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我国新能源发展的最大瓶颈是电力的输送与消纳。面对输送消纳对新能源发展的制约，新能源大省甘肃“两条腿”走路，在建设特高压输电线路外送电量的同时，地方政府、新能源企业和电网公司齐心协力，通过省内挖潜，“挤”出新能源消纳空间，寻找新能源就地消纳新途径。业内认为，立足于就地消纳，将成为新能源发展的重要支撑。
二成弃风、四成弃光的困局
光伏装机全国第一，风电装机全国第二，在我国新能源发展版图上，甘肃具有浓墨重彩的一笔。然而，由于严重弃风、弃光，甘肃虽是新能源装机大省，但难做新能源强省。“和全国新能源一样，甘肃新能源的最大瓶颈就是输送消纳。”甘肃省能源局局长孟开说。
甘肃新能源产业的发展兴起于2007年。截至2015月3月，甘肃新能源装机达到1618万千瓦，其中风电1052.7万千瓦，光伏565.3万千瓦，新能源装机占全省电源总装机容量的37.71%，水、风、光三种清洁能源的比重达到56.82%。
由于电源发展与负荷发展不匹配，电源建设与电网建设不配套，省内消纳能力不足以支撑如此大规模的新能源发展需要，近十年来，输送消纳难导致的弃风弃光，一直困扰着甘肃新能源的发展。甘肃电力部门相关数据显示，2014年甘肃弃风电量13.93亿千瓦时，弃风率10.82%，居全国第五位。记者在一些风电场采访时，管理人员介绍，有的风电场只有3成装机在发电，有的风电场20万千瓦的装机，只有1万余千瓦在发电。
2014年，甘肃电网年弃光量23亿千瓦时，弃光率36.7%，其中因为消纳能力不足发生的弃光电量14亿千瓦时。记者在甘肃首个百万千瓦级风电基地金昌市采访时，光伏企业反映，金昌的光伏发电弃光率平均达到一半。甘肃金昌供电公司介绍，2014年底，金昌光伏发电年平均利用小时数为711小时，风电发电平均利用小时数为1143小时，分别比设计小时数减少764小时、648小时。金昌振新光伏发电公司装机容量为100兆瓦。“去年上网电量和限电损失电量持平，均为1亿千瓦时，在个别月份，实际发电仅为装机的5%。”振新光伏发电公司生产管理部负责人杨胜义说。
“太艰难。”中利腾辉(嘉峪关)光伏发电公司负责人刘骏告诉记者。“2014年平均发电能达到60%左右，到2015年一季度，平均发电负荷仅为32%。按这个趋势发展下去，收回静态、动态投资分别需要32年和44年，光伏板的寿命只有20年。”
今年6月3日，酒泉至湖南±800千伏特高压直流输电工程开工，这条线路被甘肃各界普遍认为是新能源的“救命稻草”。但是，多位受访的新能源企业负责人和地方干部认为，新能源外送通道虽然可以通过电网投资来解决，但通道建成并不意味着有明显的电量消纳效果，前提是必须有稳定的受端市场。因此，甘肃开始探索千方百计提升本地新能源消纳能力。
三种途径提升新能源就地消纳能力
去年以来，甘肃地方政府、新能源企业和电网公司齐心协力，积极进行了新能源就地消纳的探索与实践。记者了解到，甘肃从以下三方面进行了探索。
首先是拓宽新能源的民用空间，利用风电供热。
去年以来，甘肃一些风电大县开始进行风电供热的探索。
被称为“国内风电第一县”瓜州县，风电装机达到600万千瓦，去年四季度，瓜州风电的有效发电时间仅为设计小时数的40%。为缓解弃风窝电问题，瓜州县着手升级县城供热体系，计划通过煤锅炉改电热锅炉，用弃风发电供热。今年上半年，瓜州县能源局委托中国华能集团清洁能源技术研究院、甘肃中电酒泉风力发电公司就新能源供热项目进行研究论证，今年将开始试点。除了瓜州外，玉门、金昌等地也通过改造城市供暖系统等，利用新能源供热。
据了解，在风电供热中，由电网公司搭建平台，新能源发电企业将减少弃光增加的收入一小部分让利于用电企业，鼓励用电企业多用电，以提高新能源企业的发电量，缓解新能源输送消纳难题。
其次是以电力直接交易增加就地消纳能力。
为大用户提供直购电交易被认为是一种最普遍的新能源就地消纳模式，这一模式已经在酒泉、金昌等风光产业密集区实践。其核心是，以优惠的补贴来吸引用电量大的工业企业使用新能源，交易价格、交易量由双方协商确定。与城市供暖相比，大用户直供电的电力消纳量更大、市场更稳定。
今年2月，金昌市的7家光伏发电企业与6家大工业企业签订直接交易新能源消纳合同，计划新增消纳电量约2.4亿度。
记者了解到，甘肃新能源直接交易模式将在张掖市复制，计划将张掖黑河水电公司所属西洞滩50兆瓦、南滩20兆瓦光伏发电项目与张掖市龙首铁合金公司直接交易。
再次是以工业项目、储能项目等拓宽新能源用途。甘肃地方政府在严格环保的条件下，大力招商引资，通过引进高载能项目，消化电量。在瓜州，当地政府先后引进和建设了百万吨高纯硅系列、120万吨水泥、1000万平方米石材加工等高载能项目，其中三新硅业公司去年用电5.4亿千瓦时。
另外，一些新能源发电企业也积极开发新的工业项目和储能项目，通过多元途径来拓宽新能源用途。电解水制氢是通过电解水产生工业原料氢气，目前在玉门拥有15万千瓦风电装机的华能集团正在计划电解水制氢项目。风电制氢既通过就近消纳解决风电项目的弃风限电问题，还突破了煤化工二氧化碳排放的瓶颈，是风电、煤化工两个产业发展的突破与升级，与石化企业需求的绿色氢源也是互补双赢。
除此之外，甘肃还探索新能源代替企业自备火电厂发电模式。
新能源企业与用电企业间的政策通道亟待打通
尽管目前甘肃为新能源的就地消纳做了种种尝试，但是一些政策性障碍，依然在困扰着这项工作。
一是新能源企业“窝电”和用电企业用电贵的矛盾依旧存在。坐落于“世界风库”瓜州县的甘肃三新硅业公司，厂区周围虽然布满了风电场，但是至今仍在为用电发愁。企业负责人何菁说，最初选址瓜州的主要原因就是看中了瓜州的风电资源。“如果满负荷运转，公司每年可消耗100万千瓦装机的电力资源，这相当于瓜州风电总装机的1/6。”何菁说。但目前，企业大部分用电电价仍然是0.46元/千瓦时，为数不多的直供电也只享受到了0.018元/度的优惠。“风电没处送，我们却用的高价电。”
在甘肃，类似这样的例子很多，一边是发电无处输送闲置的风光电，一边却是居高不下的高电价，“灯下黑”矛盾突出。
二是以部分让利为纽带的模式可持续性有待观察。目前，无论大用户直供电、煤锅炉改电锅炉，还是发电权转让，甘肃新能源就地消纳之所以能够从传统能源中挤出一席之地，关键在于新能源企业出让了部分利益。一些新能源企业负责人认为，这种貌似合理的利益分配其实是局部合理，国家拿出这么大一笔钱是为了发展新能源，但这种让利往往是把钱投给了一些落后产能。从长远看，这对于国家实现环境治理的目标是无益的。
三是本地市场需求有限，新能源远距离外送仍是主渠道。金昌供电公司副总经理许忠泽说，金昌市电源总装机容量为400万千瓦，其中火电和水电装机190万千瓦，风电和光伏装机210万千瓦，但是本地的电力负荷只有90万千瓦。本地用电市场供过于求。就甘肃省整体而言，这一矛盾依然尖锐，全省电源总装机4290万千瓦，用电最大负荷为1383万千瓦。对此，多位业内人士表示，就地消纳与远距离送出不可偏废。
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