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甘肅是我國陸上風能資源集中開發的典型省份，其境內酒泉千萬千瓦級風電基地有“陸上三峽”之稱。同時，甘肅也是國內棄風棄光最嚴重的地區之一，連續兩年棄風率在30%以上並被國家能源局列入風電投資監測紅色預警區域。就清潔能源消納問題而言，甘肅是各種矛盾集中爆發的地方，也是我們團隊最重視的調研地點。
甘肅棄風限電的背後，是省內電力供需的嚴重失衡，是煤電矛盾，是網架結構和輸送能力的不足，是省間交易的壁壘和利益的博弈。
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如何定義和解讀“棄風率”？
新能源的棄電限電成為媒體關注的焦點話題已有數年。以風電為例：甘肅省2016年、2017年、2018上半年的棄風電量分別為104億千瓦時、92億千瓦時、30億千瓦時，棄風率分別為43%，33%，20%[1]。應該怎樣解讀這兩組數字？“棄”字給人的直觀感覺是“浪費了”、“可惜了”，再聯繫到風力發電零邊際成本的基本常識，人們很容易認為風電場應該是“來多少風就發多少電”，儘量把棄風率壓到最低。
然而，這樣的理解存在兩個誤區，一個是理論層面的，另一個是實操層面的。
理論上，風電、光伏等可再生能源電力具有零邊際成本的經濟效益和零排放的環境效益，但其出力的間斷性、隨機性會增加電網安全運行的系統成本，因此科學的決策應該是在效益和成本間權衡，尋找一個長期最優的平衡點，而這一點對應的最優的“棄風率”一定是大於零的。 當然，由於技術進步、市場波動、信息不對稱等因素，長期、科學的決策是很難實現的。
實操上，各主體對“棄風電量”、“棄風率”的測算和解讀存在一定分歧。以單一風電場“棄風率”的測算為例，業界的慣例是：在風場中選擇10%的風機作為“典型風機”，要求是其在空間佈局上能夠代表整個風場的平均來風情況；這組“典型風機”全年不限電運行，則其年發電量的10倍可作為整個風場不限電運行年發電量的理論值；理論值與風場實際年上網電量的差值即為“棄風電量”，“棄風電量”與理論值的比值即為“棄風率”。
如此測算的“棄風率”存在三方面的侷限性。一是“典型風機”的選擇難以科學定奪，因而也就存在人為投機的可能：選擇風資源超過風場平均水平的風機即可高估“棄風率”，反之即可低估“棄風率”。二是指標的的合理性依賴於“來多少風就發多少電”的價值取向，這樣不僅不能反映風電對於電力系統整體的成本效益，還會過度反饋來風條件的年度變化。
三是測算方法沒有結合風電項目開發、建設併網以及配套電源、電網規劃建設等環節的實際考量。每個風場都有自己的“設計年利用小時數”，由當地的風資源條件、用電負荷水平、是否有配套的調峰資源和送出通道等因素決定。甘肅境內的風場設計小時數大多在1800~2500小時之間，存在個體差異。因此，秉持“事後評估與事前規劃相一致”的原則，用風場的實際利用小時數與設計利用小時數的偏差除以設計利用小時數作為“棄風率”指標更合乎情理；而現行的“棄風率”會凸顯非人為可控因素的影響。以西北能監局統計的甘肅省過去三年的風電利用小時數和棄風率的數據為例（見下表）：推算得2016年與2017年相差213“理論小時數”，2017年上半年與2018年上半年相差119“理論小時數”，波動之大，反映的是每年來風條件的變化，也是測算“棄風率”所需的“基準線”的變化。 綜上，政策制定者需要重新審視對新能源“棄電量”、“棄電率”的統計和解讀，使其能夠正確反饋新能源的系統成本和效益，進而引導理性投資決策，避免其淪為輿論宣傳和媒體炒作的工具。
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蛋糕就這麼大，再怎麼切都不夠分
截至2018年8月底，甘肅省總髮電裝機5026萬千瓦，其中火電2063.67萬千瓦，風電1282.13萬千瓦、太陽能發電786.59萬千瓦，其餘是水電。與此相比，甘肅省內最高用電負荷1400萬千瓦，供需比例嚴重失衡。
這樣的情況下，甘肅省政府要保用電、保經濟、保消納，但能把控的也只有省內的電量、電價，就必然面臨取捨。以2017年為例，按照全社會用電量推算出全年省內統調發電量空間為942.6億千瓦時，其中自備電廠自發自用電量110.38億千瓦時，火電為滿足調峰調頻和電網安全需要的調峰調頻電量為194.81億千瓦時，為保障供熱需要在供熱期按“以熱定電”原則安排熱電聯產機組189.72億千瓦時，水電按照“以水定電”預計發電量312億千瓦時，另安排生物質發電2.1億千瓦時，在這樣的環境條件下，預計全年省內可消納新能源133.66億千瓦時。
這部分電量基本全部按照標杆上網電價與新能源企業結算，對應的也就是新能源的基數小時數。甘肅省有I、II類風能資源區和II、III類光能資源區，其對應的最低保障收購年利用小時數分別為1800小時、1800小時、1500小時和1400小時。“最低保障”指的是該小時數對應的電量全部以當地新能源標杆上網電價結算，則剛好保證企業最低合理收益[2]。理論上是這樣，但在甘肅的現狀下很難實現：省內的小時數能保價但量不夠分，外送能提升電量但價格會被壓得很低。總體上，甘肅的風電企業近年來無法實現預期收益，外加補貼發放的拖欠，現金流上也存在一定壓力。
然而在甘肅，新能源企業的經營壓力遠不及火電。新能源消納困難只是甘肅發電側結構性困境的表象之一，更大的危機，在於火電企業的存續。
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火電企業全面虧損，從“無電可發”到“無電可用”危機潛伏
經濟下行、裝機過剩、市場化交易、煤價高企...近年來，甘肅省火電企業生存環境逐年惡化，虧損態勢不斷蔓延。截至2017年底，省內火電企業整體虧損達140多億元，75%的火電企業資產負債率超過100%，6家火電企業累計虧損超過10億元。大唐甘谷電廠、大唐連城發電公司分別於去年4月份、今年4月份全面停產，國電靖遠電廠和國投靖遠公司也向政府提出申請將所屬的四臺機組中的兩臺進行封存。
新能源的高比例消納、電力系統的安全穩定運行以及城市的供熱供暖都需要火電作為保障。在水電“不棄水”和熱電“以熱定電”的調度原則下，受省內用電空間的限制，火電一方面要壓低出力為新能源“讓路”，另一方面要在低負荷區域持續運行以保證系統有足夠的調峰、調頻能力。這樣的運行方式下，火電的生存空間被壓縮，而其提供的價值並沒有在現行體制下得到合理的補償。“火電不是你想用，想用就能用。”火電機組的頻繁啟停是很不經濟的，而長期停機封存的機組在技術上和經營管理上都存在無法恢復生產的風險。長期的“無電可發”將推動火電企業的關停潮，加大系統性風險，若逢其餘電源（水電、新能源）全面出力不足則可能出現“無電可用”的局面。
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新能源外送消納被寄予厚望，但困難重重
2017年，甘肅省新能源外送電量103.82億千瓦時，其中作為主力的祁韶直流送電58.7億千瓦時。體量上，火電-新能源打捆中長期交易和富餘新能源跨省跨區增量現貨交易為主，交易量分別為71.04億千瓦時和32.78億千瓦時。
新能源外送，通道要先行。2017年6月，總投資262億元的酒泉-湖南±800千伏特高壓直流輸電工程（即“祁韶直流”）全線帶電投運，據其設計輸電能力估算，一年可向湖南送電400億千瓦時。截至2018年4月底，祁韶直流累計向湖南送電96億千瓦時，由於多種因素制約，該通道利用率未達其設計值的一半。
新能源的外送需要配套火電調峰，配套電源投入的滯後必定影響通道輸電能力的發揮。祁韶直流配套的常樂4×100萬千瓦調峰火電是《甘肅省“十三五”能源發展規劃》中的火電重點項目。祁韶直流於2015年5月正式獲國家發改委核准開工，但由於恰逢國家嚴控煤電項目建設，常樂電廠1、2號機組於2017年9月才得以開工並計劃於2019年11月和2020年2月建成投產，其餘兩臺機組則被要求推遲至“十四五”及以後。
曾有專家指出，祁邵特高壓規劃時並非只有800萬千瓦輸電能力一個方案，也有400萬千瓦、300萬千瓦等方案，現在回過頭來看，或許後兩者與甘肅既有的電源佈局、網架結構以及湖南的消納空間更協調[3]。對受端市場空間和支付意願的高估，也是甘肅新能源外送受阻的重要因素。2017年6月30日，即祁韶直流投產一週後，湖南省經信委發出通知，鑑於防汛形勢緊急，要求國網湖南省電力公司暫停從祁韶直流向外省購電[4]。同年10-12月，湖南省政府牽頭組織通過祁韶直流購電，按照入湘落地電價與湖南電網平均購電價格測算，度電價差以100元/兆瓦時為指導[5]，而同時期湖南省內直接交易價差最高4元/兆瓦時[6]。低價外購電是湖南省電力市場化改革紅利的主要來源，是湖南省政府定向扶持本省企業的重要手段。2018年5月18日，湖南省發改委發佈通知，要求2018年祁韶直流送電價差空間的40%用於省內重點企業和貧困縣參與市場交易的企業，40%用於除重點企業和貧困縣企業以外的參與市場交易全體企業，20%用於補償發電企業[7]。如此由政府主導的省間電力交易，是否符合通過市場化配置資源的改革初衷，有待探討。
同時，由於甘肅外送需求迫切，湖南在議價時更有話語權。2018年上半年兩省間中長期交易均價0.308元/千瓦時[8]，這裡的價格是湖南側的落地電價，折算到甘肅側的火電、新能源的交易均價（考慮到打捆比例）分別為0.262元/千瓦時和0.078元/千瓦時。在煤電價格持續走高的情況下，火電打捆外送幾乎無盈利空間。新能源則更不能依靠交易價格生存，而是通過外送增加發電量以換取國家補貼，但隨著補貼退坡、平價上網政策力度的加大，這樣的盈利模式難以為繼。
新能源的跨省跨區消納，名為交易，實為改革各種邊界條件的約束下人為分割出的一個子市場。甘肅新能源的外送，無論是中長期還是現貨，對以省為主體的管電體制和以發用電計劃為前提的調度機制都沒有明顯突破。這兩種交易模式下，送端發電企業只報量不報價，而若欲實現與受端電力用戶的直接交易或同一集團內發電企業的發電權交易，則至少需要通過政府間的協商安排和電網輸電通道的安全校核兩關，此間發電企業的話語權、市場信息的透明度仍有待加強。 現狀下，發電企業參與跨省跨區交易，難免有一種“被安排”的感覺。
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唯有深化改革才能根本解決消納問題
跳出局部看整體，其實無論是煤電矛盾、電源電網規劃的不協調，還是省間博弈、地方利益偏離國家意志，都是各方主體在面對改革的契機時一種短視的投機行為，把機遇當做零和博弈，看不到更大格局下的紅利共享和更長時間跨度裡的全局最優。分析更深層的成因，這裡不僅有單純的技術壁壘或基礎設施的匱乏，更有既得的體制和利益格局下人的慣性思維、慣性行為的侷限性。
然而因果相生，新的遊戲規則可以激勵玩家去學習、進化，進而從內部突破現有格局。從新能源消納的角度，加強市場監管和信息披露、推進省級電力市場融合、落實以需求側責任為主的可再生能源電力配額制，都能進一步改善制度環境，有助於新能源從理性開發到高效利用的良性循環。
電改已進入深水區，唯有堅持打破壁壘、減少無效博弈，才能促進紅利的進一步釋放和全社會效益的提升。
本文為青年行調研文章，不代表本刊立場
1、2016年、2017年、2018年上半年“西北區域新能源併網運行情況”報告，原文見國家能源局西北能監局官網。
2、即資本金內部收益率8%，源自“秦海巖解讀《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》”：
3、“±800千伏祁韶特高壓直流輸電工程：被給予厚望，卻戰績平平”，網頁鏈接：
4、“湖南暫停從祁韶直流向外省購電”，網頁鏈接：
5、“湖南電力交易中心有限公司關於2017年電力市場交易的公告”，網頁鏈接：
6、“2017年售電風雲錄（三）”，網頁鏈接：
7、《湖南省發展和改革委員會關於2018年祁韶直流電價空間有關問題的通知》（湘發改價商〔2018〕153號），網頁鏈接：
8、2017年兩省間中長期交易均價為0.2904元/千瓦時，之後電煤價格上漲，2018年中長期交易價格也隨之上調。
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