乌江公司水电平均（不含税）上网电价0.2430元/千瓦时，平均度电成本0.2117元/千瓦时，度电利润为3.13分/千瓦时，扣除所得税后，总资产收益率仅1.05%，平均净资产收益率5.99%，相比行业测算内部净资产收益率8%低2.01个百分点。
二是固定成本占比高。乌江公司水电年平均成本中，财务费用、折旧费、修理费、材料费等固定成本占比达到90%。较明显地体现出水电运营成本低，但建设投资金额巨大，需通过后续的长周期经营逐步回收等特点。
三是水电电价明显低于周边省区。乌江流域梯级水电站平均上网电价为0.2926元/千瓦时，低于周边同类型水电电价（广西龙滩0.307元/千瓦时，云南小湾0.30元/千瓦时，重庆彭水0.32元/千瓦时）。2016年，乌江公司水电承担“西电东送”分摊电量达148.34亿千瓦时，该部分电价较现行电价低0.0276元/千瓦时，直接影响乌江公司经营效益。
《中国电力企业管理》：目前水电发展面临什么形势，存在哪些问题？
彭鹏：近三年来，受厄尔尼诺现象影响，贵州区域来水情况一直偏好，乌江公司作为贵州省最大的发电集团也从中获益良多，连续三年盈利，为贵州省经济社会发展和股东方权益作出了积极的贡献。但随着移民调概及通航工程垫付资金的不断加大、库区环保治理资金的不断投入以及天然来水的不确定性，乌江公司水电生产经营前景不容乐观。目前来看，主要存在以下几方面的问题：
一是移民调概及通航工程增加投资未能合理疏导。根据《国家发展改革委办公厅关于贵州乌江洪家渡水电站建设征地移民遗留问题处理意见的复函》，以及省发改委对乌江公司所属索风营、构皮滩、思林和沙沱四家水电站有关建设征地移民安置概算调整报告的批复，乌江公司所属四家水电站在处理移民工作中后期追加投资共计47.63亿元，目前已垫付34亿元。按此批复测算，需在乌江公司现行水电平均电价基础上提升0.0545元/千瓦时加以疏导。此外，构皮滩、思林、沙沱通航工程概算共计43.77亿元，按25年经营期对此项费用进行分摊，需在乌江公司现行水电平均电价基础上疏导0.0267元/千瓦时。根据国家政策，因概算上调新增的投入应通过上调电价进行补偿，目前以上新增投资均未通过电价落实。
二是乌江流域规划变更对企业经营造成较大影响。乌江流域水电资源经过近二十年的开发，资源状况随着开发深度、利用领域的改变发生了不可逆转的变化。根据《贵州省水利建设生态建设石漠化治理综合规划》（简称三位一体规划），至2020年，贵州将重点建设约521处骨干水源工程，以提高水资源调配能力，保障城乡安全饮水。整个流域的水能资源受上述影响将持续减少。经贵阳勘测设计院分析，2030年黔中水利枢纽建成后取水量将达到7.4亿立方米，减少乌江梯级电量约10.54亿千瓦时；夹岩水利枢纽工程2030年取水量将达到7.01亿立方米，减少乌江梯级电量7.49亿千瓦时；三位一体中小型工程2020年取水量20.86亿立方米，减少乌江梯级电量11.85亿千瓦时。
三是乌江流域来水不确定性导致水电经营风险较大。一方面，乌江流域来水呈现周期性波动。从1951～2006年间的水文资料来看，乌江流域年来水径流量超过多年平均值的年份只有27年，即高于多年平均的来水概率不超过50%。从近十年来水偏好的周期盈利水平来看，乌江公司亏损年份也达到了30%，乌江水电盈利水平具有较强的不确定性。从当前水情的快速消落情况来看，虽然近几年的来水情况较好，但本轮来水周期基本已经结束，未来几年都有可能出现枯水年份，届时乌江公司有可能出现大幅亏损。
另一方面，乌江流域来水完全依赖于天然降雨。有别于云南省水电长年有雪山融雪径流支撑的情况，乌江流域“靠天吃饭”的特性决定了企业盈亏不可控的特点。历年来乌江水电按照“丰存枯用”的原则，滚动投入数百亿元进行乌江流域梯级电站的开发建设，执行“同网不同价”的水电低电价政策，以此来承担贵州省绝大部分的交叉补贴，为贵州的工业强省战略和惠民生政策实施作出了卓有成效的贡献。现阶段，政府并没有针对贵州水情不连续的特性建立相应的补偿或平衡机制，一切来水风险均由乌江公司独自承担。
四是“西电东送”省内输配电价大幅降低水电收入。根据贵州省发展改革委《关于西电东送省内部分输电价格有关问题的通知》（黔发改价格〔2016〕1533号）、《关于明确2016年西电东送电量分配有关事宜的通知》（黔经信运行〔2016〕47号）等文件精神，水电分担的“西电东送”电量，将在水电批复上网电价的基础上扣减0.0276元/千瓦时。若按以上文件执行测算，相当于乌江流域所有水电站的上网电价将下调0.013元/千瓦时以上。
综合以上因素，2017年乌江公司水电预算发电量仅230亿千瓦时（按2016年来水），电价执行现行批复电价，水电经营仅能维持零利润状态。
《中国电力企业管理》：为促进西南水电健康发展，您有哪些建议？
彭鹏：要解决西南水电存在的电源规模与电网送出不够配套、政策措施和市场机制不够完善等突出矛盾和问题，需要国家在政策、体制、机制等方面予以完善。
一是保障水电按政府定价全额收购。水电属于二类优先保障资源，应享受政府定价或同等优先发电原则，主要承担保障居民、社会公益事业用电。乌江流域梯级电站电价按照经营期电价法进行测算，经政府价格主管部门审批后执行，与输配电价的测算审批流程一致，因此应严格执行国家批复电价。而现行上网电价未对移民及通航设施建设的新增投资进行疏导，大幅增加的运营成本无法冲抵，使水电项目的合理收益无法得到保障，不利于水电行业的可持续健康发展。
二是合理健全体制机制。水电电价形成有其自身的长周期机制，希望国家有关部委和政府部门在出台相关政策时，充分考虑贵州水电建设新增投资尚未得到电价疏导的客观情况，合理完善煤电联动水火互济运行机制，并解决水电企业存在的资金垫付问题。
三是建议有关部门建立针对贵州水电来水不确定性的风险防控机制。按“丰水期盈利+省级财政投入”的方式，探索开展降水发电指数商业保险；当天气极度干旱、降雨量不足、发电量和收入低于预期时，通过保险赔付的方式弥补水电企业部分收入损失。
（本文刊载于《中国电力企业管理》2017年5期，作者系本刊记者）
