西北，中國風資源和日照資源最為豐富的區域，正因為棄風和棄光而日漸陷于困窘。2016年上半年，甘肅酒泉千萬千瓦級風電基地因棄風限電而停擺一度成為業內最受矚目的事件，而對甘肅問題的關注也引申至其他風電基地。新疆，成為下一個焦點。

2016年上半年，西北五省（區）新增風電并網容量40.1萬千瓦，累計并網容量3742.8萬千瓦，占全網總裝機的18.7%，風電發電量244億千瓦時，占全網總發電量的8.2%；利用小時數688小時，棄風電量155.3億千瓦時，棄風率38.9%。西北五省（區）中，甘肅、新疆、寧夏風電運行形勢最為嚴峻，棄風率依次為46.6%、44.2%和20.9%。光伏的棄光電量也達到32.8億千瓦時，棄光率達到19.7%，新疆、甘肅的棄光率高達32.4%和32.1%。除了甘肅，新疆的棄風、棄光數據也相當觸目驚心。

“新疆的問題，近兩三年內不會解決，甘肅也一樣”，日前，國電集團公司副總經理謝長軍這樣評估新疆的形勢。但擁有天中直流，較早地實現特高壓外送可再生能源的新疆為何同樣陷入與甘肅相似的困境？新疆的問題出在哪里？

特高壓外送新能源仍存在技術壁壘

與甘肅的酒泉至湖南±800千伏特高壓直流在2015年才正式開工不同，哈密—鄭州±800千伏特高壓直流（即天中直流）于2014年就已投產，設計輸送能力達到800萬千瓦，至今已運行兩年。這條配套哈密能源基地的特高壓直流輸電線路在設計規劃時，被寄望于通過遠距離外送的方式，把當地豐富的新能源電量送到中部省份去消納，哈密能源基地加上天中直流可以說是最早實現大基地+大電網發展模式的項目。

但謝長軍對eo表示，這條特高壓線路在技術上還有不成熟的地方，“設計輸送能力是800萬千瓦，但現在400萬千瓦都達不到”。據五大發電集團其中一家在新疆當地的企業相關人員透露，針對天中直流的輸送情況，國家能源局曾專門開過一次會，發現該線路目前的輸送能力最高只能達到500萬千瓦，原因有好幾方面。

首先是配套的電源本來就沒有達到設計容量，據某電網公司相關人員解釋，天中直流的主要作用就是解決配套電源的輸送，但現在該線路配套園區還有兩臺火電機組沒有建成，而新疆其他區域的風電或光伏電源受天中直流主變卡口的限制，通過該線路輸送的量并不大。

其次是還有部分設備沒有到位，送端還需要增加兩臺調相機來提高無功補償。2014年投運時天中直流的聯絡變只有兩臺，2016年通過擴建已經增加了兩臺，這樣就共有4臺210萬千瓦聯絡變，但整個輸送能力還受到電壓的影響，因此需要增加調相機。

還有一個因素在于受端，電網公司的說法是，河南的電網與周邊電網的連接不夠堅強，“如果按規劃把800萬千瓦電力輸送過去，一旦出現線路故障，單機閉鎖或雙機閉鎖，相當于河南一下子會有400萬千瓦到800萬千瓦電源沒有著落，需要別的電網迅速給它補充，但如果電網不夠強，就會有很大的安全隱患”。

因此，從目前的安全穩定等各方面角度來考慮，天中直流的輸送能力只有500萬千瓦，現在電網調度基本上也只在400萬-450萬千瓦的檔位來調度。而且調相機的建設、對端電網的加強需要時間，該線路可能在兩三年內都要維持目前的輸送水平。配套電源全部建成后輸送能力可能達到600萬千瓦，但離設計水平還有一定距離。

但盡管如此，天中直流對疆內的新能源消納還是起到一定的作用。2014年，通過天中直流外送的電量為133.9億千瓦時；2015年，外送電量達到175.9億千瓦時。上述企業相關人員表示，“按配套20%的風電來計算，175億千瓦時里面就有35億千瓦時的風電，全網去年消納風電和光伏電量共190億千瓦時，等于說天中直流解決了將近20%”。

真正讓人憂慮的是，即便天中直流能完全達到設計輸送能力，單憑這一條800萬千瓦的線路也很難解決新疆目前的問題。該線路規劃設計時新疆的新能源裝機規模與當前不可同日而語，2011年國家發改委、國家能源局正式批準新疆全面啟動實施哈密－鄭州±800千伏特高壓直流工程，當時整個新疆區域的風電裝機容量只有130多萬千瓦，光伏方面則剛開始建設第一個光伏地面電站，2013年并網裝機才突破百萬千瓦。2013年，國家能源局正式批復了哈密風電基地二期，核準了600萬千瓦的風電項目。這些已核準的容量如果全部建成，特高壓外送將面臨更大壓力。

2016年6月底，天中直流配套風電場46座，裝機規模603萬千瓦，較去年同期的108.6萬千瓦增長455.2%；天中直流配套光伏電站17座，裝機規模105萬千瓦，較去年同期的15萬千瓦增長了600%，再加上還沒投產的配套火電，天中直流的配套電源已經遠超其輸送能力。

事實上，經過2015年風電上網電價調整和2016年“6·30”光伏補貼調整導致的兩次搶裝潮，新疆在很短時間內建設了一大批可再生能源裝機，從去年到今年上半年的增長速度和規模相當驚人，這直接導致了新疆上半年棄風率、棄光率雙雙突破30%，第一季度的棄光率還曾達到50%。2016年6月底，新疆的新能源裝機容量達到2579萬千瓦，同比增長100.52%。其中風電裝機規模較去年同期增長101.7%。光伏裝機規模為878萬千瓦，較去年同期增長98.28%，新能源裝機容量與公共可調節電源比例達到1.11:1。這已經不是一條特高壓線路外送可以解決的問題了。

根據《新疆電網“十三五”發展規劃》，“十三五”期間，新疆電網規劃投資約為2019億元，確定了“外送八通道、內供五環網”的電網規劃目標，明確到2020年，新疆電網將建成5條直流外送通道，在天中直流基礎上新增準東-成都、準東-皖南、哈密北-重慶、伊犁-巴基斯坦4條直流外送通道，疆電外送送電能力達到5000萬千瓦。但目前暫時只有準東-皖南這條線路獲得國家能源局的批復，其他的線路都還在可研甚至規劃階段。

對于已經開工的準東-皖南±110千伏特高壓直流能多大程度解決新能源消納問題，企業相關人士還是持保留意見。據上述人士透露，準東-皖南特高壓直流配套了1320萬千瓦火電、300萬千瓦風電、200萬千瓦光伏，“光是配套電源已經接近2000萬千瓦，但輸送能力只有1200萬千瓦，而且根據天中直流的建設經驗，投運后的市場和安全校核能不能滿足1200萬千瓦的輸送，還很難說，除非是把配套電源嚴格按照能源局的要求停建，但現在部分配套電源已經投入了，要停下來很難，只能看未來能源局對這條線路的運行方式和配套電源建設的控制情況如何了”。

消納市場收縮是關鍵所在

在種種技術條件的約束下，新疆通過特高壓外送暫時只能解決部分新能源消納問題。而隨著經濟下行，消納市場本身的限制愈加凸顯，成為制約新能源消納的主要原因。

2016年上半年，新疆電網全網用電量為926.73億千瓦時，同比增長了12%，但折合到電網公司經營口徑的用電量比例是下降的，降低了8.23%，之所以出現全網增長，是因為自備電廠和自營電網同比增長了20%。“今年新疆有些鋁業、紡織業企業的用電量有所增長，但由于這些企業都有自己的自備電廠，所以這些用電量增長對新能源消納沒有任何幫助”，發電企業相關人員表示。

新疆真實的用電量情況是怎樣的呢？上述人士透露，今年上半年電網經營口徑的平均負荷已經低于2012年的水平。

企業相關人士表示，在“十二五”前期，新疆經濟發展形勢良好，西部大開發和中央新疆經濟工作座談會使新疆迎來一段經濟快速發展時期，用電量增長非常可觀，每年大概有30%-40%的增長，同時也帶動了電源建設的積極性，但現在因為全國經濟下行，電量增長放緩，而電源的增長卻有著慣性，造成電源供需矛盾一下子爆發出來，“2013年大概是7%-8%的限電比例，2014年達到15%，2015年達到30%，今年上半年其實已經接近50%了，下半年可能比上半年還要嚴重”。

根據《2016年上半年新疆電網運行情況報告》，截至2016年6月底，新疆電網總裝機容量為7419萬千瓦。其中，燃煤火電4130萬千瓦（其中天中直流配套火電528萬千瓦），水電599萬千瓦，風電1701萬千瓦，光伏發電878萬千瓦，其他發電112萬千瓦，新能源已占全網裝機容量接近35%。而2016年上半年新疆電網調度口徑最大負荷只有2576萬千瓦。

作為新能源發電企業相關人員，上述消息人士認為，新疆在主網內已經把新能源消納做到極致，如果經濟大環境沒有變化，當前的消納困境很難有更多的改善空間，“去年很多火電機組都是維持著最小出力，今年基本都停機了，夏天能停的都停了，冬天沒有辦法，供熱機組必須要運行。去年冬天的形勢就很緊張，在所有供暖機組以最小方式保證供暖的前提下，電力負荷還有200萬（千瓦）缺口，新能源就算全部停機都讓不出來那么多負荷，還要讓自備電廠壓一些，才能把這200萬（千瓦）消納出去”。

為了緩解新能源消納矛盾，新疆正在著力推行新能源與自備電廠的調峰替代交易。對比甘肅大用戶直購電競爭的慘烈，新疆力推的這些市場化手段顯得較為溫和，對新能源企業實行了一定的保護措施。據企業相關人士介紹，新疆所有替代交易和直購電交易都是在經信委和能監辦的主導下進行，沒有完全放開競爭，“一般都是統一安排，比如經信委和能監辦跟自備電廠去談，讓50億千瓦時的電量，全網的新能源企業一起去競爭，只競量不競價，價格由政府來定，通過這樣來保證新能源企業基本的收益”，“去年自備電廠調峰替代交易新能源企業每度電讓2毛錢，今年為了讓自備電廠更有積極性，擴大交易電量，讓到2毛3，我們還能賺2分錢的電價，不至于到零電價或負電價”。

2016年5月27日，國家發改委出臺《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》，提出各省風電、光伏項目的保障小時數，其中要求新疆風電最低保障小時數為1900小時，光伏為1500小時。然而就在5月初，新疆經信委就已經下達《自治區2016年公益性、調節性發電量計劃的通知》，通知提出對2015年底前投產的新能源機組給予保障性電量，保障發電小時數中，風電為700小時，并網光伏為500小時。由于新疆提出的保障發電小時數與國家發改委要求的小時數之間差距較大，一度引起爭議。但在企業看來，700小時和500小時是根據當前新疆的主網負荷、發電能力和調峰能力測算出來的，“是一個非常實際的數字”，“從目前來看，風電可能還是能比700小時超一些，但更多的電量確實只能通過交易方式來解決，無論是外送交易還是替代交易，這都是很無奈的現實，也是由當前的消納市場形勢決定的現實”。

據了解，現在新疆電網已經達到極限狀態，新能源和常規能源的即時負荷比例能達到1:1，電網人員認為，“這已經是一個很臨界的狀態”。對新能源企業來說，“保障利用小時政策當然很好，但在現在的市場環境下很難實現。

當前這種困頓的局面也反映了企業對市場的發展變化認識不足。“我們預測這兩年的經濟形勢和用電量增長還是有20%-30%，所以前兩年在建設、運行方面都是按這個水平的一個中方案來操作”。作為全球最大的可再生能源企業集團副總經理，謝長軍也表示，企業應該反省在西部省份的開發建設策略，并表示“以后我們在那些地方就不建了，堅決不建”。

這不單只是新疆的問題，整個西北區域都深受其害。有電網專家曾提出，西北電網內部的區域電網連接堅強，應進一步發掘西北電網的調峰空間，在整個西部電網內部加強調度消納新能源，但這一方法同樣受到當前整個用電市場萎靡不振的限制。比如新疆有4條750千伏線路與西北電網連接，兩條到甘肅，兩條到青海，到青海的線路是從海西的光伏基地出海東，并入甘肅，經過同樣是新能源中心的河西走廊，疆電想通過這些通道外送西北其他區域可以說無處可去。根據電網公司相關人員介紹，目前青海和甘肅消納本省的新能源電量就已經很困難，電網調度只能執行省間協議，如果其他省份不愿意要電，即使有通道能力也沒有用。

自備電廠為新能源消納雪上加霜

2016年5月以來，新疆開展新能源替代九家企業自備電廠發電，5、6月的替代電量為22.78億千瓦時，預計今年可實現新能源替代自備發電電量50億千瓦時。通過替代交易，自備電廠所屬企業降低單位生產能耗，使機組運行工況更加合理。但即使自備電廠積極參與系統調峰，由于其龐大的體量，對新能源消納、對整個新疆的電力格局仍存在較大的影響。

截至2016年6月，新疆自備電廠容量1544萬千瓦，自營電網容量821萬千瓦，總計2365萬千瓦，占全網裝機容量比例31.88%，占全網常規電源（火電、水電）比例50.01%，占全網火電裝機比例57.26%。自備電廠和自營電網的電量也超過了公用電廠的電量，2015年，全疆主網的售電量只占新疆全社會用電量的40%左右。縱觀全國，這個比例是非常驚人的，電網相關人士表示，新疆自備電廠的負荷和容量之大是內地電廠難以想象的，“他們能裝單機容量百萬千瓦的機組”，也正因有這些自備電廠容量的存在，電網可調度的空間非常有限。

自備電廠和自營電網只為其所屬企業服務，不承擔消納新能源的義務，新能源發電企業相關人員表示，以新疆的電源結構，新能源保障利用小時數并非不能達到國家發改委要求的1900小時和1500小時，只要占全網負荷超過一半的這些高耗能企業也參與調峰和消納新能源就可以實現，但目前自備電廠參與調峰都需要補償，需要新能源企業大幅讓利。

但新能源企業也清晰認識到，新疆企業的自備電廠和自營電網體量的形成有其歷史原因。高耗能企業把工廠建在新疆，很多甚至把原材料從內地運至新疆生產，最主要的原因在于疆內煤炭資源豐富，電源價格較低。由于目前整體經濟形勢下滑，高耗能企業的日子也很難過，如果要求其無償地把電量讓出來，按保障小時數給新能源讓路，造成的社會影響可能更大。“這些自備電廠都是勞動密集型企業，牽涉到大量的社會人員安排和就業，對社會穩定影響非常大”，這位在新疆工作多年的新能源企業相關人員這樣表示。

除了不承擔可再生能源消納義務，大部分自備電廠也基本不繳交或較少繳交可再生能源電價附加。國家發改委價格司副處長支玉強在《可再生能源法》實行十周年研討會上特別提到這個問題，認為這是造成當前可再生能源補貼基金缺口不斷擴大的最主要原因，并提出自備電廠自發自用的電量拒絕繳交可再生能源電價附加的應該受到處罰，建議《可再生能源法》進一步明確相關細則。

對于電網相關人員來說，自備電廠和自營電網需要進行改革。“電網公司只能負責全網50%左右的負荷，卻要消納全疆的新能源，難度非常大”，在電力體制改革的背景下，“我們劃增量配網、售電公司，包括自備電廠，是不是應該把他們的新能源消納義務也鎖定”，“這些售電公司、自備電廠擁有最優質的負荷，平穩的工業負荷用來消納新能源是非常合適的，他們把這些負荷拿走卻不承擔消納義務，而電網公司只有調峰要求特別高的民用負荷或工商業調峰負荷，那新能源的消納難度就難以想象了”。

日前，國家發改委、國家能源局正式批復了《新疆維吾爾自治區電力體制改革綜合試點方案》，同意新疆開展電力體制改革綜合試點。方案中特別提到，在保障電網安全穩定和民生的前提下，全額安排可再生能源發電，優先預留水電、風電、光伏發電等可再生能源機組和熱電聯產、余熱余壓余氣發電、燃氣和煤層氣(瓦斯)發電等資源綜合利用機組發電空間，鼓勵可再生能源和資源綜合利用發電項目優先與用戶直接交易。

如何在改革過程中真正落實對可再生能源的消納措施還有待觀察，可以看到的是，無論是企業還是電網，對新疆當前電力結構和運行方式都有迫切的改革需求。

縱觀西部幾個新能源大省（區）目前的情況，基本都面臨著相似的困境：早期無序開發，與電網建設規劃脫節，當前難以應對經濟下行時期的市場萎縮。這些問題似乎都難以單從一個省份的層面去解決，中國可再生能源政策機制急需一場徹底的改革。今年以來，對可再生能源電價機制改革的討論空前激烈，從去年風電電價開始實行退坡機制到今年光伏補貼下降，為了搶占有利的上網電價，又涌現出更多亂象，更突顯當前在全額保障性收購基礎上的標桿電價+補貼機制的失效。

可再生能源實行配額制+綠色證書的定價機制成為很多業界人士呼吁的改革方向。但這個機制的政策框架尚未搭建完成，今年盡管在配額制上有許多大的突破，仍有不少業界人士對其表示疑慮，諸如配額完成的具體考核方式、懲罰方式，分階段的配額目標設置以及操作細則等問題都還沒有清晰的指引，人們尤其憂慮在這個新體制下各省的利益博弈和平衡將對可再生能源的發展產生怎樣的影響。

而對新能源企業來說，棄風限電已然成為常態的眼下，如果不想設備徹底停擺、曬太陽，似乎只有盡快適應、投入到電力交易和市場競爭中。支玉強認為，在當前電力裝機過剩的背景下，不同電源之間的競爭肯定會越來越慘烈，這是不可規避的現實，現在很多燃煤企業拿出部分電量來參與直接交易和市場競爭，新能源企業不能一直抱著標桿電價政策。上述新疆新能源企業人士就提議，電網公司應該開發盡可能多的交易方式，對新能源企業來說，未來量價交易將會是常態。