汉唐时代，那些在陇西边关艰难生活的古人不会想到，这片塞外恶土的野大朔风会在2000年后成为众人热捧的美好资源，并催生出一个代表着未来的庞大新兴产业。

　　过去两年半来，风光领衔的甘肃新能源新增装机1000万千瓦，强势贡献了全省7成装机增量。甘肃新能源头顶的那些耀眼光环——“世界风库”、“陆上风电三峡”、“新能源之都”……大有坐实之势。

　　然而“现象级”大发展的背后，海量装机的消纳依然是甘肃新能源发展的痛点。而在内外部条件生变的情况下，甘肃的新能源消纳难题也开始呈现出新特点。

　　风光无限好，消纳很有限

　　近年来，在国家力推清洁能源发展的大背景下，经济增长点有限的甘肃顺势发力新能源，并在短时间内取得了堪称“”的成绩。甘肃新能源发展之迅猛可用一组数据佐证：截至2015年6月底，甘肃全省电源总装机为4369.55万千瓦，较2012年增加1438.68万千瓦，其中风电和光伏的增量竟高达1000万千瓦。换言之，近两年半来，甘肃70的电源装机增量来自风电和光伏。

　　在此背景下，截至2015年6月底，甘肃的光伏和风电装机分别已达575万千瓦和1102万千瓦，继续分别稳居全国和第二，其中风电更于2014年末超越水电，成为甘肃第二大电源，装机占比近1/4。但《中国能源报》记者日前在甘肃实地调研时发现，这个风光无限的新能源大省所面临的老问题——消纳依然严峻，并在新形势下呈现出阶段性的固化趋势。

　　受制于本省羸弱的消纳能力，外送几乎是甘肃新能源消纳的途径。

　　据记者了解，目前甘肃全省新能源年送出电量超过100亿千瓦时，预计今年的数字在110亿千瓦时左右，主要目的地包括青海、山东和华中地区，但三地接受外来电的内生动力正明显衰减。以2014年为例，当年华中接收的甘肃新能源电力为46亿千瓦时，同比降幅超过25。新统计数据则显示，今年上半年，华中地区仅接收了13亿千瓦时来自甘肃的新能源电力。

　　在此背景下，甘肃省2014年的风电利用小时数仅为1596小时，不仅低于全国平均值1905小时，在西北五省内横向对比也是垫底。刚刚公布的2015年上半年数据更令业界沮丧——甘肃风电平均利用小时数仅为657小时，光伏则低至510小时。

　　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。记者拿到的2015年1-5月统计数据显示，这五家公司的风电弃风限电比例均超过30，其中高为44，低31，同比增幅都在15以上，高达33.61。“近情况太惨烈了，单日弃风限电损失比例高曾超过70，继续下去可以考虑让员工放假了。”面对上述悲观数据，甘肃当地某风场负责人无奈地向记者表示。

　　更难看的是光伏数据。记者7月中旬在瓜州一座10兆瓦地面光伏电站中控室看到，该电站的实时出力仅为3兆瓦，窗外却是烈日当空。

　　据记者了解，甘肃新能源送出主要依靠750千伏线路，特别是2014年上半年投运的750千伏二通道工程，一度将玉门和瓜州地区的风电送出能力提升至400万千瓦，各大风企的限电情况随之明显好转。2014年9月，西北网调开始对西北五省进行跨省联络线考核，事情开始出现变化。

　　在一线企业看来，联络线考核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，不仅控制总量，还要控制何时外送、送多少，超出计划就是白送，不结算电费。”当地一家风电央企的负责人告诉记者，“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。”

　　“自从去年实施联络线考核以来，我们的出力一直在下滑，现在发三限七已成常态，周边很多电厂甚至不如我们。可以预见的是，今后一段时间内，西北电网跨省联络线考核导致的电力电量平衡难题，将是制约甘肃新能源送出与消纳的首要因素。”上述光伏电站负责人告诉记者。

　　通道不再是主要矛盾?

　　风电等新能源的间歇特性决定其消纳会是一个动态过程，出现问题必然也是多重因素使然。“过去主要是通道问题，送不出去，现在通道已经不是主要的矛盾了，更严峻的问题是消纳，简单说就是电没人用了。”上述风企负责人指出。

　　当前中国人均电力装机已突破1千瓦，加之经济进入新常态，我国的电力消费增速也随之出现常态化的下滑。中电联7月21日发布的《2015年1-6月份电力工业运行简况》显示，今年上半年，全国全社会用电量同比仅增长1.3，创下了35年来的新低。9省全社会用电量出现负增长，其中包括去年接收了49亿千瓦时甘肃新能源电力的青海，其用电量增速下降了4.9，全国排名倒数第二。加之调峰等辅助服务补偿机制的缺失，外省接收甘肃新能源电力的意愿和动力明显不足。

　　此外，在消纳能力有限的情况下，爆发式增长的新能源之间必然也存在内部竞争，风电大发，光伏势必受影响，反之亦然。据记者了解，7月下旬，因为“以水定电”的水电大发，甘肃部分风电场就曾遭遇大风天气零出力的尴尬。

　　好消息是，已于6月3日开工建设的酒泉至湖南±800千伏特高压直流输电工程理论上将大幅缓解甘肃弃风弃光的窘境。酒湖特高压项目的电网输送能力超过800万千瓦，满负荷情况下每年可外送电量420亿千瓦时，其中40以上为可再生能源电力。考虑到配套调峰火电的建设周期，预计这条以外送可再生能源电力为主要任务的特高压线路将于2017年全面投运。

　　“按照我们的计算，如果不再继续大规模上项目，酒湖特高压投运后，我们可将限电比例控制在10以内，皆大欢喜。”上述风企负责人告诉记者，“反之，若继续快节奏地上项目，老问题必然重现。好比龟兔赛跑，兔子停下来等乌龟，眼看乌龟要赶上来了，兔子又拔腿跑了。所以必须先盘活存量，让企业利润上来，再考虑新的规模化发展。”

　　多方探路先解近渴

　　从记者掌握的信息看，目前甘肃当地新能源企业普遍将宝压在2017年投运的酒湖特高压线路之上，但上半年湖南全省6000千瓦及以上电厂利用小时数仅为1703小时，同时在蒙华铁路建设方案获批后，沿线的“两湖一江”地区都在积极布局大型火电项目，这也为湖南乃至华中消纳西北新能源电力的前景埋下了一丝隐忧。而在新通道建成之前，首先要面对的显然是如何有效缓解当前不容乐观的弃风限电。

　　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，甘肃已于今年5月底小试牛刀——中国铝业兰州分公司自备电厂(3×30万火电机组)拿出6亿千瓦时电量，与甘肃新能源企业做发电权交易。记者拿到的交易文件显示，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报价已超出甘肃的火电标杆电价(0.325元/千瓦时)，6月的高度电成交价达0.3556元。但在企业看来，新能源参与风火发电权交易是“外表风光、内心彷徨”的被动之举。

　　“如果有选择，我们是不愿参与的。但现在别人都在做，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。”上述风电企业负责人告诉记者，“相较于浅层的发电权交易，我更认同深度调峰在缓解弃风方面的效果。以兰铝发电权交易项目为例，其自备电厂装机90万千瓦，在风火发电权交易模式下，自备电厂只需要平均压降16万千瓦的出力，就可以在5个月内出让6亿千瓦时电量，而采取深度调峰，自备电厂则应该在风电大发期压降至少45万千瓦的出力，才能充分适应峰谷差很大的新能源发电特性。”

　　新能源参与大用户直供电则面临负荷波动大的弊端，并因此产生挤占通道之嫌。“与火电不同，风电和光伏无法实现电力的连续稳定供应，新能源参与大用户直供电更像是一种‘虚拟交易’。”上述风企负责人告诉记者，“经过计算，如果风电参与大用户直供电，大用户用电100万千瓦时，实际只有约30万千瓦时来自风电，剩下的70万千瓦时还要靠火电和水电供应。”

　　西北电网实施联络线考核以来，甘肃新能源限电形势更加严峻，其重要原因就是该模式导致西北其它四省为甘肃新能源调峰的意愿明显下降。在此背景下，另一位不愿具名的甘肃新能源企业人士认为，在联络线考核短期改变无望，且可再生能源配额制迟迟无法出台的情况下，真正能够缓解甘肃弃风弃光的措施是自备电厂或西北区域内的公网电厂参与深度调峰，并为之建立起合理的补偿机制。“但迄今未见任何动作。”