本轮电改实施以来，国家鼓励积极开展中长期电力直接交易(简称“直购电”)，逐步放开直购电比例。大部分省区态度积极，把开展直购电作为当前通过“建机制”达到“降成本”的重要抓手。
甘肃以原材料加工为主的工业结构明显偏重，工业发展对电力的依赖程度高，电力消纳对工业发展的依附程度极强。发用电矛盾突出：一边是电力装机过剩、火电利用小时低下、弃风弃光现象严重;一边是高载能行业开工不足、工业用电的稳定与增长受到高电价的制约;“电用不完”和“电用不起”问题并存。如何破解制约工业经济运行和电力行业发展的突出矛盾和深层次问题，的确是一个难题。
为规范各地电力现货市场启动前的电力中长期交易，2016年底，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《电力中长期交易基本规则(暂行)》(发改能源〔2016〕2784号)。就甘肃而言，如何进一步扩大直购电交易规模，有效解决热电、水电、新能源参与直购电问题，规避发电企业恶性竞争，控制好直购电电量偏差等，都是甘肃进一步推进直购电交易工作中所面临的现实问题。
一是关于用户侧准入范围。应从甘肃现实情况出发，继续将符合产业政策的高载能企业、高新技术企业和战略型新兴产业纳入直购电范围。同时，为做好纵深推动电力体制改革的衔接工作，建议按照“应纳必纳”原则，将清洁供暖用电等电能替代项目、售电侧改革试点园区企业纳入准入范围。另外，为了培育售电市场，建议可适当将中小型工商用户纳入准入范围进行试点。
二是关于发电侧准入范围。为满足用户侧扩大直购电规模的实际需要，鉴于甘肃省内发电量占优先发电量近100%的实际情况，建议按照“不设禁区”的原则，引导省内水电、新能源以“价格接受者”的身份与煤电企业共同参与电力市场化交易，缓解煤电企业压力，防止用电下滑，促进负荷增长，实现“降成本责任共担、促增长成果共享”的协调发展局面。
三是建立直购电“以用配发”平衡调节机制。将年度预设的直购电规模目标同月度直购电规模调整平衡机制结合起来，增加直购电规模在实际操作中的灵活性和弹性，提高实际直购电发用电量的匹配度，改变近年来一年只开展一次直购电交易带来的直购电用户出现“有指标用不完”、“有电量无指标”的缺陷。
四是增加直购电月度交易方式。建立以“年度双边交易+月度集中竞价”为主且相结合的交易方式，按照一定比例配比年度交易和月度交易电量规模。通过增加交易频次、进行年月配比以及采用不同的交易方式，有利于市场机制的探索和经验的积累;既可活跃市场，又可防范电力电量年度预测风险，控制好电量偏差;还可以改变这几年直购电“一锤子买卖”的现象，降低煤炭价格、工业产品波动给发用电双方带来的市场风险。
五是控制直购电电量偏差。做好年度、月度电力电量平衡预测及分解，对火电、水电、新能源各月发电量曲线进行预测安排和调整。在火电、水电、新能源全年直购电总量框架范围下，根据火电、水电、新能源全年发电出力曲线特征，逐月合理分配火电、水电、新能源直购电量，按月配比开展各类发电企业直购电，以此实现发用两侧直购电电量月度基本平衡，消除近年来开展直购电过程中发用两侧月度直购电偏差电量大、不同步的缺陷，有效控制直购电偏差。
六是建立有利于清洁供暖的价格机制。按照《关于北方地区清洁供暖价格政策的意见》，对清洁供暖用电等电能替代项目，综合运用直购电价格，完善峰谷价格，实施谷段输配电价支持政策以及财政扶持政策等手段，探索“直购电+综合电价”方式，促进清洁供暖等工程的加快实现和新能源就地消纳。
七是积极培育售电市场。为尽快培育售电市场发育成长，建议用电量不足5000万千瓦时的电力用户必须选择由一家售电公司代理开展年度双边交易和月度集中竞价交易;年用电量高于5000万千瓦时的电力用户可选择由一家售电公司代理或不选择代理，不可两种兼有。
八是建立自备电厂参与调峰制度，提高省内系统调峰能力。结合自备电厂规范建设和运行的专项治理工作，尽快研究出台自备电厂参与调峰制度，将自备电厂纳入调峰机组范围，在当地负荷低谷期降低自备电厂发电出力，在负荷高峰期组织等量自备电厂电量上网，同时确保自备电厂调峰等量置换电量，不增加其用电成本。
九是积极推进电力现货市场建设试点工作。按照发改办能源〔2017〕1453号及相关政策文件要求，积极推进甘肃电力现货市场建设试点工作。抓紧制订《甘肃省电力现货市场建设试点方案》、《甘肃省电力市场运营规则》，建设和完善技术支持系统。将现货市场建设与完善电力中长期交易紧密结合起来，力争在2018年底具备现货市场交易试运行条件。尽早充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，进一步促进清洁能源优先发电和消纳;促进煤电灵活性改造，充分挖掘系统调峰调节调频能力;引导用户合理用电和需求侧优化用电负荷特性，实现负荷移峰填谷;促进清洁替代和电能替代等。
本文刊载于《中国电力企业管理》2017年11期，作者系大唐甘肃公司副总工程师。
