【聚焦】弃电背后：市场化猛药如何“逼死”光伏消纳

重症下猛药。在弃风弃光顽疾持续恶化的背景下，甘肃决定先行先试，率先将光伏风电电力推向全面市场竞价的时代——11月11日，甘肃省发改委、工信委、能监办联合印发《甘肃省2016年电力用户与发电企业直接交易实施细则》，甘肃随之成为全国第一个将光伏风电参与大用户直购电列入年度计划的省份，但这项旨在促进光伏风电消纳的政策在执行过程中却有些本末倒置，并让一线光伏风电企业集体产生了政策制定者是否“下错药方”的质疑。

弃风弃光顽疾加速恶化

官方统计数据显示，2015年上半年，甘肃以135万千瓦的风电新增装机容量领跑全国，但同期风电利用小时数却全国垫底，仅为699小时，不及云南（1706小时）的一半。从弃风数据看，上半年甘肃弃风电量为31亿千瓦时，仅次于蒙西的33亿千瓦时，但弃风率高于后者20个百分点。

进入下半年以来，甘肃的弃风顽疾加速恶化。今年前10个月，甘肃全省弃风电量达69.4亿千瓦时，弃风率则高达到39.6%。值得注意的是，由于计算方法存在差异，光伏风电企业统计的实际弃风数据远超这一数据。

目前甘肃风电开发主体为五大发电旗下的光伏风电公司，各家装机均超过百万千瓦。记者从企业方面拿到的数据显示，截至11月底，五大发电在甘肃的风电限电比例平均值达48%，其中最高的中电投甘肃公司限电率已达55%。与之形成鲜明对比的是，去年同期五大发电在甘肃地区的平均限电率只有18%左右，其中弃风率最高的大唐甘肃公司也未超过25%。

点状的月度数据更为夸张。一家国字头风企甘肃分公司负责人告诉记者，今年上半年，该公司各月限电比例均在40%以内，但下半年情况持续恶化。“10月我们的限电比例高达63.31%，当月弃掉的电量逼近2亿千瓦时，实际发电量还不到1亿千瓦时。更可怕的是，10月17日当天的限电比例甚至出现了76%的历史峰值，一天之内就弃掉了1254万千瓦时电量。”

据记者了解，年发电利用小时数达到1400小时是目前甘肃风电的盈利平衡点，但截至11月底，甘肃风电利用小时数仅为1078小时，同比大降336小时。在此背景下，多家甘肃光伏风电公司一线工作人员告诉记者，今年甘肃全省风电利用小时数基本已无望达到1300小时，而2016年的情况只会更糟。“保守估算，明年百万千瓦装机至少亏损3-4亿元。”

被动全面参与市场竞价

甘肃光伏风电企业人士告诉记者，以目前的建设节奏估算，甘肃的风电光伏装机明年将达到2000万千瓦，即便以1000小时的年利用小时数计算，发电量也将超过200亿千瓦时，但2016年甘肃电量平衡预计光伏风电“外送+本地消纳”的发电量只有150亿千瓦时左右，大量弃风弃光不可避免。

在此之前，受制于省内疲软的需求，甘肃光伏风电消纳主要依靠外送，但随着经济进入新常态，上述地区接受外来电的动力持续衰减，预计明年甘肃光伏风电外送电量至多与今年持平。

在此背景下，面对仍在持续攀升的装机增量，挖掘省内极为有限的消纳潜力成为“不是办法中的办法”。按照规划，2016年甘肃省内计划消纳100亿千瓦时光伏风电电力，甘肃省方面将光伏风电消纳的出路寄托于当地高耗能企业，决定在2015年小部分发电量试行的光伏风电企业参与大用户直购和风火置换的基础上，于2016年全面执行光伏风电电量参与市场竞价。

11月11日，甘肃省发展改革委、工信委、能监办联合出台《甘肃省2016年电力用户与发电企业直接交易实施细则》。据记者了解，共有158家电力大用户拿出281亿千瓦时电量参与竞价，其中光伏风电竞价电量56.2亿千瓦时，占总交易电量的1/5。截止12月10日，购售电双方已完成交易平台提交工作。

值得注意的是，除了大用户直供电，甘肃已在运作的光伏风电参与自备电厂交易权置换也在采取自由竞价的方式。此外，据记者了解，2016年，包括甘肃在内的西北五省光伏风电外送电量也将采用竞价交易模式。

本末倒置

在消纳持续不畅的背景下，甘肃决定重症下猛药，将包括光伏在内的新能源电力推向全面市场竞价的舞台。但问题是，药方开对了吗？

多位甘肃新能源企业人士在接受记者采访时指出，新能源企业之所以会在电力直接交易中大幅让价，主要是因为保障利用小时数过低，为提高发电量被迫选择“饮鸩止渴”。从其它省份的成功实践看，新能源企业参与电力直接交易通常会有一个“兜底”的保障利用小时数，高出的部分才会参与竞价交易。例如蒙西规定的保障利用小时数是2000小时，即风电超出2000小时以上的部分参与竞价交易。

但甘肃采取了“本末倒置”的做法——新能源需先行参与市场竞价交易，然后根据交易后的剩余电量确定保障利用小时数。换句话说，按照甘肃省2016年的发电计划，新能源保障发电量（即全价收购的电量）与大用户直供发电量（即降价收购的电量）总量为100亿千瓦时，两者存在此消彼长的关系。这就出现了一个有意思的情况，举个极端的例子，假设新能源企业全都不参与大用户直供竞价交易，那么电量计划中的这100亿千瓦时就全成了全价收购的电量，反而对新能源企业最有利，这样看来政策似乎存在不鼓励新能源企业参与竞价的导向。当然现实情况是，甘肃省电力市场的蛋糕远不够分，且新能源企业又不可能默契地一致选择不竞价，因此他们一定会全力争取这56.2亿千瓦时的竞价电量，这就恰好把新能源企业置于了“囚徒困境”中，结果只能是将保障电量压到最低的44亿千瓦时，以2000万千瓦的装机折算，保障利用小时数大致仅为220小时。

在甘肃一线新能源企业看来，受新政影响，加之失衡的供需状态，明年甘肃新能源企业陷入全面亏损已成必然，特别是考虑到目前甘肃新能源企业中仍有一半尚未进入新能源补贴目录，这类企业参与竞价交易势必出现“发电却无现金收入”的怪象，现金流断裂的风险陡增，一旦失控，整个甘肃的可再生能源产业发展都将受到难以估量的负面影响。

关于甘肃乃至三北地区新能源消纳受限的根本原因，业内的一致共识是电网、电源企业之间协调不畅、中央精神与地方政策无法做到对接落地所致，特别是《可再生能源法》、新电改配套文件《关于有序放开发用电计划的实施意见》提出的全额优先保障新能源电力上网几乎从未得到切实执行，甘肃在推进新能源参与电力直接交易时本末倒置的做法就是典型。

在此背景下，有行业专家建议，为从制度上保障可再生能源的消纳，包括甘肃在内的西北五省可先行试点可再生能源配额制，将非水电可再生能源电力纳入配额制考核范围，明确西北各省可再生能源消纳的比例。与此同时，国家层面应加强协调，增加西北电网尤其是甘肃电网跨区外送的份额，让新能源电力在全国更广大的范围内消纳，并合理控制甘肃新能源的发展节奏，在外送通道不畅且需求有限的情况下，避免一窝蜂式地上马新项目。另外，在保障甘肃电网安全的前提下，研究建立调峰辅助服务市场，激励现有公用纯凝火电机组进一步压低最小技术出力，水电深度调峰，推动自备电厂参与调峰服务，从而解决电力电量严重供大于求的矛盾，在降低碳排放的基础上实现多方共赢。