导语 :
用电量数据是经济的晴雨表之一，随着我国经济进入新常态，电力的增速也开始放缓，华中地区也是如此，根据甘肃省电力公司交易中心厂网联席会公布的数据，2014年，华中接收甘肃新能源电力同比降幅超过25%。这使甘肃原本可以外送消纳的电量大打折扣。
限电比例40% ，消纳能力减弱，供需矛盾突出
“十二五”规划中，风能发展的主要任务是“建设河北、蒙西、蒙东、吉林、甘肃、新疆、黑龙江以及山东沿海、江苏沿海风电基地，到2015年，大型风电基地规模达到7900万千瓦。”主要目标是：风力发电要在2015年达到一亿千瓦。目前，虽然“十三五”规划还未出台，对“十二五”的经济数据还没有正式的分析报告，但根据中国电力企业联合会发布的《2015年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，并网风电装机容量突破1亿千瓦，达到1.0491亿千瓦，基本上可以预测这一目标已经实现，风电基地已经基本建成，但是部分风电基地的发展遇到限电的比例逐渐提高、消纳能力减弱、风电的供需矛盾突出的问题。
甘肃省是风力发电的大省，首当其冲。
弃风限电40% ？
“9月份企业在甘肃的限电比例达到了60%，而企业9月份在全国范围内的限电比例也只有不到14%。”某大型电力公司的相关负责人表示。
这不只是一家企业正在面临的问题，根据甘肃省电力公司交易中心厂网联席会公布的数据，负责甘肃省风力开发的五家主要的新能源公司在本年度1-9月弃风限电的比例都超过了40%。国家能源局的数据显示，甘肃省2015年前三季度6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时为975小时，比同期减少了320小时，位居全国倒数第一。
“去年，华中接收甘肃新能源的电力46亿千瓦时，而到今年上半年，华中只接收了13亿千瓦时。”这位负责人介绍说。以往甘肃省的风电基本分两部分使用，一部分满足甘肃省的生产与生活，另一部分会输送到外省消纳，主要包括青海、山东和华中地区。现在，这三地接收外来电的动力正在明显减弱。“当地消纳不了的电力，要有更多的配套设施把它们送出去。”中国电力投资集团公司计划口的负责人余岗表示。
进入21世纪第二个十年以来，我国的经济增速逐渐放缓。根据中国电力企业联合会发布的《2015年1-9月份电力工业运行简况》显示，我国2015年1-9月份，全国全社会用电量41344亿千瓦时，同比增长0.8%，增速同比回落3.0个百分点。用电量数据是经济的晴雨表之一，随着我国经济进入新常态，电力的增速也开始放缓，华中地区也是如此，根据甘肃省电力公司交易中心厂网联席会公布的数据，2014年，华中接收甘肃新能源电力同比降幅超过25%。这使甘肃原本可以外送消纳的电量大打折扣。
西北地区的电力调配主要由西北电网负责协调，在过去的几年里，青海、宁夏、新疆、陕西、甘肃这五个省级行政区风电的上网量都是西北电网根据各省或自治区风电的实际消纳情况平衡调配的。2014年9月后，跨省联络线考核取代了原来的调配制。西北电网将电力调配的权力下放到了西北五省，电力由原来西北五省内平衡消纳，转变成基本只能在本省内消纳。“考核很严，如果联络线送的负荷多了，超过它的规定，它甚至就不给你结算电费了。”这位相关负责人说。甘肃省的经济发展相对落后，消纳这些电力的能力有限，也导致弃风限电的现象日益严重。
与增速放缓的经济和用电量形成对比的是，甘肃省装机容量在不断增长。根据甘肃省电力公司交易中心厂网联席会公布的数据显示，截至2015年6月底，甘肃省的风电装机已达1102万千瓦，位居全国第二。
2013年5月起，国家能源局网站公布了第一批被取消或下放的能源领域行政审批事项，将新能源项目的部分审批权下放到地方政府，以增强地方政府的自主性，风电项目也随之增多。新能源企业对于这些项目的经济风险，也要自己承担。“企业承担这部分的风险是合理的，《可再生能源法》等法律法规中规定的相关补贴也是在企业盈利的情况下才给予补贴，要盈利就要承担相应的风险，这是符合市场规则的。”厦门大学能源经济协同创新中心主任林伯强教授指出。
“在目前的情况下，我们基本上已经停止了对甘肃大规模风电项目的投入，即便有也只是从长远战略角度考虑的小规模项目的投入。因为甘肃是一个大的能源基地，虽然现在在限电的时候可能没有太大的效益，但是从长期看，当限电问题逐渐被解决后，这里依然是一个新能源战略要地。”这位负责人表示，但除了战略原因之外，国家政策的导向也是原因之一，“发展风电装机可以拉动经济，促进经济的发展，但是忽略了对投资企业后是否亏损的考虑。”“目前的新能源发展要双管齐下。”林伯强教授指出，“从需求角度讲，政府现在应当放缓风电项目的开发，减缓风电的消纳压力；从供给角度讲，国家要制定有力的措施保障全额保障性收购制度的落实，以促进新能源企业的优先发展和权利保护。”
解决消纳问题靠通道？
以前，消纳能力不足，建设送出能力更高的电力通道是一个方法。甘肃新能源送出主要依靠750千伏线路，为了提高甘肃新能源电力外送能力，2014年，国家电网公司的750千伏二通道工程投入使用，一度将玉门和瓜州地区的风电送出能力提升至400万千瓦，各大风电企业的限电情况随之明显好转。
正在建设中的酒湖特高压也是为了解决这个问题。酒湖特高压是在酒泉和湖南之间建设的±800千伏特高压直流输电线路，本年度6月开工，预计会在2017年完成，该电网的输电能力将超过800万伏特，有望大大提升风电的传输能力。“我国电力传输的通道虽然在近几年已经有了很大的发展，但是还需要进一步建设，提高电力传送的能力。酒湖特高压的建设会促进对甘肃风电的消纳。”余岗表示。
也有人对这条输电线路缓解甘肃风电消纳的能力表示质疑。“我并不觉得这条线路建成就能解决弃风限电问题。湖南本身的电网也需要在本地进行消纳，尤其大发水电的时候，对甘肃风电的需求是比较小的。它自身的火电也要保证一定的利用小时。”这位负责人表示，“现在的问题是通道有了，电卖不出去了。风电承受着电网的通道建设和消纳双重的压力。”
风火发电权之争是否有新解？
早在2006年中国颁布《可再生能源法》时，法律就规定电网企业要全额收购符合资质的电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，但是收效甚微，于是在2009年《可再生能源法》修订时，全额保障性收购制度开始实行，国务院能源主管部门需按照可再生能源的规划，确定在规划期内应当达到的可再生能源发电量占全部发电量的比重，电网要按照这个比重，优先调度和全额收购可再生能源发电。可再生能源的发电配额成了各方关注的焦点，但是这个配额标准却迟迟呼之不出。
“风电的成本高于火电的成本，最后卖的价格都是差不多的。”中国大唐集团公司计划口负责人邢德海表示。原本应当被优先发展的风电，面临着尴尬的境地。根据2015年1月7日国家发展和改革委员会做出的风电上网电价调整，甘肃除张掖市、嘉峪关市、酒泉市以外的大部分地区电价为0.52元/千瓦时，“简单地来说，风电的电价包括两部分，一部分可以理解为火电的价格，也就是基础价格，另一部分则是根据《可再生能源法》等法律法规中对风电等新能源的规定而进行的补贴。对风电上网电价的补贴实际上来自于我们交的电费，电费中会有一部分的金额用于补贴风电上网电价。”林伯强教授解释道，“这种补贴的方法是否是可持续的取决于风电的发电规模占总发电规模的比例，如果比例特别大，公民就要考虑是不是在自己的承受范围之内了，但是目前这个比例还是非常小的。”
今年5月底，中国铝业兰州分公司自备电厂拿出6亿千瓦时电量，与甘肃新能源企业做发电权的交易。甘肃当时的火电标价是0.325元/千瓦时，这要低于风电的价格，新能源企业反而要补贴这部分差价给对方，然后再把自己的电卖给对方，解决一部分消纳的问题。
目前，这种风火发电权的交易成了实践中常见的一种方式。
“虽然这是一种权宜之计，但符合现在的情况，可以在当前的中国被推广。”这位负责人说，“兰州铝业不再用火力发电，从结构上实现了优化。兰州铝业压缩了自己的企业，我们新能源企业提供一定的补偿，实际上一种共赢。”“这种方式只是在目前的背景下达到了几方的共赢，是符合目前的实际情况的解决方案。”该公司的另一位负责人表示。
虽然《可再生能源法》中规定了对新能源要进行全额保障性收购，但在实践中，由于发电配额和甘肃风电的困境，依然困难重重。“这并不是说《可再生能源法》是没有用的，它给了新能源企业从事新能源经济活动的法律依据，是有法律效力的。只是在目前关于中国的新能源领域还有一些问题要处理。”林伯强教授指出。
“但也并不意味着，我们要完全废止火电。”这位负责人说，“我们说弃风限电现在非常严重，但不是说风不能弃，因为电网有电网安全的问题，有电网调峰、调压的问题，这些问题都需要靠火电来补充，而不是靠新能源就能支撑起来。单纯靠风电提供电能是不安全的，因为风电有一个不规则性，间歇性的特点，所以需要火电参与一部分的发电。”
在国外，弃风限电也是普遍存在的问题。解决弃风的措施基本从技术和制度两个层面入手。以美国为例，在技术层面上，根据风电场不同的性能，进行差异化管理。美国德克萨斯州根据风电场的不同性能，将风电场划分为“快速响应”和“慢速响应”，规定快速响应风电场可以超日限制运行，而慢速响应风电场则不能。当电网阻塞需要限电时，调节性能差的风电场的弃风电量要高于其应承担的份额。通过调整分时发电限制来弥补快速响应风场在先前的调度中快速弃风带来的发电损失。在制度层面上，将允许合理弃风作为风电并网的前提条件。例如德国在《可再生能源法》中明确规定，装机容量超过100千瓦的风电机组必须安装可遥控的出力控制装置，电网运营商在系统过载条件下可直接降低其发电出力，否则不予并网。
随着“十二五”规划即将收官，新能源基地的建设已经基本完成，但新的问题也随之产生。明年是“十三五”规划的开局之年，如何解决新能源基地的消纳问题，抑制新能源的产能过剩，统筹政府、电网、和发电厂的协作，防止资源的浪费，更好地节能减排将成为重要的议题。
