我国能源资源与电力负荷分布不均衡性决定了西电东送的必要性。甘肃具有丰富的风能、太阳能资源，自2007年国家批准在酒泉地区建立国内首个千万千瓦级风电基地以来，甘肃新能源发展迅猛，目前已成为全国重要的新能源基地之一，甘肃电网成为典型的新能源送端电网。

　　大力开展电力外送，是甘肃资源型经济转型发展的重要措施，有利于更大范围内合理配置资源、促进新能源消纳，在国家节能减排和能源优化配置领域中起到越来越重要的作用。实践也已经证明，在甘肃电力市场供大于需、省内消纳空间有限的情况下，大力开展电力外送，有利于缓解新能源弃风弃光矛盾，是打破甘肃新能源发展困境的重要手段。

甘肃外送电开展现状

　　（一）外送电通道逐年改善。

　　甘肃电网位于西北电网中心，从西北地区网架结构看，甘肃处于“四室一厅”中间位置。国内第一条以输送新能源为主的特高压直流跨区输电通道酒泉至湖南±800千伏特高压直流工程于2017年6月建成投运。

　　目前，甘肃可以利用的外送通道主要有7个：一是通过甘肃祁韶直流点对点送湖南；二是借道新疆天中直流送河南；三是通过宁夏灵绍直流送浙江；四是通过宁夏银东直流外送山东；五是通过灵宝、德宝直流外送华中；六是通过甘青联络线外送青海；七是通过柴拉直流外送西藏。祁韶直流实际最大输送能力400万千瓦，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。

　　（二）外送电量不断突破。

　　“十一五”期间甘肃省外送电交易电量维持在20亿千瓦时左右。随着多条超高压以及特高压输送通道建成，西北电网跨省区外送电交易开始提速，甘肃省外送电交易规模开始扩大。2013年起新能源逐步参与外送电市场，目前已经形成了典型的新能源送端电网。2011年、2017年，甘肃外送电量先后突破100亿千瓦时、200亿千瓦时，其中2017年总外送电量203亿千瓦时中有104亿是外送新能源电量。截止2018年10月，外送电量253亿千瓦时，预计 2018年甘肃外送电量将突破300亿千瓦时创历史新高。通过外送，预计新能源年发电小时平均提高700小时以上，公用火电平均提高1200小时左右。

　　（三）交易品种日益丰富。

　　近年来，通过创新交易方式，丰富交易品种，甘肃电力外送市场已达19个省（区、市），在与西藏、江西、湖南、山东、青海组织开展年度、月度交易以及与华中、华东等开展短期月度临时交易的基础上，又先后与天津、四川、重庆、河南、北京等省市协商开展电力合作事宜。目前，甘肃电力外送主要分为年（月）度新能源与火电打捆中长期外送交易、新能源跨省区增量现货交易、西北日前实时交易三种模式。

　　（四）市场消纳成效显著。

　　在省内消纳空间有限的情况下，为了缓解新能源弃风弃光矛盾，我省不断开拓外送市场，通过跨省跨区中长期外送、现货交易等方式加大外送力度。同时，挖掘省内潜力，开展新能源与自备电厂发电权替代、直接交易，新能源市场化消纳成效显著。通过多方努力、多措并举，2017年以来，甘肃新能源实现阶段性发电量和发电占比“双升”、弃电量和弃电率“双降”目标。今年1-10月，弃风、弃光电量分别为48亿千瓦时、9.5亿千瓦时；弃风率、弃风率分别为19.68%、10.73%。弃电量同比减少32亿千瓦时，弃电率同比下降12个百分点。外送电市场成为近两年减少弃风弃光、促进新能源消纳的关键因素。

甘肃省外送电存在的主要问题

　　甘肃外送电市场主要存在两个方面的问题：一是大规模连续外送能力受到考验；二是外送电市场交易机制还需要不断完善。另外，西北电力外送市场竞争日趋激烈，与新疆、青海、宁夏比较，甘肃外送电竞争力处于相对劣势。

　　（一）季节性特点与“鸭子曲线”问题。

　　甘肃电源装机结构特点等决定了甘肃电网将出现一年内水电大发时段富裕，冬季季节性供应不足，一日内光伏大发时段富裕，晚高峰无风情况下出力不足局面。

　　（二）煤电外送制约问题。

　　特别在冬季，当煤炭供应紧张、煤炭价格高位运行、购电地区购电价格低、省内煤电保省内供热等情况下，煤电企业的外送电能力和外送电意愿将受到影响，进而使新能源外送受到影响。

　　（三）河西断面受阻问题。

　　河西地区新能源输送的交流通道为西北新疆联网共用送出通道，河西断面最大送出能力只有560万千瓦。河西地区新能源受阻严重，参与外送能力受限。河西新能源通过“四鱼”通道过多参与外送实际是东部火电代替了河西新能源外送。

　　（四）外送电市场电价偏低。

　　甘肃外送电已经全部市场化，外送电市场电价低。2016年、2017年、2018年上半年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，外送电市场上网电价比省内直购电市场上网电价低的原因：一是在外送电处于“买方”市场，主导权由购电省掌握并控制；二是外送电对省内发电企业而言是增量，可以减少新能源弃风弃光，提高火电企业利用小时；三是发电企业存在恶性竞争现象。

甘肃省外送电工作相关建议

　　（一）夯实基础设施建设。

　　提升祁韶直流通道跨区输电能力，切实发挥祁韶直流通道作用。进一步优化甘肃主电网结构，提高河西向甘肃中东部负荷中心送电能力，加快推进750千伏河西电网加强工程（甘肃河西第二通道）建设，稳步推动酒湖直流配套调峰瓜州常乐电厂火电项目建设，有效支撑酒湖直流提高输电能力，助推河西地区大规模新能源电力送出消纳。充分利用国家规划建设青海特高压直流外送工程的有利契机，主动加强与青海省、河南省、国家电网公司等相关方面沟通衔接，利用青海特高压直流外送工程中长期稳定输送甘肃省富裕电力，缓解新能源弃风弃光限电制约。推进优势煤炭资源开发，推进陇东能源基地建设进程和陇东特高直流输电工程前期工作。

　　（二）提升电网调节能力。

　　一是继续实施备用容量共享和省间互济，完善跨省辅助服务和发电权交易机制。二是加强自备电厂调峰管理，与公网火电同等开展调峰服务。三是充分利用市场化手段促进火电机组灵活性改造。四是结合甘肃电网新能源高占比运行特性明显的实际，加快能源技术创新，提升电网调度运行控制水平和电网灵活调节能力。

　　（三）强化政府间合作。

　　按照“政府推动、市场运作”的原则，紧紧抓住国家实施可再生能源电力配额制机会，主动加强与相关省市衔接，推动省市政府间电力合作，发挥电力交易平台作用，开拓电力外送消纳市场。加强外送电交易中恶性降价行为的监管和约谈，必要时对外送电价格进行政府干预。

　　（四）健全市场交易机制。

　　在总结新能源与火电打捆的中长期外送经验的基础上，探索完善风光水火打捆的长期外送模式，利用和发挥好甘肃发电装机结构特点与优势。充分尊重和保护发用电市场主体地位和权利，不断完善双边协商、集中竞价、挂牌等方式的中长期外送电交易形式，形成跨省跨区电力优化配置的市场化机制和价格机制。结合甘肃电网特点，推进省内现货市场建设试点，逐步实现省内现货市场与新能源增量跨省区现货交易的融合，消除省际间电力市场壁垒，推进外送电市场建设健康发展，促进可再生能源更大范围的消纳。