甘肃：能源资源型地区如何转型

■去年甘肃省弃风率和弃光率虽有所下降，但仍分别达到19%和10%，高于全国平均水平

■作为新能源大省，甘肃同样存在资源依赖带来的“发展路径依赖”甚至“资源诅咒陷阱”现象

■转型发展要围绕能源资源做文章，从简单的能源资源向实现现代化的战略资源转变

2018年，我国能源领域供给侧改革取得了突出成绩，全国火电平均利用小时数提高至4361小时，设备利用效率稳步提升。新能源消纳情况进一步好转，全国弃风率7.2%，同比下降4.9个百分点，弃光率3.0%，同比下降2.8个百分点。而甘肃省全年火电利用小时数4178小时，弃风率和弃光率虽然有所下降，但仍分别达到19%和10%，高于全国平均水平。

党的十九大报告指出，实施区域协调发展战略，支持资源型地区经济转型发展。在能源领域，近年来“弃风弃光”等现象也说明了亟待转型的不再仅是山西、内蒙古等煤炭依赖型地区，甘肃等新能源大省同样存在资源依赖带来的“发展路径依赖”甚至“资源诅咒陷阱”等现象，有必要透视甘肃能源发展，对能源资源型地区转型之路的关键问题和解决之道进行探讨。

甘肃能源发展的四大矛盾

从甘肃省能源发展来看，目前主要面临四大矛盾。

第一，省内煤炭自给率低与能源供给高质量发展不匹配的矛盾。目前，煤炭依然是甘肃省基础能源，在省内保证供应的基础上，省外主要从新疆和宁夏调入。近两年我国煤炭去产能大力推进，已提前完成3年5亿吨的去产能目标，晋陕蒙新等煤炭主要调出省份产量有所下降，相关数据显示2016-2017年新疆和宁夏煤炭去产能实际完成1437万吨和700万吨。对甘肃而言，一方面是外省调入煤炭规模大幅缩减，二是煤炭价格在大幅飙升后维持高位运行，虽然在一定程度上缓解了煤炭企业经营困难，但也给下游行业造成了巨大压力。

由于煤炭价格处于相对高位，煤电上网电价偏高制约了甘肃整体电价水平。甘肃煤电缺乏坑口电厂且电煤价格高，燃煤机组标杆电价0.3078元/千瓦时，在西部地区处于较高水平。目前，甘肃省输配电价改革后，输配电价降低4.45分/千瓦时，电网环节的改革红利已经充分释放，且甘肃电网相对落后的现实短期难以改变，电力普遍服务和精准扶贫的任务较重，电网建设改造需求与经营困难的矛盾突出，煤电上网电价高企，不利于电力为“实体经济”降成本。

第二，煤电可持续发展能力不足与能源转型迫切需求矛盾。目前，甘肃电网调峰能力缺额接近500万千瓦，电力系统调度运行压力较大，主要原因是省内火电机组中供热机组占公网火电总容量的68%。从火电灵活性改造实际进展看，由于缺乏配套政策和市场机制，各发电企业积极性不高，主动适应角色转变意识不足。根据各省调研收资情况，截至2018年11月底，“三北”地区已完成改造规模只有4009万千瓦，预计2020年底改造累计规模也只有7550万千瓦左右，与规划目标仍有较大差距。为了争取优先发电权，大量纯凝火电机组反而改供热机组运行。同时，省内还存在49家企业自备电厂，占全省发电总装机的9.89%，居全国第三位。

第三，新能源高速发展与内在动力变革的矛盾。从省内来看，甘肃工业结构偏重于以原材料为主的高耗能产业，2017年高耗能产业用电量已经超过工业总电量的70%，在当前经济优结构、转动力的大环境下增长潜力有限。从省外市场来看，电力行业的资本密集型特征使其在拉动地方GDP和稳定地方就业等方面作用突出，开拓省外电力市场难度较大。以酒湖直流为例，作为西北区域唯一一条全电量市场化的直流通道，外送协议达成的基础是尊重湖南水电为主且自身电量富余的事实，通道落地价格不高于三峡电落地价格太多，当前只能靠降电价来促进外送，造成“省内价高省外低”的现象。

第四，实体经济高质量发展迫切诉求与能源体系高效支撑度不足的矛盾。从存量传统工业转型发展看，一是甘肃电价交叉补贴较为严重，不利于产业结构调整。基于制度安排，工商业用户为农业用户提供了巨额交叉补贴，导致工商业用户目录电价偏高。如：甘肃农业排灌用电量大、价格严重倒挂，工商业用户每年为此承担交叉补贴13亿元左右，推高工商业用户电价约0.0201元/千瓦时。二是对高耗能企业的让利并未促进用能企业实现产业升级，并助力甘肃省内产业结构优化。未来一段时期依然是甘肃的支柱用能产业，而先进产业布局不足不强，甘肃省装备制造业的工业总产值、资产比重均为9.1%，分别低于全国平均水平26.4、23.3个百分点，在风电设备具有优势的电气机械和器材制造业的工业总产值比重仅为2.2%，较全国平均水平还低4.2个百分点。

客观看待甘肃能源发展历程

甘肃是我国中西部重要的国防战略纵深区、能源开发密集区、文化交流通道区、生态战略屏障区以及实现全面小康的洼地区。能源历来是甘肃省重要支柱产业之一，但一直处于全要素生产率低、环境代价高、部分领域和环节不协调的粗放型发展阶段，未来必须主动融入绿色发展战略，同时在经济发展中更有力地承担释放改革红利、实现精准扶贫、改善民生等重任。

多年来，甘肃省始终是我国新能源发展的“排头兵”，在全产业链培育、新能源开发利用、清洁能源跨省区外送以及电力现货市场等方面发挥了重要的示范作用，为我国新能源发展提供了宝贵的理论和实践经验，有必要客观看待发展过程中存在的不协调和不完善之处。“十二五”以来，甘肃电网的发展拉动发电行业和新能源装备产业投资约3000亿元，直接带动就业8千余人，间接拉动就业5万人以上，经济和就业拉动效果显著。同时，甘肃风电发展已逐步实现从“规模导向”向“利用水平导向”转变，酒泉至湖南特高压直流工程就是全国首个以输送清洁能源为主的特高压输电工程，也是国家“西电东送”战略的重点电网工程之一。此外，电力现货市场是有力提升新能源消纳水平、推动资源优势向经济优势转变的有力措施，甘肃已于2018年12月启动试运行，对带动其他后续试点省份现货市场建设有重要意义。

资源型地区转型发展之路的初步探讨

总体来看，能源资源型地区转型发展要围绕能源资源做文章，实现从简单的能源资源向提升省域竞争力的经济资源、再向实现现代化的战略资源的转变，当前阶段可从以下三个大方向入手。

第一，加强顶层设计，破除体制机制障碍。党的十九大指出“发挥国家发展规划的战略导向作用”，针对电源电网审批建设周期的不匹配、“市场煤、计划电”矛盾等问题，全国多个省份已组建能源局，应对能源品种边界的模糊化、利用形式的复杂化和耦合关系的密切化，增强跨部门、跨专业的综合管理能力。能源行业不仅资金技术密集，更重要的是具有极强的路径依赖性，能源基础设施的审批、建设和使用周期较长。在西电东送、国际能源合作、三代核电发展等涉及国家战略的重大问题上，政府及能源主管部门应明确主导地位，兼顾简政放权与宏观调控，在战略方向、政策制定和标准出台等方面更好地发挥作用，释放我国执行力强的制度优势，弥补市场机制失灵。

第二，坚持市场在能源资源配置中的决定性作用，健全价格体系促进能源经济体系发展动力的提升。发挥用能成本的“指挥棒”作用。调整用能价格交叉补贴力度和方式，加大对战略性新兴产业和集约高效传统产业的扶持，避免以类似大用户直购电的形式对粗放的高耗能行业进行补贴。以甘肃为例，要更加重视煤炭等上游环节资产价格对实体经济的影响，虽然煤炭涨价有利于煤炭企业脱困，但研究表明，当煤炭价格上涨幅度达到100%，电热水气行业产出紧缩程度可达10%以上，煤炭、煤电和电网企业应共同承担降电价的硬任务。

第三，争取东西帮扶政策，保障相对落后地区民生。我国能源大省多处于西部北部地区，与东部省份发展差距一直存在。从全国能源系统的角度来看，能源资源型地区发展能力不足会限制其在清洁能源供应、生态保护等方面发挥更大的作用，是得不偿失的。因此，能源资源型地区在对内立足自身特点，发挥传统能源和清洁能源资源、东西部能源通道和区位枢纽等优势，为中东部省份提供清洁低碳能源供应，促进经济发展，逐步缩小差距的同时，更要对外积极争取国家政策支持，建立长效东西帮扶机制，加大东部对西部的支持力度，解决自身发展能力不足、自身投资能力不足的劣势，进一步改善生产生活条件，培育可持续发展能力，这也符合国家通过先富帮后富最终实现共同富裕的目标。

（作者供职于国网能源研究院有限公司）