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西北，中国风资源和日照资源最为丰富的区域，正因为弃风和弃光而日渐陷于困窘。2016年上半年，甘肃酒泉千万千瓦级风电基地因弃风限电而停摆一度成为业内最受瞩目的事件，而对甘肃问题的关注也引申至其他风电基地。新疆，成为下一个焦点。
2016年上半年，西北五省（区）新增风电并网容量40.1万千瓦，累计并网容量3742.8万千瓦，占全网总装机的18.7%，风电发电量244亿千瓦时，占全网总发电量的8.2%；利用小时数688小时，弃风电量155.3亿千瓦时，弃风率38.9%。西北五省（区）中，甘肃、新疆、宁夏风电运行形势最为严峻，弃风率依次为46.6%、44.2%和20.9%。光伏的弃光电量也达到32.8亿千瓦时，弃光率达到19.7%，新疆、甘肃的弃光率高达32.4%和32.1%。除了甘肃，新疆的弃风、弃光数据也相当触目惊心。
“新疆的问题，近两三年内不会解决，甘肃也一样”，日前，国电集团公司副总经理谢长军这样评估新疆的形势。但拥有天中直流，较早地实现特高压外送可再生能源的新疆为何同样陷入与甘肃相似的困境？新疆的问题出在哪里？
特高压外送新能源仍存在技术壁垒
与甘肃的酒泉至湖南±800千伏特高压直流在2015年才正式开工不同，哈密—郑州±800千伏特高压直流（即天中直流）于2014年就已投产，设计输送能力达到800万千瓦，至今已运行两年。这条配套哈密能源基地的特高压直流输电线路在设计规划时，被寄望于通过远距离外送的方式，把当地丰富的新能源电量送到中部省份去消纳，哈密能源基地加上天中直流可以说是最早实现大基地+大电网发展模式的项目。
但谢长军对eo表示，这条特高压线路在技术上还有不成熟的地方，“设计输送能力是800万千瓦，但现在400万千瓦都达不到”。据五大发电集团其中一家在新疆当地的企业相关人员透露，针对天中直流的输送情况，国家能源局曾专门开过一次会，发现该线路目前的输送能力最高只能达到500万千瓦，原因有好几方面。
首先是配套的电源本来就没有达到设计容量，据某电网公司相关人员解释，天中直流的主要作用就是解决配套电源的输送，但现在该线路配套园区还有两台火电机组没有建成，而新疆其他区域的风电或光伏电源受天中直流主变卡口的限制，通过该线路输送的量并不大。
其次是还有部分设备没有到位，送端还需要增加两台调相机来提高无功补偿。2014年投运时天中直流的联络变只有两台，2016年通过扩建已经增加了两台，这样就共有4台210万千瓦联络变，但整个输送能力还受到电压的影响，因此需要增加调相机。
还有一个因素在于受端，电网公司的说法是，河南的电网与周边电网的连接不够坚强，“如果按规划把800万千瓦电力输送过去，一旦出现线路故障，单机闭锁或双机闭锁，相当于河南一下子会有400万千瓦到800万千瓦电源没有着落，需要别的电网迅速给它补充，但如果电网不够强，就会有很大的安全隐患”。
因此，从目前的安全稳定等各方面角度来考虑，天中直流的输送能力只有500万千瓦，现在电网调度基本上也只在400万-450万千瓦的档位来调度。而且调相机的建设、对端电网的加强需要时间，该线路可能在两三年内都要维持目前的输送水平。配套电源全部建成后输送能力可能达到600万千瓦，但离设计水平还有一定距离。
但尽管如此，天中直流对疆内的新能源消纳还是起到一定的作用。2014年，通过天中直流外送的电量为133.9亿千瓦时；2015年，外送电量达到175.9亿千瓦时。上述企业相关人员表示，“按配套20%的风电来计算，175亿千瓦时里面就有35亿千瓦时的风电，全网去年消纳风电和光伏电量共190亿千瓦时，等于说天中直流解决了将近20%”。
真正让人忧虑的是，即便天中直流能完全达到设计输送能力，单凭这一条800万千瓦的线路也很难解决新疆目前的问题。该线路规划设计时新疆的新能源装机规模与当前不可同日而语，2011年国家发改委、国家能源局正式批准新疆全面启动实施哈密－郑州±800千伏特高压直流工程，当时整个新疆区域的风电装机容量只有130多万千瓦，光伏方面则刚开始建设第一个光伏地面电站，2013年并网装机才突破百万千瓦。2013年，国家能源局正式批复了哈密风电基地二期，核准了600万千瓦的风电项目。这些已核准的容量如果全部建成，特高压外送将面临更大压力。
2016年6月底，天中直流配套风电场46座，装机规模603万千瓦，较去年同期的108.6万千瓦增长455.2%；天中直流配套光伏电站17座，装机规模105万千瓦，较去年同期的15万千瓦增长了600%，再加上还没投产的配套火电，天中直流的配套电源已经远超其输送能力。
事实上，经过2015年风电上网电价调整和2016年“6·30”光伏补贴调整导致的两次抢装潮，新疆在很短时间内建设了一大批可再生能源装机，从去年到今年上半年的增长速度和规模相当惊人，这直接导致了新疆上半年弃风率、弃光率双双突破30%，第一季度的弃光率还曾达到50%。2016年6月底，新疆的新能源装机容量达到2579万千瓦，同比增长100.52%。其中风电装机规模较去年同期增长101.7%。光伏装机规模为878万千瓦，较去年同期增长98.28%，新能源装机容量与公共可调节电源比例达到1.11:1。这已经不是一条特高压线路外送可以解决的问题了。
根据《新疆电网“十三五”发展规划》，“十三五”期间，新疆电网规划投资约为2019亿元，确定了“外送八通道、内供五环网”的电网规划目标，明确到2020年，新疆电网将建成5条直流外送通道，在天中直流基础上新增准东-成都、准东-皖南、哈密北-重庆、伊犁-巴基斯坦4条直流外送通道，疆电外送送电能力达到5000万千瓦。但目前暂时只有准东-皖南这条线路获得国家能源局的批复，其他的线路都还在可研甚至规划阶段。
对于已经开工的准东-皖南±110千伏特高压直流能多大程度解决新能源消纳问题，企业相关人士还是持保留意见。据上述人士透露，准东-皖南特高压直流配套了1320万千瓦火电、300万千瓦风电、200万千瓦光伏，“光是配套电源已经接近2000万千瓦，但输送能力只有1200万千瓦，而且根据天中直流的建设经验，投运后的市场和安全校核能不能满足1200万千瓦的输送，还很难说，除非是把配套电源严格按照能源局的要求停建，但现在部分配套电源已经投入了，要停下来很难，只能看未来能源局对这条线路的运行方式和配套电源建设的控制情况如何了”。
消纳市场收缩是关键所在
在种种技术条件的约束下，新疆通过特高压外送暂时只能解决部分新能源消纳问题。而随着经济下行，消纳市场本身的限制愈加凸显，成为制约新能源消纳的主要原因。
2016年上半年，新疆电网全网用电量为926.73亿千瓦时，同比增长了12%，但折合到电网公司经营口径的用电量比例是下降的，降低了8.23%，之所以出现全网增长，是因为自备电厂和自营电网同比增长了20%。“今年新疆有些铝业、纺织业企业的用电量有所增长，但由于这些企业都有自己的自备电厂，所以这些用电量增长对新能源消纳没有任何帮助”，发电企业相关人员表示。
新疆真实的用电量情况是怎样的呢？上述人士透露，今年上半年电网经营口径的平均负荷已经低于2012年的水平。
企业相关人士表示，在“十二五”前期，新疆经济发展形势良好，西部大开发和中央新疆经济工作座谈会使新疆迎来一段经济快速发展时期，用电量增长非常可观，每年大概有30%-40%的增长，同时也带动了电源建设的积极性，但现在因为全国经济下行，电量增长放缓，而电源的增长却有着惯性，造成电源供需矛盾一下子爆发出来，“2013年大概是7%-8%的限电比例，2014年达到15%，2015年达到30%，今年上半年其实已经接近50%了，下半年可能比上半年还要严重”。
根据《2016年上半年新疆电网运行情况报告》，截至2016年6月底，新疆电网总装机容量为7419万千瓦。其中，燃煤火电4130万千瓦（其中天中直流配套火电528万千瓦），水电599万千瓦，风电1701万千瓦，光伏发电878万千瓦，其他发电112万千瓦，新能源已占全网装机容量接近35%。而2016年上半年新疆电网调度口径最大负荷只有2576万千瓦。
作为新能源发电企业相关人员，上述消息人士认为，新疆在主网内已经把新能源消纳做到极致，如果经济大环境没有变化，当前的消纳困境很难有更多的改善空间，“去年很多火电机组都是维持着最小出力，今年基本都停机了，夏天能停的都停了，冬天没有办法，供热机组必须要运行。去年冬天的形势就很紧张，在所有供暖机组以最小方式保证供暖的前提下，电力负荷还有200万（千瓦）缺口，新能源就算全部停机都让不出来那么多负荷，还要让自备电厂压一些，才能把这200万（千瓦）消纳出去”。
为了缓解新能源消纳矛盾，新疆正在着力推行新能源与自备电厂的调峰替代交易。对比甘肃大用户直购电竞争的惨烈，新疆力推的这些市场化手段显得较为温和，对新能源企业实行了一定的保护措施。据企业相关人士介绍，新疆所有替代交易和直购电交易都是在经信委和能监办的主导下进行，没有完全放开竞争，“一般都是统一安排，比如经信委和能监办跟自备电厂去谈，让50亿千瓦时的电量，全网的新能源企业一起去竞争，只竞量不竞价，价格由政府来定，通过这样来保证新能源企业基本的收益”，“去年自备电厂调峰替代交易新能源企业每度电让2毛钱，今年为了让自备电厂更有积极性，扩大交易电量，让到2毛3，我们还能赚2分钱的电价，不至于到零电价或负电价”。
2016年5月27日，国家发改委出台《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，提出各省风电、光伏项目的保障小时数，其中要求新疆风电最低保障小时数为1900小时，光伏为1500小时。然而就在5月初，新疆经信委就已经下达《自治区2016年公益性、调节性发电量计划的通知》，通知提出对2015年底前投产的新能源机组给予保障性电量，保障发电小时数中，风电为700小时，并网光伏为500小时。由于新疆提出的保障发电小时数与国家发改委要求的小时数之间差距较大，一度引起争议。但在企业看来，700小时和500小时是根据当前新疆的主网负荷、发电能力和调峰能力测算出来的，“是一个非常实际的数字”，“从目前来看，风电可能还是能比700小时超一些，但更多的电量确实只能通过交易方式来解决，无论是外送交易还是替代交易，这都是很无奈的现实，也是由当前的消纳市场形势决定的现实”。
据了解，现在新疆电网已经达到极限状态，新能源和常规能源的即时负荷比例能达到1:1，电网人员认为，“这已经是一个很临界的状态”。对新能源企业来说，“保障利用小时政策当然很好，但在现在的市场环境下很难实现。
当前这种困顿的局面也反映了企业对市场的发展变化认识不足。“我们预测这两年的经济形势和用电量增长还是有20%-30%，所以前两年在建设、运行方面都是按这个水平的一个中方案来操作”。作为全球最大的可再生能源企业集团副总经理，谢长军也表示，企业应该反省在西部省份的开发建设策略，并表示“以后我们在那些地方就不建了，坚决不建”。
这不单只是新疆的问题，整个西北区域都深受其害。有电网专家曾提出，西北电网内部的区域电网连接坚强，应进一步发掘西北电网的调峰空间，在整个西部电网内部加强调度消纳新能源，但这一方法同样受到当前整个用电市场萎靡不振的限制。比如新疆有4条750千伏线路与西北电网连接，两条到甘肃，两条到青海，到青海的线路是从海西的光伏基地出海东，并入甘肃，经过同样是新能源中心的河西走廊，疆电想通过这些通道外送西北其他区域可以说无处可去。根据电网公司相关人员介绍，目前青海和甘肃消纳本省的新能源电量就已经很困难，电网调度只能执行省间协议，如果其他省份不愿意要电，即使有通道能力也没有用。
自备电厂为新能源消纳雪上加霜
2016年5月以来，新疆开展新能源替代九家企业自备电厂发电，5、6月的替代电量为22.78亿千瓦时，预计今年可实现新能源替代自备发电电量50亿千瓦时。通过替代交易，自备电厂所属企业降低单位生产能耗，使机组运行工况更加合理。但即使自备电厂积极参与系统调峰，由于其庞大的体量，对新能源消纳、对整个新疆的电力格局仍存在较大的影响。
截至2016年6月，新疆自备电厂容量1544万千瓦，自营电网容量821万千瓦，总计2365万千瓦，占全网装机容量比例31.88%，占全网常规电源（火电、水电）比例50.01%，占全网火电装机比例57.26%。自备电厂和自营电网的电量也超过了公用电厂的电量，2015年，全疆主网的售电量只占新疆全社会用电量的40%左右。纵观全国，这个比例是非常惊人的，电网相关人士表示，新疆自备电厂的负荷和容量之大是内地电厂难以想象的，“他们能装单机容量百万千瓦的机组”，也正因有这些自备电厂容量的存在，电网可调度的空间非常有限。
自备电厂和自营电网只为其所属企业服务，不承担消纳新能源的义务，新能源发电企业相关人员表示，以新疆的电源结构，新能源保障利用小时数并非不能达到国家发改委要求的1900小时和1500小时，只要占全网负荷超过一半的这些高耗能企业也参与调峰和消纳新能源就可以实现，但目前自备电厂参与调峰都需要补偿，需要新能源企业大幅让利。
但新能源企业也清晰认识到，新疆企业的自备电厂和自营电网体量的形成有其历史原因。高耗能企业把工厂建在新疆，很多甚至把原材料从内地运至新疆生产，最主要的原因在于疆内煤炭资源丰富，电源价格较低。由于目前整体经济形势下滑，高耗能企业的日子也很难过，如果要求其无偿地把电量让出来，按保障小时数给新能源让路，造成的社会影响可能更大。“这些自备电厂都是劳动密集型企业，牵涉到大量的社会人员安排和就业，对社会稳定影响非常大”，这位在新疆工作多年的新能源企业相关人员这样表示。
除了不承担可再生能源消纳义务，大部分自备电厂也基本不缴交或较少缴交可再生能源电价附加。国家发改委价格司副处长支玉强在《可再生能源法》实行十周年研讨会上特别提到这个问题，认为这是造成当前可再生能源补贴基金缺口不断扩大的最主要原因，并提出自备电厂自发自用的电量拒绝缴交可再生能源电价附加的应该受到处罚，建议《可再生能源法》进一步明确相关细则。
对于电网相关人员来说，自备电厂和自营电网需要进行改革。“电网公司只能负责全网50%左右的负荷，却要消纳全疆的新能源，难度非常大”，在电力体制改革的背景下，“我们划增量配网、售电公司，包括自备电厂，是不是应该把他们的新能源消纳义务也锁定”，“这些售电公司、自备电厂拥有最优质的负荷，平稳的工业负荷用来消纳新能源是非常合适的，他们把这些负荷拿走却不承担消纳义务，而电网公司只有调峰要求特别高的民用负荷或工商业调峰负荷，那新能源的消纳难度就难以想象了”。
日前，国家发改委、国家能源局正式批复了《新疆维吾尔自治区电力体制改革综合试点方案》，同意新疆开展电力体制改革综合试点。方案中特别提到，在保障电网安全稳定和民生的前提下，全额安排可再生能源发电，优先预留水电、风电、光伏发电等可再生能源机组和热电联产、余热余压余气发电、燃气和煤层气(瓦斯)发电等资源综合利用机组发电空间，鼓励可再生能源和资源综合利用发电项目优先与用户直接交易。
如何在改革过程中真正落实对可再生能源的消纳措施还有待观察，可以看到的是，无论是企业还是电网，对新疆当前电力结构和运行方式都有迫切的改革需求。
纵观西部几个新能源大省（区）目前的情况，基本都面临着相似的困境：早期无序开发，与电网建设规划脱节，当前难以应对经济下行时期的市场萎缩。这些问题似乎都难以单从一个省份的层面去解决，中国可再生能源政策机制急需一场彻底的改革。今年以来，对可再生能源电价机制改革的讨论空前激烈，从去年风电电价开始实行退坡机制到今年光伏补贴下降，为了抢占有利的上网电价，又涌现出更多乱象，更突显当前在全额保障性收购基础上的标杆电价+补贴机制的失效。
可再生能源实行配额制+绿色证书的定价机制成为很多业界人士呼吁的改革方向。但这个机制的政策框架尚未搭建完成，今年尽管在配额制上有许多大的突破，仍有不少业界人士对其表示疑虑，诸如配额完成的具体考核方式、惩罚方式，分阶段的配额目标设置以及操作细则等问题都还没有清晰的指引，人们尤其忧虑在这个新体制下各省的利益博弈和平衡将对可再生能源的发展产生怎样的影响。
而对新能源企业来说，弃风限电已然成为常态的眼下，如果不想设备彻底停摆、晒太阳，似乎只有尽快适应、投入到电力交易和市场竞争中。支玉强认为，在当前电力装机过剩的背景下，不同电源之间的竞争肯定会越来越惨烈，这是不可规避的现实，现在很多燃煤企业拿出部分电量来参与直接交易和市场竞争，新能源企业不能一直抱着标杆电价政策。上述新疆新能源企业人士就提议，电网公司应该开发尽可能多的交易方式，对新能源企业来说，未来量价交易将会是常态。
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