甘肃电力市场调查（二）： 有电不能发 甘肃怎么了？

“省内电数量上不去，外送电价格上不去，电价只降不升。”甘肃电力市场如今的困局，有其深刻的社会和历史原因。

（来源：微信公众号“享能汇”ID：Encoreport 作者：享能汇工作室）

装机量激增 发电产能过剩严重

改革开放之初的甘肃，和全国很多城市一样，电力需求严重不足，电力工业发展缓慢，来自电力部门的一段数据显示：1978年底，甘肃的发电装机量仅为279.5万千瓦，其中水电207.29万千瓦，火电72.70万千瓦。到1985年底，受煤炭供应不足、铁路运输制约和地方财政拮据等因素影响，甘肃电力工业发展动力依旧不足，全省发电装机306.96万千瓦，发电量147.21亿千瓦时。7年间，仅比1978年分别增长9.8%和28.9%……

2003年，“电改5号文”要求“厂网分开”运营后的第一年，甘肃发电装机容量迎来第一次爆发，全省超过700万千瓦。而这，只是开始。真正让甘肃发电装机容量迎来成倍激增，则是从2009年开始。

甘肃地处黄土高原、青藏高原和内蒙古高原交汇地带，风能资源丰富，总储量为2.37亿千瓦，风力资源居中国第5位，可利用和季节可利用区的面积为17.66万平方千米，河西瓜州素有“世界风库”之称。

甘肃又是中国太阳能最为丰富的三个区域之一，各地年太阳总辐射值大约为4800—6400兆焦/平方米，其中河西西部、甘南西南部是中国太阳能资源最丰富的地区，按现有利用水平测算可开发资源量约为520万吨标准煤/年。

优越的自然环境，风能、太阳能发电技术的飞速发展，让甘肃的发电装机容量迎来第二次大爆发。

两次大爆发的最直观体现，就是发电装机容量的成倍增长。官方资料统计，截至2019年3月底，甘肃全省电力装机容量为5199万千瓦，其中水、火、风、光电分别为933、2126、1282和858万千瓦。截止18年底全省装机容量同比增长2.35％。其中：水电装机同比增长6.86％；火电装机同比增长0.21％，风电装机变化较小为0.038%，光伏发电装机同比增长6.83％。

（文章回顾：甘肃电力市场调查：连城电厂会是倒闭潮中的第一张多米诺骨牌吗？）

数据来源：享能汇整理

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煤电价差扩大省内用电“量价”齐跌

与发电装机容量逐年攀升相反的是，甘肃的省内用电量增速却持续低迷。官方数据显示，2013—2016年，甘肃省全社会用电量增长率分别为7.91%、2.07%、0.3%、- 3.09%。最近两年，也不乐观，2017年是1164.37亿千瓦时，2018年是1289.5亿千瓦时。

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究其原因，与甘肃的工业结构有关。甘肃以原材料工业为主，工业用电占全社会用电量近 80％，工业用电中，高载能行业用电量又占近 80%，两大用电大户的起伏和走势，在“去产能”的大背景以及相关省份同行业竞争激烈的情况下，保持和恢复用电量面临严峻考验。

“甘肃总装机量5000万左右。省内用电量基本一年1000—1100万，最多1300万，产能过剩将近3倍。”业内人士李航（化名）透露，由于供求严重失衡，甘肃19家公调火电企业共同面临的困境是无电可发，倒闭的连城电厂也是如此。“连城电厂当年设计了30亿的年发电量，有两台30万千瓦的机组，可不是落后产能。”

电量、电价、电煤是影响火电企业经营的三个主要因素。甘肃电量供大于求，电煤、电价的情况又怎么样呢？

甘肃煤炭年产能约4400万吨，煤炭年消费约5800万吨。省内煤供不应求。

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据了解，甘肃省内电煤供应主要来源为华亭煤业、靖远煤业和窑街煤电。数据显示，截至2016 年底，华亭煤业出矿车板价为409 元/吨，较2016年初上涨238元/吨，涨幅139%；靖远煤业出矿车板价为410 元/吨，较2016年初上涨210元/吨，涨幅105%；窑街煤电出矿车板价为420元/吨，较2016年初上涨220元/吨，涨幅110%。截至2017年3月底，华亭煤业出矿车板价为430元/吨，靖远煤业出矿车板价为410元/吨，窑街煤电出矿车板价为430元/吨。

近两年，由于煤炭价格继续高位运行，煤电企业入炉综合标煤平均单价已经在600元/吨左右。

省内煤涨价，省外煤更贵。业内人士李靖（化名）告诉享能汇，甘肃火电企业的省外供煤主要来自新疆、宁夏、银川、内蒙等地，由于运输线路长，每吨煤平均涨幅在100元左右。

煤价在一路上扬，那么电价呢？

甘肃省煤电机组标杆电价297.8元／兆瓦时，数据显示，自2015年开始推行煤电机组无基数电量直接交易以及外送电量全部市场化以来，甘肃的上网电价持续下降。

2015年煤电直接交易电量平均电价降幅 41元/兆瓦时，2016年煤电直接交易电量平均电价降幅101元／兆瓦时，2017年煤电直接交易电量平均电价降幅61.7元／兆瓦时，甘肃火电企业“量价”齐跌。

一面是原材料煤炭价格上涨，一面是电力销售市场的“量价”齐跌。甘肃火电企业就是在这样的不利局面之中举步维艰。内外交困之下，为缓解新能源消纳而大规模建设的特高压似乎成为甘肃火电企业向外开拓市场空间的一条“生命线”。然而外送电盈利，似乎也在成为甘肃火电的一个奢望。

通道受限 买方强势 外送电盈利困难

内需不足，外送的情况也并不乐观。

在甘肃电力部门多年的努力下，甘肃的外送电量逐年增加，数据显示，2018年，甘肃全年向外省市输送电量将超310亿千瓦时，是2017年外送电量203亿千瓦时的1.5倍。2019年预计比2018年再增加100亿千万时。

业内人士周青（化名）介绍，甘肃有7条外送电力通道，但受限于网架结构、输送能力、线路安全、几省共用一条线路等诸多原因，目前交易量最大，也几乎是唯一的外送线路是通过甘肃祁韶直流点对点送湖南。

据了解，甘肃7条外送电力通道中，祁韶直流实际最大输送能力500万千瓦，天中直流实际最大输送能力650万千瓦，灵绍直流最大输送能力640万千瓦，银东直流最大送电能力400万千瓦，灵宝、德宝直流最大送电能力411万千瓦，甘青外送青海6条跨省联络线最大送电能力380万千瓦，柴拉直流外送西藏通道最大送电能力60万千瓦。

外送通道有限，甘肃又迫切送电出省，勉强购电的湖南就形成了典型的“买方”市场。数据显示，2016年、2017年、2018年上半年，甘肃外送电平均上网电价低于0.2元/千瓦时。2017年新能源送出电价在0.12-0.24元/千瓦时之间；2018年新能源送出电价在0.09-0.26元/千瓦时之间，火电企业外送电上网电价在0.17-0.3078元/千瓦时范围。

“电是卖出去了，电价上不去，所以外送电盈利空间有限。”周青透露，由于甘肃的外送电主要以新能源为主，新能源的盈利模式主要是补贴，随着补贴退坡、平价上网政策力度的增大，这种模式的未来堪忧。

外送省份认为输出清洁能源不能完全按照市场供求关系来定价，受端省份应该支付一定的资源环境费用，而受端省份认为外电挤占了本地电力的发展空间，且受到诸多因素的制约，通常不愿“爽快”的接受。

周青认为，甘肃现在的外送电交易，并不是一个纯粹的市场化交易。

煤价往上走，电价往下走，本地用电量少，送出通道又受限，水电竞争不过西南省份，火电竞争不过新疆，新能源又有消纳问题，甘肃应该怎么办？（欢迎持续关注享能汇甘肃电力市场调查系列报道（三）：多重难题待解 甘肃电力市场如何破局？）