从主角逐渐向配角转型。以发电为主的经营发展理念需要转变，今后火电企业的使命不再是发更多的电量，而是如何更好地调峰，让可再生能源最大限度地少弃风弃光，使电力系统更多地消纳可再生能源。按照这个定位，需要降低对煤电机组利用小时的预期，通过调峰补偿的方式调高火电的经济效益。

　　建立火电机组暂时退出市场机制。受省内电力供大于需，新能源并网规模激增，外送通道受限等综合因素影响，火电机组发电空间不断受到“挤压”，利用小时“断崖式”下跌。为化解甘肃省火电行业过剩产能，推动火电企业实现脱困发展，应建立火电机组暂时退出机制，在市场倒逼的情况下由火电企业自主决策火电机组的封存和退出。

　　引导产能指标转让。正确处理火电的需求与供应、存量与增量、上游与下游的关系。严控火电新增机组，新增煤电项目必须与现役火电机组进行产能等量置换作为项目上马的前提，以此促进火电机组结构优化，有力有序防范和化解煤电产能过剩。

甘肃能源行业展望

　　新能源产业是体现国家战略的新兴产业，清洁化、市场化已经成为现阶段以及未来我国能源系统发展的必然，对中国经济的长期持续发展，以及在国际产业竞争中占据主导型地位，都有着重要意义。

　　在市场化改革的当下，资源禀赋和成本优势已成为“适者生存”的决定性因素。因装机结构的典型性以及消纳能力的特殊性，甘肃成为西部清洁能源“大基地”的代表，因此大力发展风光发电、多能互补新型能源、抽水蓄能等清洁能源是未来发展的重要方向。而目前，甘肃电力市场对新能源来说，清洁性与经济性矛盾较为突出。

　　一是无论是清洁能源消纳配额权重还是配套的绿证，对于新能源的消纳和外部成本的体现都没有实质性的推动作用。在目前供大于求的环境下，无论是火电还是新能源，都在买方市场里依靠低价换电量，这样火电和新能源的生存都面临考验,多数新能源企业已处于亏损状态。建议针对配额制和配套绿证，出台具有指导性和可操作性的意见，推动新能源实质性的消纳。

　　二是为了促进新能源的消纳，甘肃成为首批8个现货试点之一，通过跨区现货和省内现货交易，在新能源大发期间以购买火电指标的方式，尽可能增加新能源的发电小时数以降低弃风弃光率和增加火电转让指标的补偿。但在以消纳更多新能源为目标的单边现货市场交易中，与中长期合约相比，水电和新能源实际上承担着较大的经济损失，反而得不偿失。

　　三是甘肃作为新能源的输出大省，为积极响应国家政策，一边通过风火打捆争取跨省跨区外送电量，以减少弃风弃光，同时增加火电利用小时数;一边因实施的深度调峰市场中，调峰成本无法有效疏导，进而挤占不具调峰能力电厂及新能源的利益。2019年1~10月，甘肃新能源承担深调费用共计8亿元，其中省内分摊6.36亿元，西北电网省间分摊1.64亿元。受高额深调费用分摊及“两个细则”的考核，新能源电价被拉低近60元/兆瓦时。新能源既是能源的输出方，又是调峰的购买方，双重降价导致新能源已开始全面亏损，生存压力进一步加剧。新能源省内及省间调峰辅助服务分摊金额过大，对综合电价的负向拉动影响较大，建议出台相关政策适度减少或取消部分分摊费用。

　　四是2018年6月12日，甘肃省人民政府办公厅印发《甘肃省清洁能源产业发展专项行动计划的通知》(甘政办发[2018]96号)，通知要求“2018年完成新能源保障性收购电量137亿千瓦时。预计2020年完成国家规定的新能源保障性收购小时数”。目前甘肃新能源参与了现行电力体制改革中所产生的所有交易品种，为所有电源中参与交易最为全面的交易主体，市场电量继续挤占保障性收购电量，造成“量升价跌”的局面。截至2019年新能源保障小时数全省平均只有522小时，加之补贴严重滞后，新能源企业经营困难，现金流已出现问题。建议在2019年甘肃省新能源保障性收购电量的基础上，结合全省全社会用电量情况，提高2020年度的新能源保障性收购电量，确保配额指标尽可能接近国家《关于实行可再生能源电力配额制的通知》中的要求。

　　本文刊载于《中国电力企业管理》2020年06期，作者系大唐甘肃公司销售事业部主任