2020-07-08 08:42:21 中国电力企业管理

随着甘肃省新能源规模不断扩大，省内装机规模远超本地消纳能力。目前，甘肃省新能源装机的占比达到省内总装机的42%，发电量接近总发电量的25%，在全国已处于领先水平。同时，火电也已经从产能过剩的结局走向市场化的开篇，让所有火电都生存下来早已成了伪命题。但火电的合理存续与健康发展，不仅涉及行业利益，也关乎电力产业全链条的协调与稳定。在电量供大于求的市场环境中，必然会有一部分落后产能退出市场，如何做好落后产能的退出机制，保证剩余存量火电高质量地生存下去，形成新的供需关系，让其发挥真正的价值，是目前甘肃省面临的迫切问题。

甘肃电力供需情况

省内发用电情况

截至2019年，甘肃省全口径装机容量5267.98万千瓦。其中火电装机2104万千瓦，占比39.9%；水电装机943万千瓦，占比17.9%；新能源装机2221万千瓦，占比42.2%。新能源超出火电装机容量117万千瓦，成为省内第一大电源。

全省用电量完成1288亿千瓦时，发电量完成1659.38亿千瓦时，装机容量与用电负荷比为3.5∶1。其中火电完成816.7亿千瓦时，水电完成496亿千瓦时，风电完成234.78亿千瓦时，光电完成118.22亿千瓦时。甘肃电网净送电量371.33亿千瓦时。

火电面临的形势

火电是保障甘肃省电力供应的基础性电源。近年来，受经济和用电增速放缓，新能源装机快速增长，电力电量严重富余，煤炭价格居高不下，上网电价下降，电量管理政策调整等多重因素影响，火电生产经营困难加剧、亏损面和亏损额不断扩大，甘肃省火电行业生存与发展形势较为严峻。

截至2018年底，甘肃火电企业整体累计亏损达160多亿元，75%的火电企业资产负债率高于100%，全省火电企业负债总额增加50.26亿元，火电正面临生死考验。

甘肃省内火电机组现状

煤炭吃紧对火电的影响。甘肃拥有风资源的天然优势，也有着煤炭资源相对匮乏的劣势。目前甘肃电煤年需求量保持在7000万吨上下，主要由靖远、窑街、华亭三大煤矿供应，供应不足部分通过相邻的新疆及宁夏补足。而近几年自宁夏陆续开展煤化工以来，煤炭的外送量明显下降，同时随着新疆用电负荷逐年攀升，甘肃煤炭的保有量始终吃紧。因此，火电机组的后续发展应充分考虑高参数大容量的环保节能机组及保民生的供热机组优先发电，能耗高、指标差的机组应按照时间节点开展机组的优胜劣汰。

平衡热电联产与纯凝机组的发电关系。甘肃火电机组中，热电联产机组的装机容量占比近58%，受保证供热及电网安全约束的影响，省内火电机组全年开机方式基本固定，日前开机优化空间很小；在11月到次年3月供暖季，即使火电全开，也还存在容量不足的情况。由于热电联产机组的供热效益不能通过市场化机制回收，只能通过电量交易获得利润来实现“以电养热”，因此，热电联产与纯凝机组的发电关系无法得到保障和平衡。

如何真正发挥“以热定电”的作用。在电源侧竞争替代日趋白热化的当下，大量火电机组进行了热电联产改造，试图在“以热定电”和“保供热”的名义下，争取更多的电量保障生存，然而，这不仅挤占了其他电源合理的电量空间，同时对系统灵活性调节造成更大阻碍，进而形成再一次的恶性循环。如何真正发挥“以热定电”的作用，让其最大限度满足城市供热，让伪供热机组退出供热市场，同时对灵活性改造后的机组发挥其真正调峰作用，这才是火电后续生存的意义所在。

对于以高载能为支柱产业的甘肃而言，火电机组对电价的承受能力是有限的。以电力和高载能产业作为经济支柱的中西部地区，通过加大省间外送电来提高利用小时数，已成为公用火电企业共同的“自救”出路。任何一个企业的生存都要保证现金流，但持续走高的煤价无法通过电价疏导，这是火电企业普遍亏损的根源，尽管增加了利用小时数，但是利润却很低，发的越多亏的越多。

鉴于以上，甘肃省后期大力发展火电是没有必要的，如要发展火电新增装机，应综合考量省内新能源装机的发展，做好新能源调峰、保障、支撑作用。

甘肃火电的发展与展望

未来能源发展的趋势是大力发展清洁能源，虽然火电的比重逐年下降，但当前仍然占比最大。而我国的资源禀赋决定了短期内一次能源仍主要靠煤炭，而风电光伏的发展没有大规模储能的配合，也要靠火电的调节才能大规模发展。因此，为保障社会经济对电能供应的总量需要，火电仍是主力电源。

当前及今后一段时期，电力系统平衡主要靠火电。在现行储能技术还未实现大规模工业化生产之前，电力系统的调峰主要靠火电。无论在何种电源结构或供需关系中，“安全”都是先于“清洁”和“经济”的首要条件。水电的汛枯期、风电大发期导致调峰缺口，随着可再生能源大幅度发展，部分机组不但不具备调节能力，还与用电负荷形成负相关趋势，促使火电以“转定位”、“去产能”来回应和配合转型发展的要求。因此需淘汰落后火电机组，发展一部分可与新能源配套的新建机组承担托底作用。

从主角逐渐向配角转型。以发电为主的经营发展理念需要转变，今后火电企业的使命不再是发更多的电量，而是如何更好地调峰，让可再生能源最大限度地少弃风弃光，使电力系统更多地消纳可再生能源。按照这个定位，需要降低对煤电机组利用小时的预期，通过调峰补偿的方式调高火电的经济效益。

建立火电机组暂时退出市场机制。受省内电力供大于需，新能源并网规模激增，外送通道受限等综合因素影响，火电机组发电空间不断受到“挤压”，利用小时“断崖式”下跌。为化解甘肃省火电行业过剩产能，推动火电企业实现脱困发展，应建立火电机组暂时退出机制，在市场倒逼的情况下由火电企业自主决策火电机组的封存和退出。

引导产能指标转让。正确处理火电的需求与供应、存量与增量、上游与下游的关系。严控火电新增机组，新增煤电项目必须与现役火电机组进行产能等量置换作为项目上马的前提，以此促进火电机组结构优化，有力有序防范和化解煤电产能过剩。

甘肃能源行业展望

新能源产业是体现国家战略的新兴产业，清洁化、市场化已经成为现阶段以及未来我国能源系统发展的必然，对中国经济的长期持续发展，以及在国际产业竞争中占据主导型地位，都有着重要意义。

在市场化改革的当下，资源禀赋和成本优势已成为“适者生存”的决定性因素。因装机结构的典型性以及消纳能力的特殊性，甘肃成为西部清洁能源“大基地”的代表，因此大力发展风光发电、多能互补新型能源、抽水蓄能等清洁能源是未来发展的重要方向。而目前，甘肃电力市场对新能源来说，清洁性与经济性矛盾较为突出。

一是无论是清洁能源消纳配额权重还是配套的绿证，对于新能源的消纳和外部成本的体现都没有实质性的推动作用。在目前供大于求的环境下，无论是火电还是新能源，都在买方市场里依靠低价换电量，这样火电和新能源的生存都面临考验,多数新能源企业已处于亏损状态。建议针对配额制和配套绿证，出台具有指导性和可操作性的意见，推动新能源实质性的消纳。

二是为了促进新能源的消纳，甘肃成为首批8个现货试点之一，通过跨区现货和省内现货交易，在新能源大发期间以购买火电指标的方式，尽可能增加新能源的发电小时数以降低弃风弃光率和增加火电转让指标的补偿。但在以消纳更多新能源为目标的单边现货市场交易中，与中长期合约相比，水电和新能源实际上承担着较大的经济损失，反而得不偿失。

三是甘肃作为新能源的输出大省，为积极响应国家政策，一边通过风火打捆争取跨省跨区外送电量，以减少弃风弃光，同时增加火电利用小时数；一边因实施的深度调峰市场中，调峰成本无法有效疏导，进而挤占不具调峰能力电厂及新能源的利益。2019年1~10月，甘肃新能源承担深调费用共计8亿元，其中省内分摊6.36亿元，西北电网省间分摊1.64亿元。受高额深调费用分摊及“两个细则”的考核，新能源电价被拉低近60元/兆瓦时。新能源既是能源的输出方，又是调峰的购买方，双重降价导致新能源已开始全面亏损，生存压力进一步加剧。新能源省内及省间调峰辅助服务分摊金额过大，对综合电价的负向拉动影响较大，建议出台相关政策适度减少或取消部分分摊费用。

四是2018年6月12日，甘肃省人民政府办公厅印发《甘肃省清洁能源产业发展专项行动计划的通知》（甘政办发[2018]96号），通知要求“2018年完成新能源保障性收购电量137亿千瓦时。预计2020年完成国家规定的新能源保障性收购小时数”。目前甘肃新能源参与了现行电力体制改革中所产生的所有交易品种，为所有电源中参与交易最为全面的交易主体，市场电量继续挤占保障性收购电量，造成“量升价跌”的局面。截至2019年新能源保障小时数全省平均只有522小时，加之补贴严重滞后，新能源企业经营困难，现金流已出现问题。建议在2019年甘肃省新能源保障性收购电量的基础上，结合全省全社会用电量情况，提高2020年度的新能源保障性收购电量，确保配额指标尽可能接近国家《关于实行可再生能源电力配额制的通知》中的要求。