供给侧改革视角下电力市场供需矛盾及对策研究

王军林

摘 要：本文通过对甘肃电力市场供给侧和需求侧结构现状进行系统分析，发现甘肃电力发展的结构性矛盾突出，由此提出甘肃电力供给侧结构性改革的对策研究，以期优化电力供给结构和效率，不断提升甘肃电力发展的质量和效益。

关键词：供给侧管理;电力市场;供需状况;对策研究

一、供给侧管理和供给侧结构性改革

供给侧管理是通过提高生产能力来促进经济增长，市场可以通过价格调整的方式来实现自动出清，其核心在于提高全要素生产率。国际金融危机以来，我国经济长期高速增长的趋势未能得以持续，虽然供给与需求两方面的影响因素都存在，但主要矛盾还是在于供给侧结构性失衡。2015年国家在综合研判世界经济形势和我国经济发展新常态的基础上，及时做出推进供给侧结构性改革的重大战略部署。“三去一降一补”、经济结构调整和转型升级、提升企业创新能力等都是供给侧结构性改革的重要举措，主要目标是提高要素供给质量，扩大有效供给，不断满足和适应灵活性、个性化的市场需求，促进经济社会实现高质量发展。

二、甘肃电力市场供给侧结构现状分析

（1）甘肃省电力供给状况。截至2019年12月底，发电装机5265.90万千瓦。其中，火电2104.07万千瓦，占比39.96%，水电943.15万千瓦，占比17.91%，风电1297.19万千瓦，占比24.63%，光伏921.50万千瓦，占比17.50%，装机结构中火电占明显领先地位。

（2）甘肃省电力需求状况。2019年度，全省全社会用电量1288.05亿千瓦时。其中：第一产业用电量8.2亿千瓦时，占0.64%;第二产业用电量975.40亿千瓦时，占75.73%;第三产业用电量195.99亿千瓦时，占15.22%;城乡居民生活用电量108.45亿千瓦时，占8.42%。

（3）甘肃省发电量情况。2019年度，全省发电量1656.38亿千瓦时，发电小时数3322小时。其中：火电发电量815.16亿千瓦时，发电小时数4228小时;水电发电量494.66亿千瓦时，发电小时数5272小时;风电发电量228.11亿千瓦时，发电小时数1787小时;光电发电量118.45亿千瓦时，发电小时数1404小时。

（4）市场化交易情况。2016年以来甘肃省稳步推进电力体制改革，根据《甘肃省2019年电力用户与发电企业直接交易实施细则》，甘肃火电企业电网约束和调峰调频以及预留电量全部参与市场化交易，热电联产机组原则上按不少于核定供热电量30%参与市场化交易，装机容量1.5万千瓦及以上水电企业（不含电网刘家峡水电厂）电量原则上按不少于30%参与市场化交易。2020年，甘肃省工信厅发布《关于做好2020年电力运行调节工作的意见》，引导、组织新能源企业以“保量竞价”方式参与省内、省外市场化交易。

从以上数据分析来看，目前电力市场运行呈现供电富裕和产能过剩态势，市场化交易电量占比逐步提升，但电力装机容量、发电量及发电利用效率不断提升。火电机组平均设备利用率40.7%，电网最大用电负荷1551.5万千瓦，最大发电出力2333.7万千瓦。

三、甘肃电力市场结构性矛盾

甘肃省由于多年以来过快扩张形成的较大规模的装机容量，加之受工业结构转型升级，全省鋼铁、有色、装备制造业和建材等工业企业开4工不足，投资增长乏力、战略性新兴产业体量小、实力弱，电网特高压送出通道建设滞后，调峰能力不足，就地消纳有限等因素综合影响，甘肃省用电市场需求却持续下滑，电量严重富裕，电力供需结构性失衡的矛盾十分凸显。同时，甘肃省也是国内弃风弃光最严重的地区之一，目前受益于省内清洁能源消纳政策影响，弃风、弃光状况虽有明显好转，但清洁能源就地消纳问题仍然严重，甘肃省被国家能源局列入风电投资监测红色预警区域。具体来看，甘肃省电力市场结构性矛盾主要体现在以下几个方面。

1.电力供给侧

一是电力供给结构不够合理。在发电结构中，火力发电占比过高，产能过剩，小型火电机组不够经济环保。与此同时，清洁能源却出现了较为严重的弃风、弃光，造成清洁能源消耗减少，产生浪费;二是电力规划布局不科学，多年来在外送通道建设尚未提上日程的时候，电力供给总量却在盲目增长;三是电力体制改革厂网分开，发电企业抢滩占地的现象比较突出。

在全省电力供给不断增加的同时，省内消纳能力不足、配套外送电网工程滞后，通道受限，导致发电产能发挥达不到50%，近几年火电设备平均利用率从5年前的60%下降到目前的40%左右，大量机组不能实现最大出力，以前电力建设总体布局方面的盲目和不科学，造成了电力供给侧产能过剩的被动局面。

2.电力需求侧

一是在经济下行压力加大的背景下，甘肃省工业企业开工不足，全省经济增长疲软，用电需求增长缓慢，发电产能发挥严重不足;二是省间电力交易的空间小，议价能力弱，让利幅度大，发电企业几乎没有盈利空间;三是跨省外送通道少，网架弱，跨省间电力交易定价机制，市场交易水平不高，导致电力发电机组利用效率低，有效利用小时数减少，产能发挥有限。

由于西北地区普遍经济较为落后，而甘肃省又被同是新能源大省的新疆、内蒙古、青海包围，临近省份外送几乎没有空间，长距离外送能力还不足，同时在电力体制改革的大背景下，交易品种基本覆盖电改中所有的交易品种，包括大用户直供交易、省内省外发电权置换交易、外送交易、日前日内现货交易，且以上所有交易品种都有刚性降价要求。受到各种主客观等复杂因素的影响，甘肃省新能源从未享受到可再生能源法所规定的可再生能源全额保障性收购政策，主要是通过加大外送不断增加发电量以换取可再生能源电价附加补贴，然而随着补贴缺口持续增大，补贴不能及时到位成为长期以来影响新能源企业经营的主要因素之一。

目前甘肃省已建成投运的两期交流750千伏送出通道，一期因疆电外送通道空间被经常性挤占，一段又以送青海为主。甘肃省仅有一条外送直流输电通道―祁韶直流，规划输电能力为800万千瓦，其中新能源为400万千瓦，目前仅具备一半的送出能力。同时，因配套调峰电源投入滞后，严重影响通道输送能力的发挥。另外，电力系统灵活调节电源比例低，调峰能力不足，调峰补偿机制没有完全建立，制约了新能源大规模上网。随着新能源的快速发展，新能源在电力市场空间、输电通道利用、能源系统创新方面，与化石能源利用之间产生了较大的利益冲突，同时需进一步协调平衡与电网安全和输送消纳之间的关系，电网优化配置资源的智能化水平和输配电能力亟待提高。

四、甘肃电力供给侧结构性改革对策研究

甘肃省应通过科学布局和合理开发电力资源，推进调峰电源项目建设，加强储能技术跟踪研究和智能电网建设，加大电力外送通道和区域电网建设等有效方式，一方面控制电力供给总量、优化电力供给结构，另一方面加大电力就地消纳和跨省电力输送市场营销，从根本上解决电力供需矛盾的问题。

1.坚持电力规划引领，提高规划的科学性

甘肃电力要立足全局，统筹电力规划和其他规划的衔接，加强国家电力规划与省级规划的协调，完善规划落实、监督、约束、考核机制，提高规划的权威性，避免规划的盲目性。配合国家“西电东送”战略通道建设，尽早布局实施新的特高压电力外送通道。加强甘陕、甘宁断面以及甘肃省河西新能源基地到中部地区的输电能力建设，加快建设酒泉经兰州到陇东双回750千伏通道，满足大规模风电接入、外送及消纳的需要，加快酒泉新能源配套调峰火电项目尽快投运。与此同时，要切实做好规划落实情况的跟踪督察，完善规划中期评估机制，做好规划的滚动修编。

2.坚持市场化方向，持续推进电力体制改革

电力行业要深入贯彻落实国家关于电力市场改革的重大决策和部署，坚持市场化改革的理念和方向，推动构建科学的电力价格形成机制和电力市场交易规则，充分发挥市场在配置资源中的决定性作用。要逐步放开增量配电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体，促進配电网建设，提高配电运营效率。探索城市新区增量配电业务试点和微电网建设，引导可再生能源的就地消纳。酒泉的千瓦级风电基地应借鉴“西气东输”“西油东送”模式，在就地消纳不足的情况下，要把西部地区的新能源绿色电力送到全国范围内进行消纳。

3.坚持科技创新支撑，加强网架建设和储能技术应用

要加强与湖南、江西、江苏、天津等电力能源需求省区的战略合作，加快电网基础设施建设，扩大互联互通，加快电网、互联网的深度融合，构建智能电网和综合能源微网。要加快构建全方位能源互联网，推动能源、信息、交通三网融合发展。要加快储能技术研究应用，实现平滑输出、消除昼夜峰谷差，增加调峰调频和备用容量，借助储能与新能源的契合，将完美地解决弃风弃光率严重的问题，让新能源充分发挥其清洁优势。

面对目前复杂多变的市场环境以及发电企业业绩下滑、资产负债率居高不下的困难局面，唯有深化电力供给侧结构性改革才能根本上提高供给效率，促进电力消纳，推动供需矛盾的解决。电改已进入深水区，唯有坚持打破壁垒，减少无效博弈，才能促进红利的进一步释放和全社会效益的提升。因此，全省上下要坚定信心，想尽办法、花大力气解决在电改进程中遇到的困难和问题，把新能源这一得天独厚的资源优势真正转换为产业优势，谋求发电企业高质量发展。

（责任编辑：王文龙）