推本溯源方能根除弃风顽疾

　　自2010 年弃风限电大规模爆发以来，就如同梦魇一般困扰着我国可再生能源产业，既造成清洁可再生能源的严重浪费，也加剧了当前的环境污染，让企业损失惨重。弃风问题，根源在机制体制，而不是技术因素。若不能建立适应可再生能源发展的市场体制，其他解决措施都只是“隔靴搔痒”，难以根治顽疾。
　　据中国可再生能源学会风能专业委员会的统计，截至2015 年，中国风电累计装机容量达到1.45 亿千瓦，再次傲视全球。
　　“事实上，可以说风电产业已经成为我国少数具有国际竞争力的高新技术产业之一，这也让我国迎来历史上难得的在某个领域与国际领先水平并驾齐驱的机会和形势。”有业内专家如此评价我国风电产业在近些年所取得的成就。在高速发展过程中，我国建立起了具有国际先进水平的风电产业体系，具有自主知识产权的技术产品远销二十多个国家和地区。此外，风电业每年还吸引超过千亿元的投资，提供近50 万个就业岗位，发挥着良好的社会综合效益。
　　然而，这些来之不易的成就却因为弃风问题的存在，随时都有化为泡影之虞。自从2010 年弃风限电大规模出现，5 年来，它一直与我国风电业的蓬勃发展如影随形，并呈现愈演愈烈之势，不断侵蚀着风电业的发展成果。弃风限电，既让风电企业背负上沉重的资金压力，限制了企业的科研投入以及行业的长远发展后劲，也在很大程度上加剧了当前的环境污染，致使我国完成雾霾等环境问题治理、实现建设“两型社会”等战略目标以及兑现碳减排国际承诺的难度大大增加。
　　“中国几代风电人打下的‘江山’，眼看就要毁于弃风限电，怎么能不让人痛心！”一名从业多年的老风电人感慨道，“就是这个关乎行业生死存亡的问题，很多人竟然对其成因还持有不正确的认识，一些应对举措也是‘隔靴搔痒’。所以，当前最需要做的是让所有人认清弃风问题的根源，在此基础上采取富有针对性的解决措施，如此，方能根治这个陈年旧疴。”
　　技术并不是束缚
　　“不正确的认识”指的是，不少人将弃风问题的出现归因于技术因素，错误地认为由于风电是间歇性电源，具有波动性，随着其容量占比越来越高，现有电网系统的调峰能力将无法满足要求，电力系统的稳定性和安全性会受到影响，因此，必须新增火电作为调峰的“保证容量”。
　　在一些电力系统专家看来，上述说法根本站不住脚，“风电确实具有一定的波动性，但据此就认为风电并网会影响电力系统安全的人犯了孤立看待事物的错误。”自诞生之日起，电力系统就一直处于在动态中持续保持平衡的状态，这种动态平衡是通过发挥各种发电技术和电力需求模式的综合效应来实现的。对于风电并网问题，也应该将其放到整个电力系统中进行考察。“经过不断改进，电力系统早就已经可以应对负荷的显著变化了。”不仅如此，电网运营商还完全可以借助在处理负荷变化中积累的经验以及借助风功率预测等工具来控制风电的波动性，使风电可以为电网调度中的削峰填谷发挥积极作用。
　　至于调峰能力方面，电力系统已经拥有足够的灵活性资源，完全能够满足当前的调峰需求。除了调用15%的备用容量和扩建电网以外，目前还可以通过运行热电联产机组、提高火电厂灵活性等途径来提高电网系统的灵活性，这些都不存在技术障碍。但是在实际中，这些手段却并未能得以充分运用。“目前我国煤电机组的调峰深度可达到20% 以内，利用小时数最低为1500 小时。而即使在我国几个弃风情况最为严重的地区，煤电机组的利用小时数依然高达3500 小时到4000 小时，系统调峰和接纳风电的潜力远远未被挖掘出来。”上述专家介绍。
　　上述结论是有着坚实的理论研究和事实作为支撑的。2009 年，来自欧美的11 位权威人士在主流电气工程师专业杂志上撰文指出，“没有发现电网能够接纳风电数量的确凿技术性限制”。在200 多项国际研究、美国官方研究以及国际能源署的研究中，均没有发现将比例高达30% 的可再生能源电力接入电网会面临很大的成本或技术障碍，有些研究结论甚至认为这个比例还可以更高。
　　事实胜于雄辩，丹麦和德国等可再生能源发展较好的国家则用实践表明高比例风电并网并不会影响电网的安全稳定运行。我国蒙西电网也多次做到单日风电占全网电量的比例超过33%。而从全国的情况来看，2015 年我国风电占比仅为3.3%，电网的现有调节能力就完全能够应对风电并网带来的波动性。
　　根源在体制机制
　　既然问题不是出在技术层面上，那么，弃风限电的根源到底何在？
　　中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩认为，“关键不是技术问题，而是利益协调的问题，弃风限电顽疾之所以‘久治不愈’，正是因为动了一些人的‘奶酪’。”
　　事实上，关于风电和火电之间的优先级关系，我国的多部法律法规文件都有明确表述。特别是《可再生能源法》自2005 年颁布以来，“全额保障性收购可再生能源电力”的原则就始终贯穿于此后的可再生能源立法进程。业内人士将此解读为，“确立全额保障性收购原则的出发点就是要以风电等可再生能源为核心打造一个清洁、高效、经济、安全、可持续的现代能源体系，火电在其中只是作为调峰电源，直至最终被完全替代。”
　　或许是应了网上的一句流行语——理想很丰满，现实很骨感，风电的优先发电权一直未能真正落地。长久以来，我国的电力体制都是围绕火电来构建的，依托地方政府每年下达的发用电计划，火电取得事实上的优先发电权。“在一些地方政府看来，火电企业才是纳税大户。并且火电的背后还牵扯到煤炭开采等上下游产业，从税收和维护社会稳定角度而言，算是地方政府的‘命根子’。”一名业内人士解释道。
　　有了这道“护身符”，也就难怪火电企业在上马新项目时能够“底气十足”。即使是在当前我国社会用电需求增速放缓的背景下，火电项目“大干快上”的势头也丝毫没有减弱。国家能源局的统计数据显示，2015 年，全国火电新增生产能力（正式投产）为火电6400万千瓦，同比增长35.3%。而同期全国全社会用电量仅增长0.5%，火电的扩张速度远远超过了电力需求的增长速度，造成大量现役火电机组处于闲置状态。据估算，火电机组富余规模在1 亿千瓦左右。
　　为了帮助火电企业消化产能，一些地方政府在自己手握的行政权力上打起了歪主意。2015 年年底，媒体相继曝出云南和新疆等不惜违反《可再生能源法》《节能调度管理办法》等法律法规，出台限制风电并网消纳的文件。比如，在一份于2015 年11 月20 日下发的《云南省工业和信息化委关于下发2015 年11 月和12 月风电火电清洁能源置换交易工作方案的通知》（[2015]314 号）中，云南省工信委就要求风电企业补偿火电企业，将风电部分收益支付给火电企业。新疆电力系统于同年12 月4 日下发的《关于发电控制的通知》则要求冬季关停未参与直供电交易的可再生能源发电设备。
　　与云南和新疆这种近乎“裸奔”的“直白”行为相比，甘肃的做法则显得含蓄很多。当地另辟蹊径，选择从直供电交易入手来变相维护火电企业的利益。“其中的奥秘就在于，只在年度发用电计划中给我们安排极少的上网电量，其余发电量需要通过参与直供电交易等渠道才能上网。这其实是逼迫我们直接与火电竞争，以贱卖的方式获得上网的权利。”一名甘肃新能源企业负责人解释，“因为报价高了，缺少竞争力，没人会买。”
　　一份由五大国字头新能源企业于2016 年1 月15 日递交给国家发改委的联署意见函很好地印证了这一点。5 家企业在这份反映对2016年甘肃直供电交易看法的意见函中表达了自己的不满：2016 年，甘肃划拨给新能源企业的发电量只有50 亿千瓦时，剩余发电量只能通过与大用户签订直供电量以及与各企业的自备电厂签订发电权置换交易完成。从2015 年的同类政策实施效果来看，新能源企业只有将区域标杆电价全部让出，仅得国家补贴，方可获得部分发电权。
　　“我们也是实在没办法才走这条路的。按照目前情况，一年到头，别说盈利了，连本都收不回来。”上述一家新能源企业负责人在解释上书的动机时表示，“再这样下去，我们只能关张走人了。”
　　走上市场化之路
　　“给风电企业带来生存压力的不是直供电交易政策，它只是一个工具，自身并不具有危害性。至于它能发挥什么样的作用，就要看我们如何用它了。”有业内专家认为，“直供电交易之所以没有达到设计初衷，主要还是一些地方对《可再生能源法》中关于全额保障性收购“既保量又保价”的实质内涵没有充分理解，没有摆脱一切行动围绕政绩的短视思维，未能看到发展可再生能源的战略意义。”
　　当前，大范围雾霾天气不断侵扰人民的日常生活，也将以化石能源为基石的传统社会经济发展模式的沉重代价暴露无遗。在党和国家领导人的直接推动下，进行能源革命，大力发展可再生能源已经成为社会共识。地方政府作为国家大政方针的具体施行者，更应该认识到发展可再生能源所具有的深远意义。
　　“但在现有政绩考核体系下，作为利益相关方，地方政府很难有动力去推动优先发展可再生能源，出现‘一边忙于治理雾霾，一边将可再生能源弃之不用’的荒唐局面就不足为怪了。”上述专家呼吁，“针对地方政府的违法行政行为，中央层面应该及时出面纠正。行业协会也要履行好自身职能，协助企业依法维权。”
　　目前，国家能源局等已经在积极采取应对措施。2015 年12 月31 日，国家能源局下发《可再生能源发电全额保障性收购管理办法（征求意见稿）》（以下简称“《办法》”）。《办法》明确了什么是有法可依的，什么是必须禁止的，并对各个主体的责任做出规范，其中，电网是实施责任主体，承担优先调度可再生能源、统计和分摊可再生能源弃发电量、充分挖掘系统调峰潜力、加强输电通道建设等责任，除电网故障检修原因以外不直接承担对可再生能源的补偿责任；与之相对应，补偿责任由事实上受益的机组来承担。这些规定将为纠正地方政府违法行政行为以及保障新能源企业的合法权益提供政策依据。
　　《办法》还进一步将可再生能源并网发电项目年发电量划分为“保障性收购电量部分”和“市场交易电量部分”。前者通过优先安排年度发电计划保障全额收购，后者则由可再生能源企业通过市场竞争方式获得发电合同。
　　“这种对新能源企业基本收益的保障方式实现了保障性容量向计划电量的转变，可以促进公平。”中国可再生能源学会风能专业委员会的专家指出，“鼓励多发电量参与竞争的方式有利于新能源企业通过竞争来提高利用效率，降低边际成本，获得额外收益。”
　　进入新的一年，《国家发展改革委关于做好2016 年电力运行调节工作的通知》（发改运行〔2016〕413 号）与《国家能源局关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》（国能新能〔2016〕54 号）相继下发。这两份文件就促进可再生能源就近消纳，建立可再生能源电力绿色证书交易机制等做出全面部署。后者更是因为规定了2020 年各省份全社会用电量中非水电可再生能源电力消纳量的比重指标，而被业内视作中国版的“可再生能源配额制”。
　　从时间节点来看，这些文件实际上都是为了落实新电改9 号文及其配套文件的具体要求而出台的，最终目标就是要彻底改变我国以煤为主的能源和电力结构以及由此形成的电力体制，逐步放开发用电计划，通过引入竞争构建起适应可再生能源发展的市场体制，形成优者上，劣者下的淘汰机制，让可再生能源在市场竞争中尽显经济性和清洁性上的优势。
　　“可以说，我们不缺好的政策，缺的是强有力的执行。”有业内人士表示，“期待这些政策能尽快被执行到位。到那时，目前的弃风困局也就迎刃而解了”。