这已经是第二个火电厂“倒下”了。

2019年6月27日，大唐发电公告：公司控股子公司甘肃大唐国际连城发电有限责任公司于当日收到《甘肃永登县人民法院的民事裁定书》和《甘肃省永登县人民法院的民事裁定书》。

甘肃大唐国际连城发电有限责任公司债权人以其无力支付到期款项（约1644.34万元）为由，向甘肃省永登县人民法院申请甘肃大唐国际连城发电有限责任公司破产清算。

法院认为：被申请人甘肃大唐国际连城发电有限责任公司已严重资不抵债，符合破产条件，债权人的申请符合法律规定，其破产还债申请应予准许。

连城电厂再也支撑不住高企的煤价和低迷的利用小时数，连续亏损三年，资金链断裂，早于2018年4月开始停机至今。上一个停机的是大唐甘谷电厂，至今已过去两年。

新能源消纳困难或许只是困境的表象之一，更大的危机，在于火电企业的存续。

甘肃2017、2018年连续两年弃风弃光率下降超过10%，在一切为了新能源消纳的指挥棒下，成效显著。随着消纳曙光一起到来的是，19家统调公用火电企业同比减亏超过5亿元。深度调峰辅助服务市场的启动和省间外送电市场化交易的突飞猛进给火电带来了收入与利用小时数的双提升。

但在部分业内人士看来，这对解决积蓄已久的发电侧结构性困难仍是杯水车薪——搁浅成本太多了。

2017年8月，甘肃成为全国首批8个现货试点中的一员。2018年12月27日，甘肃、山西电力现货市场试运行启动暨2019年省间年度交易开市仪式在国家电网有限公司总部举行。直购电之后，无论是主政官员还是产业链主体，又站在了新的十字路口。

怎样的电力市场才能协调新能源与火电的关系？市场能“抚平”过去留下的伤痛吗？甘肃正在找寻答案。

游走在亏损边缘

甘肃火电的困境要从2009年拔地而起的新能源装机说起。

全国首个千万千瓦级风电基地落户甘肃酒泉，还有众多的光伏发电纷至沓来。甘肃新能源基地的建成奠定了大规模、集约式的开发模式。正是这样的狂飙突进，推动了中国新能源迅猛发展的十年，同时也带来了弃风弃光的顽疾。

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。而数年来省内有效用电需求增长不足，装机负荷比接近4:1。

2014年起，甘肃省“双弃率”就在两位数居高不下，尤其是2015至2016年，弃风率分别达到39%和43.11%，弃光率达到31%和30.45%。

这两年正是全国用电负荷增长低迷的时期。据国家能源局披露的数据，2015年全社会用电量同比增长仅0.5%，2016年有所回升，达到5%。但甘肃的情况并未缓解，2016年度全省全社会用电量1065.15亿千瓦时，同比下降3.06%。

eo记者此前报道过，当初新能源开发商都愿意到酒泉来开发风电，当地风资源条件优厚，人力成本低廉，无需征地赔偿，投资回报率可达12%。然而，甘肃风电的平均利用小时数自2013年开始连续下降，到了2015年，部分企业只有1000小时左右。一位风电从业人士曾表示，奋斗目标是保本，但实际上在亏损。

就在风电进入煎熬期时，光伏又添了一把火。

2016年12月27号，国家发改委正式下发《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》，“630”抢装潮到来。据统计，2016、2017两年间，光伏装机保持两位数的增长率，增速居各种电源之首。

一位业内人士直言，政府缺乏严谨科学的电力规划，依靠投资拉动经济，以及发电企业集体非理性圈地竞争是造成甘肃多年装机持续过剩的主要原因。

负荷的蛋糕只有这么大，要同时实现保用电、保经济、保消纳，而能把控的只有省内电量、电价，必然面临取舍。

新能源最核心的诉求就是发电，这也符合全力促进清洁能源消纳的方向。

从2015年起，甘肃便开始拓展新能源就地消纳渠道，组织开展新能源替代自备电厂发电交易，同时部分电量与火电一起参与直购电，通过竞争降价获得电量；从2017年起，结合清洁供暖工程推广，开展新能源与电采暖企业的电能替代交易。

2015年底，甘肃还将部分新能源电量纳入省内直购电范围中，与火电企业同台竞争。但据年度电力交易数据统计，到了2017年，这部分电量明显减少了。

2016年3月，国家发展改革委印发《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》。按照国家文件规定，甘肃二类、三类风电资源区保障小时数为1800小时，一类光伏地区为1500小时，其他地区为1400小时。不过，自国家提出保障小时数之日起，甘肃、宁夏、内蒙古等省区就自行核定了远低于国家规定的风光保障小时数，超出部分通过市场交易定价。

2019年6月10日，国家能源局发布《2018年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》，甘肃未达国家最低保障收购年利用小时数要求。

相关业内人士分析说，要完成国家制定的保障小时数，要把省内火电、水电全部关停后才能做到。但没有了这些电源，电力难以平衡，这是“硬约束”。

生存还是毁灭？

在保障性收购和补贴政策的加持下，新能源企业面对的是一道“量还是价”的选择题，而火电面临的则是生存还是毁灭的拷问。

近年来，甘肃火电已从起初仅汛期轮停演变为“无电可发”。2017年开始，为促进新能源消纳，公用火电机组全年按最小开机方式运行。全省优先发电能力远大于省内用电空间，造成纯凝机组除优先发电外其他省内发电空间为零。

“新能源企业至少有补贴，即便延缓，也还是应收账款，火电企业就更没有什么可以期待的了。”一位发电从业者说。

据相关数据统计，2018年省内统调19家火电企业中整体累计亏损176亿元，当年亏损25亿元，其中4家煤电企业资产负债率高于200%，8家煤电企业累计亏损超过10亿元。

在电力过剩局面出现至今接近十年之际，终于有电厂撑不住了。

兰州西固热电公司负债率高达269%，被列入国资委挂牌督导“僵尸企业”名单；大唐甘谷电厂、大唐连城发电公司分别于2016年4月份、2017年4月份全面停产；国电靖远电厂和国投靖远公司已向政府提出申请将所属的四台机组中的两台进行封存。

按照2015年11月4日，国务院常务会议对“僵尸企业”的具体标准，要对亏损三年以上且不符合结构调整整体方向的企业采取资产重组、产权转让、关闭破产等方式予以“出清”，但兰州石化是西固热电公司的重要用户，电厂的经营问题已经开始影响石化工业的供热供气安全保障。

最近停产的连城电厂由大唐国际发电股份有限公司持股55%，甘肃电投和国电电力分别持股25%、20%，位于甘肃省永登县河桥镇，总装机容量66万千万，装机两台33万千瓦机组，分别于2004年12月、2005年2月投产发电，设计年发电量30亿千瓦时。

连城发电厂原本是甘肃省七五时期建设的主力火力发电厂，装机两台10万千瓦机组，1982年投产发电，后因实施“上大压小”和节能减排政策，两台10万千万机组实行了关停，改建为两台装机容量30万以上的机组。

知情人士介绍，连城电厂地处甘肃省工业负荷最为集中的地区之一，大型的电解铝厂都聚集在此。而大用户之一中铝连城分公司自2015年底开始全面实施弹性生产，全部电解槽退出运行。时任中铝连城分公司副总裁蒋英刚在当年的干部大会上指出，连城的条件最差，产能最大，亏损最大，在没有找到解决困境的路径前，实施弹性生产是为了减少亏损，特别是现金流亏损，止住出血点。

这对于连城电厂来说则是负荷损失。雪上加霜的是，煤价从2013年到现在已经翻了一倍。一位发电从业人士透露，这两年竞争所得直购电电量远不及规划电量，且持续向用户让利，无法覆盖成本。高煤价、低电价、低利用率已经成为压垮火电的三座大山。

针对煤电行业的退出，国家发改委、国家能源局在2016年前后发布过淘汰落后产能工作的相关规定。发改能源【2016】855号文里明确了淘汰标准，包括单机5万千瓦及以下的纯凝煤电机组；或大电网覆盖范围内，单机10万千瓦及以下的纯凝煤电机组；或大电网覆盖范围内，单机20万千瓦及以下设计寿命期满的纯凝煤电机组。

文件指出，不参与等量替代新建煤电项目的机组，关停后可在一定期限内享受发电权，通过发电权转让交易获得一定经济补偿，具体办法由各省（区、市）自行制定，报国家发改委、国家能源局备案。

“连城不是落后产能，而是市场淘汰的，不符合上述标准，现在退出路径不清晰。”上述人士说。由于资产没有申请报废，设备容量也还计算在册，每年依旧要计提折旧费用。据了解，大唐已关停的连城、甘谷两个电厂，银行负债近50亿元，即使关停了，公司也还在继续承受亏损。

据悉，截止2018年12月31日，甘肃大唐国际连城发电有限责任公司资产总额约6.55亿元，负债总额约17.42亿元，资产负债率约265.81%，净利润约-2.30亿元。截至2019年5月31日，甘肃大唐国际连城发电有限责任公司资产总额约5.94亿元，负债总额约17.73亿元，资产负债率约298.5%，2019年累计净利润约-0.92亿元。截至目前，公司向甘肃大唐国际连城发电有限责任公司提供委托贷款余额5.36亿元，担保借款8.81亿元。

部分地区的火电因为连年巨亏、资不抵债，绝大部分电厂长期靠母公司“输血”维持经营。有国有企业人士表示，出于近年来持续降低负债率的压力，已无力注资施救，电厂资金链断裂，职工分流，但资产处置仍是难题。

一位业内人士说，公用煤电企业生存已经面临较大的系统性风险，需要引起高度警惕并予以防范和化解。

类似的境遇并非只在甘肃一省，风、光、水资源丰富省区的火电都在不同程度上承受着全行业亏损。以四川为例，2016年起，在水电优先的环境下，四川火电深陷困境，至少一半电厂的负债率达到100%，其中部分企业超过150%；云南一位发电集团相关负责人也曾在区域联席会议上提问：未来到底还需不需要火电？需要多少火电？怎么活下去？

国家发改委相关主管部门在四川调研时曾提出开展燃煤发电“两部制”电价试点，建议提出容量需求，通过拍卖等方式发现价格，将其与电能量交易、发电合同转让交易等结合起来。不过也有业内人士提出，在严重供大于求的状况下，一些机组即便作为容量也无“用武之地”，报价会处在较低水平。

甘肃一位火电从业人士认为，拿到“准生证”的不止是新能源，火电投资也都是符合当初规划建设的。在能源转型的要求下，计划模式向市场机制转轨的过程中，应当考虑进行容量置换，给这些亏损严重、无法继续经营的火电厂配给一些新能源容量。而这会“挤占”省内新能源项目规划指标，想要落地并非易事。

“如果火电都‘趴下’了，新能源也难以独善其身。”上述人士说：“现在只想求得一份生存权。”

华北电力大学经济与管理学院教授袁家海近日在接受媒体采访时提出，资源禀赋决定了我国无法完全摆脱煤电。未来应当构建不同时间维度、包括能量、容量、辅助服务等不同交易对象的完整市场结构，健全完善差异化补偿机制，充分发挥各类存量煤电机组系统价值。

一个硬币的两面

“倒下”的连城电厂本是甘肃连接青海电网的支撑电源，电网原有的三台变压器，一般是以N-1方式运行，即“两用一备”，电厂关停之后，需要三台全开，分担系统压力。

截至2019年，甘肃新能源装机比例已超过火电，成为省内第一大类电源。为了促进新能源消纳，火电机组一直按最小开机方式运行，这也造成了系统调峰资源不足、调节灵活性欠缺、电网调度运行方式僵固等问题。据统计，甘肃冬季、夏季省内调峰分别缺口290万千瓦、360万千瓦。

在难以指望气电、抽水蓄能等调节电源的情况下，火电灵活性改造必须担纲重任。

根据电力“十三五”规划，“三北”地区火电机组灵活性改造要达到约1.98亿千瓦，改造完成后，预计将增加4500万千瓦的调峰能力。

东北是“三北”地区推动解决调峰问题的先行者。

黑龙江、吉林位列国内七大风电基地，辽宁风电规模亦不在其下。冬季风电大发时，东北地区正好处于供暖期，70%以上的煤电机组都是热电联产机组，即便已将出力压到最小，风电、光伏的消纳空间仍然极为有限。

解决东北热电矛盾的关键技术在于热电解耦，即实现热电比大幅自由转换。相关媒体近日报道，华能丹东电厂在进行热电解耦改造后，机组突破了原有供热始末期机组最小出力23万千瓦时方能满足供热需求的瓶颈，曾在供热的20天里获得了600万元调峰奖励。

国家能源局东北监管局党组书记、局长苑舜曾撰文披露，东北电力辅助服务市场启动以来，在市场价格信号的引导下，机组深度调峰能力持续增强，常态新挖掘火电调峰潜力400万千瓦以上。2017年东北风电受益多发90亿千瓦时，2018年前三季度风电受益多发102亿千瓦时。

2018年4月，西北首家深度调峰辅助服务市场启动，就在甘肃。截至2019年5月，深调市场促进省内新能源消纳超过4亿千瓦时，奖励资金超过1亿元。而火电机组实现深度调峰服务的方式也是热电解耦。

火电灵活性改造与辅助服务市场中相应的激励机制确实在发电之外，给火电企业开拓了另一个收入来源，也给其为系统消纳新能源提供的服务赋予了价值。相比过去的“两个细则”，火电机组的灵活性得到提升，也获得了更多激励。

但中国电力企业联合会党组成员、专职副理事长王志轩日前在接受媒体采访时认为，一些地区火电机组调峰所获得的收益是一种政策的“奖励”，而非正常、稳定的商业模式。目前的政策是以行政手段规定所有火电企业共同承担调峰责任，改造后的火电厂所获得的调峰收益来自其他不具有调峰能力的电厂。

换言之，这是一种“零和博弈”，如果所有企业一拥而上反而是危险的。

一位火电企业相关负责人解释，并非所有热电机组都适合热电解耦。甘肃的热电联产机组可大致分为三类，一是不可间断的特种工业供热，二是带部分民用的工业供热，三是纯民用供热。第一类一刻也不能停，一停就是事故；第二、三类可间断，但在冬季最冷的时候，第三类也要优先保障居民供暖。具备调峰能力的只有第二类和部分时段的第三类机组。

上述人士指出，国内火电机组的出力设计一般都在75%-100%之间，此时煤耗可达最低值，但从70%下降到50%，煤耗要增加约20克；下降到40%则要增加约50-60克。

王志轩曾指出，从社会效益来说，火电机组灵活性改造促进了新能源消纳，具有一定的清洁、低碳效应，但为了实现调峰的目的而让所有的火电机组都运行在一个并不合理的区间，使得机组运行效率下降，煤耗增加，这在某种程度上来说又是不低碳、不高效的。

外送“救市”

2018年是甘肃发电侧迎来曙光的一年，一方面省内负荷自2017年起触底反弹，另一方面外送的突破缓解了困局。

数据是喜人的：2018年跨省跨区外送电量同比增长60.17%，弃风率下降13.8%，弃光率下降10.4%，连续两年实现了省委、省政府提出的“双降10%”目标；19家统调公用火电企业平均发电小时数同比增长23.70%。2019年1-3月，累计外送104亿千瓦时，同比增长42.09％，预计全年可实现外送电量再增加100亿千瓦时、全年突破400亿千瓦时的目标。

新能源与火电“打捆”外送，两者收获了双赢。

2017年以来，除省（区、市）政府及职能部门间签订政府间电力长期合作协议或送受电框架协议以外，通过北京电力交易中心组织的外送电交易，甘肃电力外送市场已达19个省（区、市）。据了解，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，目前甘肃和天津、河南等省政府签订了两省市政府间合作协议，与四川、重庆等签订了两省市部门间外送电协议，与北京、陕西、青海等省市有关部门正在协商开展合作事宜。

2017年6月，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建成投运。此前，甘肃可以利用的外送通道有6个，包括借道新疆天中直流送河南，通过宁夏灵绍直流送浙江、银东直流外送山东，灵宝、德宝直流外送华中；通过甘青联络线外送青海，柴拉直流外送西藏。

祁韶直流则是甘肃第一条专用外送通道。但媒体曾报道，这条通道投产仅一周后，受端湖南省经信委便发出通知：鉴于防汛形势紧急，要求国网湖南省电力公司暂停通过祁韶直流从外省购电。

送出端和受入端的供需特性不匹配是最大的问题。相关业内人士介绍，从通道上看，甘肃电网本身存在一定的电力安全约束，而祁韶直流之于湖南而言又是“大直流”和“小电网”。从季节上看，夏季甘肃送电能力旺盛时，湖南正处汛期，而冬季湖南处于枯期，需要外电时，甘肃又正值供暖季。

“都是清洁能源，总不能在夏季弃水来接受甘肃的风、光电量吧。”知情人士说。

在规划初期，国家发改委、国家能源局、国家电网等各方都不看好祁韶项目，起点和落点经过多次讨论，反复修改。《中国能源报》曾报道，该线路在2010年前并未列入国家能源局特高压线路规划，直至2010年时任甘肃省省长徐守盛调任湖南，祁韶特高压才有了实质性推进。

2011年1月，徐守盛在湖南省第十一届人民代表大会第五次会议上作政府工作报告。报告中首次出现了“特高压”的字眼：“开工建设酒泉—湖南特高压直流输电线路”。2011年4月11日，甘肃、湖南两省在湖南长沙签署《甘肃向湖南送电框架协议》。

线路的设计输电能力为800万千瓦。但就当时的电源规划、网架坚强程度、湖南省的电力市场空间等条件来看，这个容量从一开始就被认为是不可能高效运行的。如果一定要达到800万千瓦，甘肃就需要新建配套电源，同时加强省内电网网架，湖南的网架也要同步加强。

而甘肃省内配套火电电源的核准、建设，分别赶上了国家火电项目审批权下放和严控煤电建设，至今尚未投运，致使这条特高压线路如今最大输送能力只有500万千瓦。

“拉郎配”的结果是需要追加更多投资，大建设时代过去后，当初的设想接连遭遇“意外”。

迫切送电出省的甘肃和勉强购电的湖南形成了典型的买方市场。“打捆”外送为企业挣得的是现金流，而盈利空间仍然堪忧。新能源尤其无法通过交易盈利，只能换取补贴，但随着补贴退坡、平价上网政策力度的增大，新项目越来越多的情况下，这种模式将难以为继。

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”地接受。

体现能源外部性成本的配额制和绿色电力证书交易制度被寄予厚望。

就在记者在甘肃走访期间，历时数年、几经易稿的可再生能源配额制正式发布，而这一次，文件并未以“配额制”的说法面世，而是以“消纳责任权重”的名字出现。据业内人士解释，配额制始终有行政指令的色彩，在电力市场化改革的背景下，显得不合时宜。

西北一位资深能源从业者对此的第一反应是，东部大省或许会考虑加大分布式资源的投入，还有发展海上风电等“新型”可再生能源。

2019年1-4月，甘肃全省累计外送138.15亿千瓦时，同比增长40.19%，但省内工业用电负荷出现负增长，全社会用电量同比仅增长0.32%。

“大基地”消纳任重道远。

现货定位

2017年年中，电力市场建设迎来新契机。

当年7月，国家发改委、国家能源局召开电改吹风会时透露，将选择部分区域和省开展电力现货市场建设试点，研究建立以中长期交易规避风险、以现货交易发现价格的电力市场体系。

国际电力市场已历经数十年的发展，电力现货功能明确，即提供电力运行的价格信号。而对于甘肃来说，现货市场或许要承载更多诉求。

新能源消纳始终是甘肃要解决的核心问题之一。相关业内人士表示，以往还是以行政手段为主平衡新能源和火电的关系，希望通过建设电力现货市场来改变和完善现状。

据悉，时任甘肃省主要分管领导曾召集专家咨询破解省内经济发展困境的良方。在一场电力市场内部讨论会上，一位与会专家回忆，省领导提出，为何甘肃电力过剩，电价仍然居高不下？“如果方案绕开终端降价诉求恐怕很难过关。”这位专家直言。

相关专家认为，国内尚无建设现货市场的成功经验可以借鉴，并且触及诸多利益调整，推动困难可以预见。

2009年起，甘肃便开始尝试推动直购电，期间方案主导部门几经改变；2018年初，在“两个细则”的基础上，国家能源局甘肃监管办发布了《甘肃省电力辅助服务市场运营规则（试行）》通知，包括深度调峰等在内的省内辅助服务市场启动；2018年11月，由西北能源监管局主导，甘肃、新疆能源监管办以及国网西北分部参与设计的西北跨省调峰辅助服务市场也正式进入试运行。

发展到现阶段，不同主管部门分工相对明确，建设现货市场已经不是在一张白纸上作画了。“起步阶段不宜做过大的利益调整”多次出现在相关讨论汇报材料中，这或许是甘肃相关主管部门达成的共识。

作为送端省份，甘肃首先要完成省内电力电量平衡，若有风光弃电则参与到跨省区增量现货市场，跨省区出清完后再参与到西北跨省调峰辅助服务市场，如果在实时调用时有需要再根据情况决定是否启动省内深度调峰辅助服务市场。

“目前我们还在考虑建设调频市场，备用容量市场也是需要的。如何简化、衔接，需要时间融合。”上述设计者坦言。

业内人士指出，甘肃电力现货市场建设试点第一步是希望现货先“跑”起来，推动市场建设统筹考虑，整体推进。

2017年8月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，甘肃成为首批8个现货试点之一，开始探索构建中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系。

方案的核心设计者之一回忆，甘肃当时动作很快，部委发文之后，政府相关主管部门积极行动，落实责任分工，启动方案设计。2018年5月30日，由省工信厅组织牵头，能监办、发电企业，以及国内的电力专家和国家能源局相关领导对方案进行了第一次评审，并将该方案向国家能源局报备。

方案提出因地制宜、平稳起步、循序渐进、逐步完善的思路，第一阶段是实现现货市场的平稳起步，第二阶段是开展由用户侧参与的发用电双边市场，建成较为完备的现货市场体系。

第一阶段市场建设要解决的核心问题是为新能源替代火电发电建立具有时间、空间特性的市场机制，明确火电为促进新能源消纳做出了多少贡献，价值是多少，新能源又多发了多少电。这更近似于一个实时的新能源和火电发电合同转让市场。而第二阶段则希望用户动起来，进一步促进新能源的消纳。

三个月后，基于这一版方案的规则初稿成型，主要负责拟写规则的甘肃省电力公司开始向主管部门汇报。

2018年11月21日，国家发改委体改司、国家能源局等主管单位再次召集国内专家对甘肃电力现货市场的方案进行评审。

上述设计者说，这一次修改比较大。最初甘肃设计了一个发电单边存量市场和一个用户增量市场，设计用户增量市场是为了惠及更多新兴工业园区用户。但相关专家提出，市场链条太长，不利于平稳起步。

发电侧单边市场的定位也引来了争议——为何不引入用户？

供给严重过剩，国有企业又无法处置过剩资产，且用户降价诉求极为明确的情况下，一位资深业内人士指出，单边市场似乎是目前阶段唯一的选择。参与规则设计的人士指出，新能源的间歇性使得中长期市场中发电侧与用户侧难以约定曲线。

但有专家建议，在设计市场时必须考虑到优化资源配置的目标，比如在低谷时段提供优化电源、负荷的价格信号，同时应给新能源发电企业和用户以标准曲线选择。

“做双边市场对电网计量采集系统是有硬件要求的，需要在目前基础上进行较大的改造。”上述人士说：“这将成为市场从单边到双边的重点之一。”

2018年12月27日上午，国家电网有限公司召开甘肃、山西电力现货市场试运行暨2019年省间年度交易开市仪式。国家发改委副主任连维良出席开市仪式并指出，现货市场是一个完善的电力市场不可或缺的组成部分，推动现货市场建设、启动现货市场试运行，对进一步深化电力体制改革意义重大。

据悉，截至目前，甘肃电力现货市场已经完成了内部模拟报价、测试系统流程、集中培训等步骤，进入到发电企业参与模拟报价的阶段。前期发电企业申报数量较少，后期逐渐增加，火电企业已做到每日全部申报，新能源企业每日上报率也普遍提高。

“下一步将先执行‘量’，这样每个电厂就会去分析弃电的原因，促进其模拟报价更严肃。”相关业内人士介绍。但发电企业预估，现货市场如果按照当前的规则体系正式启动，发电侧的降价压力会更大。

一位发电企业相关负责人提出，面对甘肃火电与新能源目前的脆弱平衡，需要把市场范围扩大，以甘肃新能源消纳为中心调用西北区域内的灵活资源完成系统平衡，并建立相应的补偿机制。此外，应加快抽水蓄能、电化学储能等灵活性高的资源建设，让各种电源真正发挥其价值，而不是总是让各自都做出“无奈的选择”。

“现货市场的诉求本来只有一个，就是发现价格。”一位资深业内人士评价：“但目前许多试点省份都是多目标设计，目标多了就等于没目标，容易失去最初的功能。”

据eo了解，近期一份关于电力现货市场建设的报告指出，部分试点省份的目前方案，受模拟试运行时间限制，总体上是在维持计划调度机制不变的情况下，增加了市场化调整偏差的内容。模拟试运行后，具有较大可能性做大幅修改。

来源：南方能源观察