甘肅省電力市場現狀分析

楊培杰

（甘肅大唐國際連城發(fā)電有限責任公司，蘭州730332）

1 引言

甘肅省電力的工業(yè)歷史可追溯到20世紀初,從1909年蘭州織呢局用一臺直流發(fā)電機組，點亮第一盞電燈起,甘肅電力從無到有,從小到大,是西北地區(qū)最早有電的城市之一。

新中國成立后,以全國第一座百萬千瓦大型水利樞紐工程——劉家峽水電站1958年開工建設為標志,第一臺22.5萬千瓦機組于1969年3月投入運行到第一座百萬千瓦發(fā)電廠的建成,迎來了甘肅電力工業(yè)蓬勃發(fā)展的新紀元。

2002年電力體制改革迎來了甘肅省又一次電力裝機增長高峰，隨著各發(fā)電集團陸續(xù)在甘肅省成立管理公司后，全省火電、水電、新能源等各類發(fā)電設備裝機進入高速增長期，連續(xù)多年保持2位數的增長，至2018年末已達5113萬千瓦，預計“十三五”末甘肅省電力裝機容量將達5800萬千瓦，其中新能源裝機容量有望達2500萬千瓦。新能源從2009年開始發(fā)展,發(fā)電設備裝機飛速增長。其中，風電從2009年的80萬千瓦增長到2010年155萬千瓦,到2011年555萬千瓦,到2018年增加至1008萬千瓦；光伏發(fā)電裝機也從2011年的7萬千瓦,經過7年的高速增長，發(fā)展到當前的839萬千瓦。

2 甘肅省電力供需特征

2.1 甘肅電力產能嚴重過剩

甘肅省以以原材料加工為主的工業(yè)結構偏重，高載能行業(yè)用電左右著全省用電量的起伏和走勢。2018年，甘肅電網最大用電負荷1513萬千瓦（12月份）,最大發(fā)電出力2206萬千瓦（8月份）,最大發(fā)電能力僅為裝機容量的43.14%?？傃b機是最大用電負荷的3倍多，甘肅電網電量平衡盈余很大,棄風、棄光問題突出和常規(guī)火電機組無電可發(fā)的現象并存；系統調峰資源不足，調節(jié)靈活性欠缺，電網調度運行方式安排困難。被國家能源局列入煤電規(guī)劃建設風險紅色預警、風電投資監(jiān)測紅色預警、光伏電站開發(fā)紅色預警區(qū)域。

2.2 季節(jié)性特征明顯

甘肅的新能源發(fā)電設備靠天吃飯，長周期發(fā)電量變化不明顯；甘肅水電、火電發(fā)電負荷具有明顯的季節(jié)性特征：汛期水電大發(fā)，火電只能按最小方式運行；供暖期間，季節(jié)性供熱機組必須“以熱定電”運行，水電隨著來水減少和黃河水利委員會的調控，發(fā)電量全年呈“凸”形曲線，減發(fā)部分基荷由火電代替,火電發(fā)電量全年呈“凹”形曲線，并隨著用電和外送需求變化波動。

2.3 火電利用小時低下

在新能源優(yōu)先和水電不棄水的調度原則下,省內優(yōu)先發(fā)電量大于省內發(fā)電空間，除安全約束、調峰調頻、保供熱電量等一類優(yōu)先發(fā)電量外，火電機組再無省內發(fā)電空間，純凝機組省內發(fā)電空間為零，火電機組面臨無電可發(fā)的境地，甘肅火電利用小持續(xù)下跌，2009年跌破5000小時，2014年跌破4000小時，2017年3510小時(其中公用火電僅2619小時)。

2.4 冬季電煤保障困難

甘肅煤炭供應缺口大。年煤炭產能4000萬噸，年煤炭消耗5700萬噸；年外銷煤炭1800萬噸，外購3500萬噸。年電煤消耗3700萬噸，其中，省內煤業(yè)供應1600萬噸，需從外省區(qū)調進約2100萬噸，省內自給率僅有43%左右。特別是冬季,供暖搶占市場煤和運輸道路受限,電煤供應壓力加劇。

3 甘肅省省內市場化交易電量

甘肅省內電量分為：基數電量，發(fā)電權交易和大用戶直購電量。市場化交易的電量品種主力軍目前是直購電,后續(xù)還將推出現貨交易。

3.1 基數電量

甘肅省工信委安排電力電量平衡及優(yōu)先發(fā)電權時，根據保障民生，新能源優(yōu)先和電網安全約束等邊界條件，確定火電最小運行方式下各類型發(fā)電設備標桿電價的電量。

3.2 發(fā)電權交易

發(fā)電權交易是為了釋放新能源富裕發(fā)電能力開展的置換火電發(fā)電量交易。具體操作是自備電廠停用部分機組，將發(fā)電量指標以一定的交易價格置換給新能源企業(yè)代發(fā),保持省內發(fā)用電計劃平衡的同時,增加再生能源發(fā)電設備利用率。2018年置換26.18億千瓦時；2019年共計劃轉移67.25億千瓦時,釋放更多的新能源發(fā)電能力。

3.3 甘肅省歷年直購電交易

2014年利用部分企業(yè)24.21億千瓦時增量電量啟動直購電作為試點。真正意義的放開直購電是從2015年正式開始，在開展大用戶直購電以來的四個年度，隨著準入用戶的不斷放開，直購電電量和參與發(fā)電類型在逐年增加。

表1 2015—2019年省內電力交易量單位：億千瓦時

4 甘肅省開展跨省電力市場交易

4.1 甘肅省外送電通道情況

甘肅電網位于西北電網中心，從西北地區(qū)網架結構看，甘肅處于“四室一廳”中間位置，與周邊陜西、青海、寧夏、新疆間已形成18回750千伏、9回330千伏高壓交流輸電線路聯網,電力交換能力達到1600萬千瓦/小時。

目前，甘肅可以利用的外送通道主要有8個：一是通過甘肅祁韶直流點對點送湖南；二是借道新疆天中直流送河南；三是通過寧夏靈紹直流送浙江；四是通過寧夏銀東直流外送山東；五是通過昭沂直流（內蒙-山東）外送山東；六是通過靈寶、德寶直流送華中；七是通過甘青聯絡線外送青海；八是通過柴拉直流外送西藏。后續(xù)還將增加新疆昌吉—安徽古泉±1100千伏特高壓直流輸電線路。

甘肅省可利用的通道輸送能力500～700萬千瓦/小時，全年可輸送電量空間400～560億千瓦時。

4.2 甘肅省近年跨省電力交易情況

“十一五”期間甘肅省外送電交易電量開始起步。甘肅省外送電量真正啟動始于2007年，西北電力交易中心成立后組織開展電力交易，在此以前，省間偏差電量進行物理量的借與還，省間年度不平衡電量作為外送電量由調度代為結算，各廠按比例分配增量。隨著多條超高壓以及特高壓輸送通道建成，西北電網跨省區(qū)外送電交易開始提速，甘肅省外送電交易規(guī)模開始擴大。

自2007年國家批準在甘肅酒泉地區(qū)建立國內首個千萬千瓦級風電基地以來，十余年期間,甘肅新能源裝機發(fā)展迅猛，同時甘肅電網也得到快速發(fā)展。目前已經形成了典型的送端電網。西北區(qū)域電網同時開始了電力交易平臺的建設組織西北各省開展跨省跨區(qū)電力交易,交易電量逐年增加,2011年當年甘肅省凈外送電量超過100億千瓦時，2013年起，新能源開始參與外送電市場，隨著祁韶直流2017年下半年投運正常，2018年外送電量又上一臺階。預測2019年甘肅省外送電量可達到450億千瓦時，

表2 近年來甘肅省外送交易電量、電價統計單位：億千瓦時、元/兆瓦時

4.3 甘肅省電力外送通道建設情況

2017年6月，甘肅省第一條點對點外送通道祁韶直流線路投運，受穩(wěn)態(tài)過電壓限制，輸送能力為340萬千瓦/小時，不足設計值的一半。

2018年6月，祁韶直流配套兩臺調相機投運，送電能力提高至400萬千瓦/小時，年度送電能力達320億千瓦時。

2020年3月，配套的甘肅常樂電廠兩臺百萬火電機組投運，直流輸電能力穩(wěn)定至設計值800萬千瓦/小時，年度送電能力達630億千瓦時。

5 未來電力市場形勢分析

5.1 政策推進甘肅市場電量增長

隨著國家環(huán)保政策標準的不斷提升和新能源配額制的推進，火電裝機大省和風光新能源裝機不足配額值的省份將從新能源富裕的甘肅、內蒙等地購電，外送通道負荷穩(wěn)定性要求，利用和發(fā)揮甘肅發(fā)電裝機結構特點與優(yōu)勢,必須進行火電配比進行打捆外送。

5.2 棄風棄光率指標的需求

甘肅電網新能源棄風棄光情況自2014年后逐年增加，2016年達到最高；從2017年開始，在加大新能源跨省區(qū)消納等政策支持下，新能源棄風棄光矛盾有效緩解，但仍然是全國棄風棄光最為嚴重的地區(qū)之一。為響應國家雙降的要求，必須大力推進新能源電量直購與外送。

表3 甘肅省棄風棄光情況統計單位：億千瓦時、小時

5.3 外送通道輸送電能的需求

甘肅外送通道祁韶直流從投運之初的340萬千瓦起增容，最終要達到額定的800萬千瓦的輸送能力，年輸送電能600億千瓦時。后續(xù)隨著新疆送安徽的±1100kv線路和青海—海南和陜北至湖北的±800kv高壓輸電線路投運，西北區(qū)域外送電力能力再次提升，西電東送電量將隨電網規(guī)劃不斷提升,高投資相應要有高回報,各級電網要合理利用超高壓輸電線路,將推動甘肅、新疆、青海的電能送往東部發(fā)達省份,實現能源從空中流通的目標。

5.4 外送通道配套電源建設的需求

祁韶±800千伏線路。2017年5月份投運，配套的常樂火電廠預計2020年3月投運，屆時，直流輸電能力穩(wěn)定至800萬千瓦，年度送電能力達630億千瓦時。在此之前，甘肅省努力把通過祁韶送湖南的200億千瓦時電量份額固化在省內，全省火電參與新能源配套調峰外送，確保通道安全穩(wěn)定運行,待配套電源投運后,甘肅省僅通過祁韶線路外送電量達400億千瓦時以上。

6 關于甘肅省電力市場發(fā)展的建議

6.1 夯實基礎設施建設

進一步優(yōu)化甘肅主電網結構，提高河西向甘肅中東部負荷中心送電能力，穩(wěn)步推進750千伏河西電網第二通道建設，加快外送通道配套調峰火電項目建設,降低、消除網絡阻塞，助推河西地區(qū)大規(guī)模新能源電力送出消納。

6.2 健全市場交易機制

電力體制改革,就是要還原電力的商品屬性,充分尊重和保護發(fā)用電市場主體地位和權利。利用國家規(guī)劃建設的有利契機，結合甘肅電網特點，推進雙邊協商、集中競價、掛牌、現貨等電力交易，不斷完善電力優(yōu)化配置的市場化機制和價格機制。緩解新能源棄風棄光限電制約，逐步實現省內現貨市場與新能源增量跨省區(qū)現貨交易的融合，消除省際間電力市場壁壘，推進電力市場建設健康發(fā)展，促進可再生能源更大范圍的消納。

6.3 強化省級政府間合作

按照“政府推動、市場運作”的原則，緊緊抓住國家在2020年實施可再生能源電力配額制的機會，主動加強與周邊省份和國家電網公司等相關方面溝通銜接，利用青海、寧夏、內蒙、新疆特高壓直流外送工程,將甘肅省富裕的新能源電力輸送到發(fā)達地區(qū)，開拓電力外送消納市場。

6.4 充分利用現有通道

研究新能源發(fā)電支撐特高壓直流技術方案，強化送受端電網強度與結構，提高穩(wěn)定限額,通過技術改造持續(xù)提升祁韶直流通道輸送端和受電端的電網構架,實現“送端有能力”“受端有途徑”，切實發(fā)揮祁韶直流通道盡快達到額定出力作用。

6.5 完善風光水火互濟打捆交易模式

在總結新能源與火電打捆的中長期外送經驗的基礎上，充分利用和發(fā)揮甘肅發(fā)電裝機結構特點與優(yōu)勢，不斷探索和完善風光水火互濟打捆的模式,做好中長期外送、實時交易和現貨交易中各種能源之間合理的配比，確保電網安全運行的同時，達到資源與環(huán)境的最佳組合。

6.6 完善火電機組靈活性改造

盡管靈活性改造不能從根本上解決“棄風”問題，但在短期內深度調峰對增加風電消納仍然是可行性最高的路徑之一，有序推進火電機組靈活性改造，尤其是熱電聯產機組的靈活性改造，并不斷完善輔助服務補償政策，增大在網運行機組調峰能力,實現棄風棄光率的持續(xù)降低。