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蓬勃发展的新能源是甘肃经济的亮点，但同时也是甘肃的痛点。甘肃地区弃风限电本是旧闻，但持续恶化的数据却让“旧闻”不断成为“新闻”。
近日，多家甘肃风电企业人士告诉《中国能源报》记者，7、8月份，旗下风场限电比例最高达60%，限电幅度同比上升40%以上，企业面临巨大经营压力。在此背景下，甘肃省政府此前为缓解新能源消纳而提出的风火发电权交易与大用户直供电试点，亦未见成效。
限电比例接近60%
国家能源局公布的数据显示，2015年上半年，甘肃风电平均利用小时数仅为657小时。如果说这一数据令业界沮丧，那么，7、8月份的数据则令企业心寒。
“情况太惨烈了，近两个月企业整体限电比例都接近60%。极端情况下，全省风电出力被降为零。”一家风电企业负责人告诉记者，“现在我们更担心的是10月全省供暖之后的情况，到时火电大发，风电只会限得更厉害。”
记者看到，某甘肃风场有时实时出力仅有三成，而当时风速却为14.1米/秒。
据了解，目前甘肃的风电开发主力是五大发电旗下的新能源公司，各家装机均超过百万千瓦。据了解，目前甘肃限电的主要原因有二，一是电力市场面临全社会用电需求低速增长，跨省交易电量市场萎缩；二是新能源装机不断增加，造成弃风弃光现象严重。
在一线风企看来，联络线考核也是导致近期甘肃新能源消纳不畅的一个关键因素。实施联络线考核后，西北电网将调管权下放至省级电网，收紧了跨省交易权限。由于甘肃新能源占比大，调峰能力不足，为减少和避免考核，甘肃省调践行的原则是尽可能压低新能源出力，极端情况下甚至将全省风电出力降为零。
地方“救市” 难解近渴
新能源消纳形势异常严峻，甘肃省政府不得不出手“救市”，以解近渴。据记者了解，从经济可行的角度出发，目前甘肃缓解新能源消纳的主要尝试有两个，一是参与风火发电权交易，二是试点大用户直供电。
在发电权交易方面，中国铝业兰州分公司自备电厂(3×30万火电机组)已拿出6亿千瓦时电量，与甘肃新能源企业做发电权交易。近百家风电场及光伏电站参与其中，部分新能源企业给出的发电权报价已超出甘肃的火电标杆电价(0.325元/千瓦时)，6月的最高度电成交价达0.3556元。与发电权交易相比，新能源参与大用户直供电则面临负荷波动大的弊端。
值得注意的是，一线企业实质上并不认同上述两种交易方式，目前参与交易只能说是一种无奈抉择。
“参与带有一种半胁迫的性质，现在别人都在做，你不做能行吗？毕竟这关系到利用小时数，还会直接影响出力分配。”一家企业负责人说，“按照电改9号文及其配套文件，新能源应享有优先调度权。现在不仅优先权没有，在风场不能盈利的情况下，我们还得让出3毛多，现在发一度电只能收回2毛多钱的边际效益。”
“事实证明，交易难以改善弃风限电情况。”另一家企业的负责人更为直白，“按照常理，让风电参与发电权交易和大用户直供的前提应是保证企业基本收益，比如保障风电全年利用小时到达2000小时，2000小时之外的风电参与竞价。”
要“求解”而不是打“死结”
在多位新能源企业人士看来，目前甘肃新能源消纳已成“死结”。由此，酒湖特高压成为了甘肃新能源企业的最大期盼。据记者了解，酒泉至湖南±800千伏特高压直流输电工已于6月3日开工建设，预计2017年初建成投运。该项目总的电网输送能力将超过800万千瓦，满负荷情况下每年将可外送电量420亿千瓦时。
事实上，在消纳不力的背景下，目前甘肃河西地区已暂停新项目审批。但据接近甘肃省政府的人士向记者透露，在陇电入湘特高压工程的刺激下，甘肃方面“正在酝酿”同步启动“千瓦千万风电基地二期项目”，新建500万千瓦风电和150万千瓦光电。
“现在项目管理权限都在地方，在稳增长压力之下，地方缺乏有效制衡机制，这类事情会一再发生。”一位资深行业人士对记者表示。
对于甘肃的这种现状，多位行业人士对本报记者表示，电力体制、机制改革未推进，就不可能保证可再生能源优先上网。
对此，行业人士提出，从大的政策层面而言，“第一，《可再生能源法》中规定电网要保障收购可再生能源，这实际上是一个标准问题，电网吸收多大比例的风电电量是保障性收购？国家应尽快根据实证经验确定这个比例。第二，必须明确这部分发电空间由谁让出，用什么方式让出，是用承担法律责任的方式，还是其他办法？这需要以政策或法律、法规的形式确定。”
就地方政府而言，专家建议，地方政府应制定相应规划，让新能源发展与整个电力系统发展相协调，不盲目上项目，保证优化发展；同时，各省政府之间应打破条块分割，优先使用清洁能源，以实现减排承诺，发展低碳经济。
对于电网公司，甘肃新能源企业的要求则显得更为迫切。“希望西北电网能重新考虑跨省联络线考核制度，建议国家电网以促进新能源保障性全额收购为前提，优化调度考核方式、适当提高断面稳定极限值。”
