eo封面 | 风电基地电力外送难，为何越来越难——风电大基地病例报告（三）
eo即日起开始推送6月刊封面《风电大基地病例报告》系列文章，现将为在本系列文章中入选精选评论的读者赠送《南方能源观察》2016年6月刊《风电大基地病例报告》一本，欢迎大家参与讨论！
前文回顾：
eo记者 何诺书 冯洁
在早期就进入甘肃风电开发的人士看来，甘肃年平均风速达到7米/秒，资源优势不可否认，集中开发、统一调度也大大降低开发成本，尽管现在大规模弃风限电，但风电基地建设的确促进了甘肃的网架结构改善，甘肃原本只有±300千伏的输电线路，“没有大基地，就没有750千伏两条通道和±800千伏特高压直流输电通道。”一期项目建设时的酒泉市主政者也把外送通道和风电场建设形容为先有蛋还是先有鸡的问题，希望通过走“险棋”倒逼电网。但事实上，两者关系更为复杂。
2010年11月，新疆与西北750千伏电网联网工程暨甘肃千万千瓦级风电一期外送工程投运。汪宁勃认为，这条750千伏线路投运时，新增装机容量已经超过一开始设计的送出容量了，如果查看酒泉历年来新增装机容量曲线，可以看到2010年和2014年出现了两个高峰，都是因为当时新的750千伏输电线路投运刺激了风电项目的建设，“比如2013年，750千伏线路第二通道建成，甘肃2014年的新增装机容量就达到了400万千瓦，但一条750千伏线路的输送能力可能根本达不到这个数据。实际上从2009年同时批了一期的380万千瓦和750千伏线路，当时的规划对电网的输送能力来说就已经比较有压力，而且企业都是个体，地方政府和能源局的调控与实际情况有差距，导致每次新的输电线路投运更加刺激项目建设，非但不能缓解矛盾还加剧了矛盾”。他认为，尽管目前由于限电问题太突出，国家能源局已经叫停新项目，但二期二批的500万千瓦事实上已经获批，酒泉至湖南±800千伏特高压直流开工建设还是会带动和刺激二期项目大量上马。
酒泉风电基地的限电问题逐渐变得突出和尴尬。风电项目建设和电网建设之间的相互作用持续变化着。基地的总规划催生了几条主要的外送通道建设，随着线路建设的推进，装机容量建设更受激励，往往一条线路竣工投运后就会发现现有的装机容量已经超过了通道的输送能力，要满足外送还得规划新的输电线路。
基地一期大部分项目投产时，750千伏第一通道还没投运，根据企业反映，满发的时候开始有限电要求，比例在30%-40%左右，但2011年第一条750千伏线路建成后，这个比例就降为7%-8%。
然而甘肃2013年弃风、弃光就开始恶化了，根据国家能源局发布的《可再生能源发电并网驻点甘肃监管报告》，2013年“甘肃河西电网总装机容量1589万千瓦，当地用电负荷约380万千瓦左右，输电能力450万-520万千瓦。按照目前甘肃河西电网装机容量、消纳和送出能力分析，现有输电通道无法满足已投产发电企业富余电量的外送需要，夏季最大受限容量308万-378万千瓦，最大受限比例26%-31%；冬季最大受限容量198万-268万千瓦,最大受限比例18%-24%”，当年甘肃省弃风率达到20.65%。
本来750千伏线路第二通道理应更好地解决限电问题，但随着二期项目持续投产，2013年第二通道投产后限电情况没有得到明显改善。上述监管报告明确指出，“省里在2011年底前对风电建设缺乏统筹规划，核准的240.91万千瓦风电项目多数为零散开发项目，这些项目一定程度上影响了甘肃省风能资源的整体性利用，而且由于项目的建设与甘肃750千伏配套电网缺乏统筹规划，部分建成项目挤占了酒泉风电基地送出和消纳空间，在建项目的送出也不能完全落实”，加上2013年国家政策的推动，甘肃光伏建设也开始提速，送出通道更加拥挤，弃光率也达到了13.78%。当时，在河西地区，风电、光伏、火电、水电都需通过现有通道送出，各种类型的电源相互挤占。
2014年，全国来风情况都比较小，弃风情况稍有缓解。到了2015年，随着经济下滑，用电量增长下降，甘肃从9月开始至今，全社会用电量增长都为负，各电源之间竞争矛盾激化，甘肃弃风限电问题全面爆发。
很多人开始把解决弃风限电问题的希望寄托于酒湖±800特高压直流工程。
酒泉到株洲的±800千伏特高压输变电工程，规划的起点是甘肃酒泉，落点湖南株洲，途经甘肃、陕西、重庆、湖北、湖南等5省(市)，线路总长度2413公里，输电能力750万千瓦，项目总投资240亿元。2010年国家电网在制定“十二五”规划时，将这条线路纳入，可行性研究在2011年年初完成。
当时，湖南是缺电大省，省政府对这条线路的建设以及甘肃送电湖南是支持的。甘肃省原省长徐守盛2010年调任湖南省省长，此后升任省委书记。据了解，徐守盛对甘湘送电的推动很大。
2011年，甘肃和湖南在长沙举行经济社会发展交流会，两省签署了《甘肃湖南两省送电框架协议》。框架协议提到，“湖南是我国中部大省，发展势头强劲，但能源资源相对短缺，需接受部分外来电力才能满足经济社会快速发展的用电需求。甘肃拥有以酒泉千万千瓦级风电基地为代表的我国重要的新能源基地，以及以庆阳、平凉为主的陇东地区大型煤电基地。特高压线路的架设，可以将甘肃富余的电力送往湖南，实现两省优势互补、共同发展。为此，两省同意建设甘肃至湖南±800千伏特高压直流输电工程”。
这条特高压线路在2015年获得核准开工，预计在2017年投运。但现在，该特高压工程的可行性和经济性却遭到普遍质疑，作为受端的湖南、湖北、江西等省份都表示，接收甘肃外送的可再生能源电量有困难，当线路建成时，能否达到其计划的加强外送、缓解甘肃弃风限电的目标需要打上大问号。
在该项目规划设计时看，这条线路可行性较高。当时有评论认为，这个项目是一个很好的示范，省与省之间的特高压项目，不仅仅需要获得国家发改委和国家电网的支持，起点与落点之间的资源协调等因素也非常重要。
从2012年开始，情况变得更加复杂，前一年湖南陷入严重缺电的困境，全省调煤保电，2012年蒙华铁路获批，湖南开始大力布局火电。2014年，借助蒙华铁路建设之机，湖南全力争取在铁路的路口——岳阳地区布局大型火电项目，规划建设四个大型电厂，总装机规模达到1600万千瓦；另一个酒湖特高压的受端省份湖北也提出了自己的大型火电项目建设中长期规划，计划到2015年火电装机达到3022万千瓦。2014年开始，湖南已经申请国家能源局协调，减少外购电量，原因是境内火电和水电竞争激烈，火电利用小时锐减，生存困难。2015年又调减了特高压购电合同，购入电量降为145.71亿千瓦时，同比减少3.08%。
对湖南省政府来说，保证省内火电和水电机组的出力才是首要任务，外购电量挤占了湖南火电发电市场空间，又没能满足湖南实际需求，且不能根据本省供需形势同步调整，只会造成省内火电生产能力过剩加剧。并且，湖南当地火电上网电价为0.472元/度，甘肃风电上网电价在0.52元到0.54元之间，再加特高压线路0.12元的过网费，送到湖南可以说毫无价格优势。可以想见，当酒湖±800千伏特高压建成时，没有受端愿意接受送来的风电，会是如何困窘的局面。
尽管特高压项目在设计时平衡考虑了各地的资源协调和互补，但在当前省为实体的能源规划体制下，各省首要保证当地电源、发电企业的生存，保证电力产业在省内的固定资产投资，跨省送电面临大量不确定因素，在现行的电力规划、协调、运行体制下，这种省间壁垒难以打破，新能源外送对受端省份来说最后只能变成一种调剂或补充。
最早进入酒泉风电基地的这批企业，目前面临严重的生存危机。
相关人士告诉记者，当初企业都愿意到酒泉来开发风电，主要原因在于当地风资源条件优厚、建设成本低，“在南方根本不可能有这里的条件，风资源条件特别好、规模化开发、人力成本低廉、无需征地赔偿，当时瓜州的设计利用小时数达到2300，投资回报率达到12%”。
然而，2015年甘肃的平均设备利用小时数只有1200小时，各企业有差别，有些企业只有1000小时左右。甘肃风电的平均利用小时数，自2013年开始连续下降。在2010-2011年酒泉风电基地一期时，能达到2200多小时，0.52元的上网电价下，当时的风电企业经营情况普遍不错。到了2013年，甘肃的平均风电利用小时数下降到了1800多小时，2014年则降至1400多小时。据上述人士预计，2016年的甘肃发电形势会更加严峻，“我们的奋斗目标是保本，但实际上是在亏损”。
甘肃的风资源强度从河西至河东一路减弱。除了位于河西走廊的酒泉风电基地以外，几大风电业主在河东地区也布局有规模不小的风电项目。弃风限电从开始的河西限河东不限，渐渐演变为风电装机不那么密集的河东也开始限电。河东地区原本的发电小时数就不如河西，限电后，已从1800小时下降至1100多小时。
尽管面对这样的情况，上述人士立足于酒泉风电基地的思路还是非常坚定，“酒泉风电基地仍是我们发展新能源的一个重要依托”，目前也没有可见的、行之有效的措施可以改善困境，只能寄希望于经济形势好转，用电量增长。
另一位五大发电集团在甘肃的项目负责人则显得更加悲观，他告诉记者，他所在的企业在开发早期募集了一批资金，一期的项目基本没有银行贷款，财务费用很少，但还是从2013年开始亏损，而其他资本金投入较大的企业这几年的日子过得更苦，“既要还银行贷款又要面对严峻的限电，把基础电量拿掉，再把风电的补贴拿掉，你说企业怎么活？”他认为甘肃的弃风限电问题地方政府是无力解决的，并且对经济形势的判断也更为悲观，认为只能寄希望于国家层面的政策来解决问题。
国电集团的一位项目负责人也持同样观点，“甘肃的统调装机容量实际上已经超过4000万千瓦，用电负荷也就1000万千瓦多一点”，“国家规划的这几个新能源基地，其相应送出通道的规划都是滞后的，三北地区尤为突出，要解决新能源的外送和消纳问题，只能从国家层面的大盘子去规划。按现在装机容量与用电负荷的比例，哪怕再怎么压火电，哪怕继续深度调峰，都不可能在一省之内解决问题”。
情况还在恶化。甘肃实行直购电试点以来，原本的基本利用小时保障没有了，发电企业希望有电量增长，只能靠低电价甚至0电价争夺电量，在全省2016年前三个月发电利用小时数仅有200多、用电量增长-8%的情况下，还不断有新的项目并入，加剧发电侧恶性竞争和电网压力。光伏企业为了拿到更早也更高的的补贴，已经批准而未建成的光伏项目正在冲刺撞线，赶在6月30日以前完工。
对于已经勒紧了裤腰带过冬的发电企业而言，不知道解决突破口在哪里。“企业可以进一步降低运维成本，但是运维成本的降低是有限的，比如所谓的供热改造，改造的成本谁来承担，这些都是问题”，企业相关人士哀叹。
2015年年底，甘肃省发改委、甘肃省能源局曾组织各大发电集团开过会，商议为酒泉风电基地过剩的电量寻找送出地一事。发电企业倾向于由省政府出面协调，国家能源局通盘考虑。
但从目前来看，决策层面并没有拿出行之有效的解决措施。今年4月，国家发改委批复同意了甘肃、内蒙古、吉林三地的可再生能源就地消纳试点方案，然而在甘肃省的方案中其实并未提出新的有效措施，更多的是强调继续推进直购电和自备电厂替代交易，这让许多从业人员和观察者大感失望，甚至有人斥之为“一纸空文”。主要原因是，当前的直购电交易几乎完全没有解决企业的实际问题。2016年1-3月，甘肃送青海的风电几乎都是0电价。
汪宁勃认为，直购电是长期市场交易的变异品种，以发电企业降低电价，用户享受低电价来实现直购电，风电和光伏企业实际上是不得不参与，两害相权取其轻。可再生能源发电替代自备电厂，解决的问题非常有限，因为煤价如此低，自备电厂不发电边际成本就很低，最核心的还是用电负荷太低，整个电量蛋糕缩水，所以直购电和替代交易也解决不了任何问题。
在当前这样险恶的生存环境下，企业被迫采取一些自救措施，很多企业开始自己去找负荷、谈电量，但这对企业来说相当困难，上文提到的在二期工作协调会上表态上马电解铝项目、消纳新能源的东兴铝业，以及酒钢这样的大型高耗能企业，事实上都有自己的自备电厂，不愿意消纳新能源。此外，由于酒湖±800千伏特高压直流线路的几个受端，湖北、湖南等省对接纳外送新能源持消极态度，寻找新的受端也提上了日程，大唐计划通过银东直流，将甘肃的富余电力送往山东、华东和江苏。大唐新能源还在就风电供热进行调研，目前在吉林白城已经开始推行试验，但由于跟火电机组相比，风电机组供暖并没有价格优势，这一措施并未被广泛看好。
但汪宁勃还提出，其实甘肃还是有选择的，比如说火电如果没有调峰的空间了，是不是可以适当关停？蛋糕就那么大，弃风、弃光、关停火电其实都是可选项。但对电网来说需要一定的火电机组作为支撑，另外火电关停意味着电网调节能力的下降，这两个因素就限制了火电关停的空间，前者是硬约束，后者倒是有可以做工作的地方，比如甘肃如果调节能力不足的话，西北其他省共同来调节还是可以提高调节的空间，但也是因为省为实体的机制导致这方面的措施无法实行。比如说邻省的火电给甘肃调峰，其煤耗增加了，怎么补偿，辅助服务市场毕竟还没建立起来。
在当前的态势下，甘肃的新能源企业是最深受其害的群体，作为国企，这些企业不可能撤离酒泉基地，持续亏损下去，所有工作人员的绩效和收入都会受到严重影响，而进一步恶化下去，这些企业的损失最后只能由国有资产来兜底。
而此时再回望当初，一期建设时著名的风电建设竞速台，在二期开建时亦已悄然撤销了。
蔓延的弃风和矛盾有多严重？配额制能打破省间壁垒吗？