“大胆设想、小心求证”

　　推进市场化改革“对改革进程中已经出现和可能出现的问题，困难要一个一个克服，问题要一个一个解决，既敢于出招又善于应招，做到‘蹄疾而步稳’。”杨强认为，用这句话来形容云南电力市场的建设之路最为贴切。

　　2014年，云南迈出电力市场化改革的第一步，当时针对汛期水电富余和工业开工不足的两大痛点，推动214家重点工业企业与9家水电厂开展汛期富余水电交易，成效明显；2015年，交易周期扩展到全年，还开展水火发电权转让交易；2016年，云南电力市场正式确立“中长期交易为主，日前短期交易为补充”的市场模式，全省全部大工业用户全电量放开参与市场，并率先引入日前电量交易。

　　2017年至2018年，云南重点解决市场效率提升的问题，创新设计了连续挂牌、双边合同互保、用户侧合约转让等交易品种，鼓励市场主体按“基准价格+浮动机制”签订双边合约，以规避价格波动风险。2017年交易电量703亿千瓦时，2018年交易电量850.99亿千瓦时，同比增长21.03%；全省西电东送电量完成1380.5亿千瓦时，较年度计划增送265.03亿千瓦时；全网发电量2804.5亿千瓦时，同比增长超过12.89%，综合减少弃水328亿千瓦时，全网清洁能源发电量占比93%。

　　在开展省内市场建设的同时，云南充分发挥南方电网大平台的优势，配合广州电力交易中心建设了跨省跨区交易市场，按照“计划+市场”的模式，实现云南优质电力资源在更大范围的优化配置。

　　杨强说，回顾云南电力市场化改革的历程，两个特点非常鲜明：一是始终紧抓“牛鼻子”，市场初期的重点是解决水电富余和工业降成本的问题，后期的重点主要是提高市场自身效率的问题，一步一个脚印不断推进市场建设。二是注重机制设计，能够通过“机制”解决的，绝不人为干预。

　　改革并非一帆风顺。进入“十二五”以来，随着电力产能明显供大于求的阶段性矛盾突出和西南弃水问题久治未愈，关停云南省内火电机组的呼声不绝于耳。

　　杨强认为，云南省内火电装机占全省总装机容量虽然不到两成，但这样的观点未免有些激进，而且违背了电力发展的规律，对于“靠天吃饭”的水电行业来说，都需要火电作为备用容量进行调峰。

　　“对此，我们首次引入火电长期备用补偿机制，每年提取并分配火电长期备用补偿资金20亿元左右，在火电发电平均利用小时仅1200小时左右的情况下，实现火电企业整体不增亏，创造性地解决了火电长期备用的设备运维和基本生存问题。”杨强说。

　　还有一些人认为，各地实施电改以来基本表现为电价下调，改革“就是一味降价，对发电企业不公平”。杨强对此认为，云南改革各方都充分认识到，不合理的低价一方面直接恶化发电企业的经营环境，另一方面也将导致部分用户过度依赖用电成本的下降，而不利于用户核心竞争力的提升。因此云南设置了长协价格运行的绿色区间，处于区间范围内时价格完全由市场自主形成，2017年云南绝大部分发电企业实现盈利或减亏，发电与用电行业共同实现健康可持续发展。

　　通过电力市场化改革，有效激发了实体经济活力，为云南工业经济转型升级起到了重要支撑作用。统计显示，2017年主要用电行业平均开工率58.2%，同比增长7.1个百分点；2018年全年平均开工率进一步增加至61.42%，同时实现了发电量逐年增加、弃水电量逐年减少。

　　云南绿色优质的电力资源和完善的电力市场机制，还吸引众多清洁载能企业纷纷落户云南，为云南省布局水电铝材一体化、水电硅材一体化产业链，全力打造世界一流的“绿色能源牌”创造强力支撑。在新动能的带动下，云南电力工业再次驶入发展快车道，电力占规模以上工业增加值的比例由2014年的14.4%逐年增加至2018年前10月的20.6%，并有望在2020年成为云南第一大支柱产业。