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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。
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