【反思】 弃风限电那点事儿

1、新能源大规模集中快速开发方式是造成“三北”地区弃风（光）限电形势严峻的根源。

近年来，我国“三北”地区弃风（光）限电形势严峻。2015年甘肃、新疆、吉林弃风率分别为39%、32%、32%，2016年甘肃、新疆、吉林弃风率分别为43%、38%、30%。另外，西北地区还出现了弃光现象。2015年甘肃、新疆弃光率分别为31%、26%；2016年甘肃、新疆弃光率分别为30%、32%。

弃风（光）限电的“三北”地区有几个共同特点：一是拥有丰富的风力资源、充足的光照环境和土地资源优势。二是新能源爆发式增长，装机集中规模大，且远离负荷中心，电力就地消纳空间有限。三是发电装机容量整体过剩，煤电机组中供热机组占比大。此外，部分区域自备电厂装机占比大。

有如北极的风、赤道的光还不能被人类有效利用的道理一样。鉴于新能源间歇性、随机性、波动性特质，“圈地运动”式的大规模集中快速开发方式是造成“三北”地区弃风（光）限电形势严峻的根源。区域新能源开发建设在规模和节奏上存在盲目、无序、过度、失控状况，对区域新能源行业的健康发展产生了严重损伤。

反思当年“建设河西风电走廊,打造西部陆上三峡”的提法值得商榷。打个不太文明也不完全准确的比喻，现在解决“三北”地区弃风（光）限电是在干“擦屁股”的事，而且一时擦不干净。或者说超速了你不能一股脑埋怨路不平，高弃风限电拉响了刺耳的警报，现在不得不“急刹车”，开展停车清障等事后处理了，只不过大家都要为此“埋单”了。

能否就地消纳和实现外送是大规模集中开发新能源必须考虑好的两个问题。河西新能源消纳中两个问题都不好解决。要实现2020、2030年非化石能源占一次能源消费比重分别达到15%、20%的能源发展战略目标，必须优化调整新能源开发布局。

2、相煎何急，新能源与火电起“争执”。

为了价格的煤电“顶牛”由来已久，大家对此已然有些疲惫。如今，“三北”地区的新能源与火电为了消纳空间又“争执”起来。“煮豆燃豆萁”呀，为了“地盘”，双方各说各的道理，透着些许“火药味”。

“三北”地区新能源的抱怨主要集中在：保障性收购小时得不到保障，认为煤电机组挤占了本应属于新能源的优先发电空间并导致弃风限电加剧，以及“三公”调度与相关信息不够透明等方面。可再生能源学会风能专委会秘书长秦海岩还认为:新能源为火电厂的计划电量“调峰让路”。

以甘肃为例，从下表可以看出：含自备的火电发电量近两年连续下降，不含自备的火电发电量更是从2011年579亿千瓦时的最高点下降到2016年的454亿千瓦时；新能源发电量逐年增加，其装机短期内爆发式增长，至2016年底新能源装机是最大用电负荷的1.5倍。

2015年，甘肃公用纯凝煤电机组基数利用小时仅261小时。从2016年起，除自备电厂自发自用外，甘肃就没有安排1度非保障性煤电发电计划，纯凝煤电机组除安全约束电量以及市场化外送电量之外，再无任何电量。把新能源弃风限电加剧的主因归结于政府电量计划、电网运行调度、火电挤占空间的说法，有点罔顾事实。当然，改善电力运行调节促进清洁能源消纳不是一点空间都没有。如：利用跨省区互济能力与调峰资源，通过市场手段打破省际壁垒，促进新能源更大范围的更多消纳。

无论是计划体制还是市场体制，煤电都应充当“清道夫”的角色，承担电力系统调峰、调频、水电丰枯调节以及系统容量备用作用。对于新能源而言，煤电要“让路”还要“托底”，关键是看煤电能否持续“负重前行”。免费的午餐不会有，同样没有回报的煤电“让路”和“托底”一定不可持续。譬如，即便技术上可行的煤电机组灵活性改造，在低利用小时下如果“活”不下去，有人说那就是瞎折腾。

新能源和煤电的“姻缘”注定不会太完美，也注定不会天长地久。煤电有煤电的命运，一些地区的煤电注定难以优雅地活到该活的年限。新能源前途光明，光明之路上有天然气、有储能、有更加灵活的电力系统以及完善的电力市场，大家和谐共处且都是自由身。然而不要忘了，能源转型之路上的主要担心集中在电力价格承受能力和电力可靠性上，潜在的风险、不确定性来自众多方面。

当下，“三北”地区新能源与煤电与其相互埋怨，不如调整调整一下情绪，好好反省反省自己，出远门哪能不“抬头看路”，怎么吃的“冷亏”各自心知肚明，最好相互体谅一下，相煎何急呢。

3、能源转型需要空间和时间，同时要最大限度的减少代价。

卓尔德环境研究中心首席能源经济师张树伟在《揭秘“弃风限电”的真相》一文中提到，通过近年来全国电力需求增速与平均弃风率变化分析得出：风电弃风率跟电力需求增长之间，并不存在明确的相关(乃至因果)关系，而可能更多地受其他因素的影响。同时以美国和欧盟为例得出：电力需求饱和情况下，新能源份额也可以增加。

这种分析推理有明显的瑕疵。如果锁定影响弃风限电的装机及其结构变化等因素，电力需求增长一定会降低弃风率。至于“电力需求饱和情况下，新能源份额也可以增加。”那是推动能源转型的必然结果。

电力需求增长肯定更有利于为我国能源转型提供空间和时间。只不过“三北”地区因为各种原因没有很好地抓住机会，其中一个重要的原因是煤电（包括自备电厂）与新能源之间没有统筹发展，而且有点各自为政。后果自然是煤电利用小时的大幅下降以及高弃风限电率的并存，谁的日子都没法过。这说明区域煤电与新能源都过剩了，白话说就是面和水都多了。

总结“三北”地区弃风限电的经验教训，对促进我国新能源行业乃至整个能源行业今后的健康发展非常必要和重要。横看成岭侧成峰，远近高低各不同。如果片面性的或选择性的提取数据进行分析，那么弃风限电的真相就找不到，应对措施也就找不准，甚至是“南辕北辙”，也难免让大家觉得专家们又“忽悠”了。

我国弃风限电率高企，主要是“三北”地区弃风限电的绝对数在增长。弃风限电严重的“三北”地区必须先行停建、缓建各类新增电源项目建设，部分地区过剩煤电的“去产能”已经是必然，抓紧规范自备电厂管理也到了动手的时候。所谓“亡羊补牢、为时不晚”。

说到部分地区过剩煤电的“去产能”，这儿再啰嗦两句。如果不是国有企业性质，部分区域煤电企业破产关闭潮恐怕早已涌现。现在看来，是到了下决心、打报告的时候了，主动比被动好，早关比晚关好。对那些连年亏损、资不抵债、无电可发、扭亏无望的“僵尸”煤电咬牙关停吧。当然关停时，不能忘了讨价还价，讨点补偿总是应该的，毕竟还要安置职工。如果投产年限短，实在不忍心一关了之，那就先“封存”几年再看。

4、新能源优先发电与市场化不是非此即彼的选择。

优先发电是指按照政府定价或同等优先原则，优先出售电力电量。优先发电制度的实质是实现节能减排。可再生能源发电保障性收购制度在强调保障新能源优先发电权的同时，保障其上网电量按照国家确定的上网标杆电价进行收购，即所谓的“保量保价”。

然而，国内外的实践经验表明，没有市场就必定要付出弃风限电的代价。“保量保价”条件下，如果没有弃风限电，按理说新能源开发是个稳赚不赔买卖。天上不会掉馅饼，稳赚不赔的买卖必然导致一哄而上，其结果是只能通过“弃风率”反映新能源是否“过剩”，而不是通过价格反映是否“过剩”。

优先发电制度的实现途径绝不单单是计划手段，甚至不是优选途径。相反，市场化电力电量平衡机制才是保障新能源优先发电的最佳途径。计划改良不是出路，市场化改革步伐必须加快，现货市场要抓紧起步试点和推广，否则众多的弃风限电应对措施都将难以得到有效的落实以及取得预期的效果。

在保持对新能源发电适度补贴的条件下，建立和完善新能源消纳市场机制，让市场去进行配置资源并决定价格，可以实现：保障边际成本几乎为零的可再生能源其优先发电，促进清洁能源在更大区域范围的消纳；改善电源结构，提高系统灵活性，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；促进输配电线路投资以及煤电灵活性改造等决策的科学化。

全额保障性收购制度对促进新能源的快速发展起到的“扶上马、送一程”的作用。但长期执行“保量保价”违背市场规律，违背改革方向，现在是到了对带补贴的新能源开展市场化起步的时候了，这是国际经验，也是能源转型的必走之路。如果硬拿现有的法律条文或政策规定说事，那么不合时宜的条款就应该及时修订。“一鸟多巢”，既要、又要、还要，放在哪儿也说不过理，“爱”是不能发电的。