导读：甘肃电力市场面临着诸多困难和矛盾。一边弃风弃光严重，一边装机容量继续增长;一边电力装机过剩，一边高载能行业大量停产...本文想通过对甘肃省发用电市场现状和特征的梳理分析，进而对甘肃省开展直购电以及落实可再生能源全额保障性收购等方面做进一步探讨并提出相关建议。
一、甘肃省用电市场现状与特征
受宏观经济形势、地方经济发展状况及产业结构等因素影响，甘肃省用电量高速增长期结束;在“去产能”的大背景下，保持和恢复用电量面临严峻考验。2016年，甘肃省用电量面临“坍塌式”下滑风险，这种风险来源于其现有的产业结构。
一是用电量下滑态势明显。2014年，甘肃省全社会用电量年增长率仅2.1%，趋缓形势明显。2015年，甘肃省全社会用电量1099亿千瓦时，同比仅增长0.3%。2015年9月份至2016年5月份，用电量已连续9个月负增长，其中有5个月负增长幅度高于10%。2016年1至5月份，全社会用电量同比减少41亿千瓦时、负增长达8.82%;预计全年全社会用电量1000亿千瓦时左右。
二是高载能行业用电占比大。2015年，甘肃省一产、二产、三产和城乡居民生活用电量分别为44亿千瓦时、873亿千瓦时、104亿千瓦时和77亿千瓦时，占比分别为4%、79%、10%和7%。工业用电量中，八大高载能行业用电量占到了80%以上。钢铁、电解铝、铁合金等产能过剩严重，短期内难以化解，工业结构调整困难很大。三产和居民用电量虽然保持增长，但贡献率低;工业用电量特别是高载能用电量完全左右着全省用电量的起伏和走势。
三是外送受限且难以稳定增长。甘肃省目前没有点对点或点对网送出通道。通过银东送山东电量受制于计划分配以及不具有市场价格竞争优势，德宝为双向送电且净送出逐年减少，灵宝送华中通道送出能力小。另外，随着受电区域用电需求下降等原因，西北电网整体送出电量增长不多。甘肃省近年来外送电在110亿千瓦时至150千瓦时之间徘徊。
二、甘肃省发电市场现状与特征
近年来甘肃省装机容量增长过快，特别是大规模新能源基地建设发展迅猛;装机容量严重过剩等原因带来诸多问题，一方面弃风、弃光严重且一时难以解决，一方面常规火电利用小时急剧下降，已经出现资不抵债的“僵尸电厂”。2016年，在用电量大幅下滑的情况下，预计常规火电利用小时仅1000多小时，同时弃风、弃光现象难以缓解。
一是发电装机严重过剩。截止2016年5月底，甘肃省装机容量达4668万千瓦，其中：火电1930万千瓦、占41%;水电852万千瓦、占18%;风电1262万千瓦、占27%;太阳能623万千瓦、占13%。非水可再生能源装机占比达40%、发电量占比18%。2015年，甘肃电网最大用电负荷1303万千瓦，最大发电出力1628万千瓦;2016年一季度，甘肃电网最大用电负荷1185万千瓦，最大发电出力1553万千瓦;发电装机严重过剩。
二是优先发电电源装机占比大。供热期间，除770万千瓦常规火电机组以外，其他机组全是优先发电机组，优先发电机组容量3898万千瓦、占比达84%;非供热期间，优先发电机组容量3442万千瓦、占比达74%。
三是水电、火电发电负荷具有明显的季节性特征。汛期水电大发，火电只能按最小方式运行，公用火电开机负荷不到20%;取暖期间，季节性供热机组必须双机运行，水电减发后部分基荷由火电代替。水电发电量全年呈“凸”形线，火电发电量全年呈“凹”形线。
四是实时调峰和系统容量备用基本由公用火电机组承担。由于自备火电厂自发自用不参与调峰;丰水期在不能弃水的同时兼顾防汛，水电调峰能力差;枯水期为保证防凌安全，黄河梯级电站下泄水量减少且需要维持平稳，水电调峰能力也不强;调峰和备用的责任基本由公用火电机组承担。
五是受多重因素影响新能源机组发电受限严重。2015年甘肃弃风率39%、弃光率31%，新能源合计37%。主要原因是大规模基地式开发后存在就地消纳和送出难问题。据有关部门预测2016年新能源发电空间为200亿千瓦时，年度利用小时1061小时，同比减少80小时。甘肃省新能源开发速度和方式等倍受争议，其可持续健康发展的陷入困境。
三、甘肃省直购电有关问题的探讨
受用电量下滑、优先发电量占比大、发电负荷季节性特征以及电网安全约束等因素影响，甘肃省做大直购电规模受到限制。在“囚徒困境”条件下，甘肃省直购电等市场电量存在严重的恶性竞争。同时，直购电量过大的发电企业面临违约风险。直购电带来的问题、矛盾和缺陷日益显现。
一是直购电规模超限以及按年度开展直购电是造成2015年直购电合同完成率低且偏差电量大的主要原因。2015年，火电企业与准入用户签订年度直接交易电量274亿千瓦时。用户侧实际完成230亿千瓦时、占全社会用电量的21%;发电侧实际完成220亿千瓦时，占公用火电机组年发电量的49%;发、用两侧直购电偏差电量10亿千瓦时。出现这种情况的原因是：直购电规模受用电量、优先发电量、发电负荷季节性特征以及电网安全约束等限制。如果充分考虑优先发电量并按月度匹配开展直购电，有业内人士预测2015年直购电理论规模不超过150亿千瓦时。因此，新能源企业认为火电企业圈定直购电量挤占其发电空间。
二是甘肃省不具备大规模开展直购电的环境和条件。2016年，火电企业与准入用户签订年度直接交易电量188亿千瓦时，新能源与准入用户签订年度直接交易电量12.5亿千瓦时。公布的《2016年电力电量平衡分析公告》信息显示：2016年甘肃电网统调用电量920亿千瓦时。水电发电量300亿千瓦时，新能源发电量100亿千瓦时，自备电厂发电量150亿千瓦时，公用火电发电量370亿千瓦时(对应利用小时2582小时)，公用火电发电量剔除以热定电及安全约束电量后剩余202亿千瓦时。如果考虑保证旋转备用以满足高峰用电等调峰需求、或提高新能源省内消纳电量，并按发电负荷季节性特征逐月匹配开展直购电，有业内人士甚至认为2016年直购电理论规模为零。
三是新能源发电量预测分配需要科学严谨的界定。按照有关部门预测，2016年新能源总发电量空间为200亿千瓦时，其中：基数电量87.5亿千瓦时，直购电量12.5亿千瓦时，自备电厂发电权交易40亿千瓦时，外送电量60亿千瓦时。对此，新能源企业认为应当公开界定依据。同时，新能源企业认为弃风弃光严重、利用小时极低的情况下，参与直购电违背《国家能源局关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知》(国能监管〔2016〕39号)“鼓励超出可再生能源保障性利用小时数的发电量参与市场交易”的政策规定;对于自备电厂电量置换机制，国能监管〔2016〕39号也明确规定“引导拥有自备电厂的企业在当地负荷低谷期降低自备电厂发电出力，使用可再生能源电量，在负荷高峰期组织等量自备电厂电量上网。”因此，不是不分时段的事先进行简单地电量置换的做法也受到业界的质疑。
四是发电企业市场恶性竞争现象严重。近年来，甘肃省火电利用小时持续大幅下降并屡创新低;与此同时，在无基数直购电背景下，火电企业为了摆脱全年停产和无电可发的境地，相互之间在直购电市场、外送电市场上恶性竞价已经白热化。2016年，常规火电在平均利用小时仅1000多小时的情况下，直购电平均降价达8分/千瓦时以上，外送青海上网电价仅12.7分/千瓦时。与此同时，新能源在直购电、外送电、发电权等市场交易中出现集体“0”电价成交情况。
四、落实可再生能源全额保障性收购等必须处理好几个关系。
通过上述分析，不难得出甘肃省落实可再生能源全额保障性收购受制于众多客观条件限制。按照甘肃发用电结构的客观实际，要保障装机占比高达40%的非水可再生能源全额保障性收购小时数，需要具备什么样的外部条件?即便全省火电仅作为调峰电源、备用电源保障电网安全和电力平衡，最大限度让路新能源，能够实现多少可再生能源全额保障性收购小时数?新能源的最大发电空间有多少?新能源计划电量和市场电量如何划界?新能源省内发电量和外送电量如何界定?做为调峰电源、备用电源的火电企业的权益是否应当保障、如何保障?破解难题必须处理好以下几个关系并做好相关工作：
一是切实做好电力电量平衡预测。随着电力体制改革的进展，“计划+市场”的电力电量二元管理方式将长期存在。政府主管部门要切实组织做好电力电量平衡预测，处理好各类发电量之间的关系，这对实现安全、经济、清洁的电力供应至关重要，也是公开、公平、公正处理各方利益的一个基点。
二是切实留足新能源优先发电空间。在预测年度电力电量平衡、制定年(月)度优先发电计划时，要在保证系统调峰、调频、断面控制等电力系统安全稳定运行的条件下，最大限度的留足优先发电计划空间，优先安排可再生能源发电，尽可能的减少弃风弃光。在可再生能源保障性收购利用小时完不成的情况下，将火电企业所谓的发电权转让给新能源的做法，则从另一个侧面反映了没有留足新能源优先发电权，显然不合时宜。
三是合理确定新能源省内电量与外送电量、计划电量与市场电量的关系。新能源省内电量与外送电量、计划电量与市场电量的各项边界条件、勾稽关系既要符合电力平衡特性等客观实际，又要符合相关政策要求。要防止人为做大新能源外送电量、市场电量，但实际上又不能增加新能源总发电量的情况。
四是处理好落实可再生能源全额保障性收购利用小时数与直购电规模的关系。直购电属于市场电量，要结合电力电量平衡预测以及年度优先发电计划等科学合理的确定直购电规模，防止人为做大直购电规模引起市场电量挤占优先发电空间，进而影响可再生能源全额保障性收购利用小时的落实。
五是处理好权益保障和利益协调问题。在最大限度地落实可再生能源发电全额保障性收购的同时，尽快建立和完善调度运行机制、调峰补偿机制，妥善处理好可再生能源保障性收购、调峰机组优先发电和辅助服务市场之间的关系。在确保电力系统安全可靠的前提下，实现清洁、高效、经济、可持续发展。同时，在建立完善调峰补偿机制，加大调峰补偿力度的基础上，建议采取“两部制”电价机制，保障做为调峰电源、备用电源的火电机组权益。
六是立足实际，实事求是地制定甘肃省可再生能源全额保障性收购电量范围和利用小时数。《国家发展改革委 国家能源局关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》(发改能源〔2016〕1150号)规定：甘肃省风电保障性收购利用小时数为1800小时，甘肃省光伏发电Ⅰ类资源区、Ⅱ类资源区保障性收购利用小时数分别为1500小时、1400小时，这一规定短期内不具备实现的客观条件。建议立足实际，实事求是地制定甘肃省可再生能源全额保障性收购电量范围和利用小时数。否则发改能源〔2016〕625号和发改能源〔2016〕1150号两个文件的落实将遇到难以调和的矛盾，甚至可能不了了之。
七是加快区域现代电力市场建设步伐，尽快建立“中长期+现货”的现代电力市场模式，促进可再生能源消纳。逐步建立以中长期交易为主规避风险、以现货交易为补充发现价格，交易品种齐全、功能完善的现代电力市场机制，通过完善的电力市场机制促进可再生能源的消纳，这一点国外成功的经验可以借鉴。同时，加快西北区域以及跨区域电力市场建设步伐，消除省际间电力市场壁垒，促进可再生能源更大范围的消纳，减少弃风弃光。
