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2月16日，國家能源局發(fā)布《關于做好“三北”地區(qū)可再生能源消納工作的通知》，要求華北、東北、西北地區(qū)挖掘電能消納潛力和電力系統(tǒng)輔助服務潛力，著力解決棄風、棄光問題。通知的第一條，即指出：鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)積極參與直接交易并逐步擴大交易范圍和規(guī)模。
而就在月余前，五大新能源國企剛剛上書國家發(fā)改委請求政策支持。其理由是在電力用戶和發(fā)電企業(yè)的直接交易中，新能源因無法保障交易量而在競爭中處于劣勢。
此時國家能源局公布的一紙通知，其態(tài)度似乎也趨于明朗——讓新能源企業(yè)和火電企業(yè)共同競爭。
然而，在過去幾年“大干快上”的新能源發(fā)電企業(yè)卻發(fā)現(xiàn)自己陷入了某種尷尬的境地。
“2015年可能是這幾年棄風率最嚴重的一年，我所在項目的棄風率超過40%�！比A能新能源下屬的一個甘肅風電項目經理告訴記者，為了享受沒有下調電價前的電價政策，去年風電企業(yè)都加大裝機規(guī)模。但發(fā)出來的電無法消納，企業(yè)投資利潤受損。
根據(jù)國家能源局的數(shù)據(jù)，去年“棄風棄光”形勢嚴峻，以甘肅省為例，棄光率31%、棄風率達39%。
當中國進入電力過剩時代，火電與新能源的競爭和矛盾更加激烈，他們面臨著同樣的問題——“市場在哪里?”而“棄風棄光”難題，更是一場交織著中央和地方，環(huán)保與市場，企業(yè)和企業(yè)間的多重利益博弈。
錯位的電量直接交易?
為解決新能源消納，不少地方政府試圖進行機制性的創(chuàng)新實現(xiàn)突破。
以把新能源作為升級轉型的支柱產業(yè)的甘肅省為例，該省創(chuàng)新手段包括了讓新能源企業(yè)參與直接交易以及發(fā)電權交易。
在2015年11月，甘肅出臺《2016年電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易實施細則》，發(fā)電企業(yè)的參與主體包括了所有的火電企業(yè)和水電企業(yè)，也囊括了已并網發(fā)電的集中式光伏、風力發(fā)電企業(yè)。
然而在2015年，甘肅省僅是在小部分新能源項目中試行。
“直接交易說到底就是要讓新能源電價下調，但是新能源發(fā)電成本高啊!”前述華能風電項目經理告訴記者，一般來說，新能源發(fā)出來的電量應該有保障利用‘兜底’小時數(shù)，但甘肅的做法是要求企業(yè)先交易，再按剩余電量確定保證利用小時數(shù)。但甘肅電量供應寬松，企業(yè)不得不折價給大用戶供電�！�
甘肅省2015年度新能源發(fā)電企業(yè)與電力用戶直接交易結果顯示，成交電價約為每千瓦時0.12元~0.316元不等，甘肅中電酒泉風力公司給甘肅文縣一家冶金企業(yè)的電價只有每千瓦時7分錢。
根據(jù)2014年12月31日，國家發(fā)改委發(fā)布風電標桿上網電價的通知，甘肅風電的兩類資源區(qū)的標桿電價是每千瓦時0.52元和0.56元。這意味著，通過電力直接交易，新能源企業(yè)的電價被明顯壓縮。
而在發(fā)電權交易上，主要是新能源發(fā)電替代一些企業(yè)的自備電廠。去年9月，甘肅發(fā)改委組織了甘肅138家新能源企業(yè)與酒鋼集團自備電廠完成6.5億千瓦時的替換電量，85家企業(yè)置換了中國鋁業(yè)蘭州公司6.3億千瓦時電量。
據(jù)了解，一些企業(yè)為了拿到發(fā)電量，報出了比甘肅火電上網電價0.325元/千瓦時還高的價格。甘肅原本期望通過交易制度創(chuàng)新，實現(xiàn)新能源消納，但是這兩種方式都沒有得到新能源企業(yè)的認可。
這樣的問題不僅僅存在于甘肅省。2015年11月，云南省發(fā)布的《2015年11月和12月風電火電清潔能源置換交易工作方案的通知》，其中要求以國家批復火電企業(yè)平、枯季節(jié)上網電價為計費標準，風電企業(yè)將計費標準的60%支付給火電企業(yè)。
同樣在新疆，新疆電力調度控制中心發(fā)布《關于控制新能源場站出力的業(yè)務通知》稱，用電負荷已無法滿足新能源消納需求，新能源已無消納空間，要求省內部分新能源電站停止發(fā)電。而仍繼續(xù)發(fā)電的新能源電站，一方面具備了外送指標，還要參與自備電廠替代交易，上網的電要補貼給自備電廠0.2元~0.25元/千瓦時。
“從節(jié)能環(huán)保角度，國家政策是要求通過新能源發(fā)電代替火電，國家對新能源發(fā)電進行補貼，如今新能源又在補火電，方向完全走錯了!”一位國電新能源人士告訴記者，現(xiàn)在的地方政策是，新能源發(fā)電沒有任何優(yōu)勢，優(yōu)先發(fā)電權仍在火電手上。
新能源補貼機制需完善
新一輪電力體制改革提出鼓勵發(fā)電企業(yè)和用電企業(yè)進行直接交易，鼓勵探索發(fā)電權交易，這也是電力市場化的方向。同時，根據(jù)《可再生能源法》，要求全額收購其電網覆蓋范圍內可再生能源并網發(fā)電項目的上網電量。
兩者愿景都是好的，但在現(xiàn)實中，“全額收購”遠不能落實，新能源企業(yè)又在直接交易中敗下陣來。矛盾到底出在哪兒?
“看著吧，今年甘肅還有幾個大項目要上馬，情況會更糟糕�！眹姼拭C光伏項目一位負責人稱，主要仍是新能源發(fā)電消納不能解決。隨著新能源審批權下放給地方政府，地方政府一味追求投資額和裝機規(guī)模，將企業(yè)招商引資過來，但發(fā)出來的電力既無法在當?shù)叵{，又沒有通道外送出去，棄風棄電成為必然。
不過，在廈門大學能源經濟創(chuàng)新中心主任林伯強看來，在電力過剩時期，和火電相比不具備競爭力的新能源企業(yè)仍然大肆擴張，不考慮盈利周期，其本身亦難辭其咎。
“新能源走向市場是大勢所趨，但是如何促進這個市場更多去消納新能源，現(xiàn)在的市場機制是不具備這樣的條件。”國家發(fā)改委電力體制改革專家咨詢組專家曾鳴告訴記者，在規(guī)劃之時，沒有進行多種能源相互補充、“源-網-荷-儲”協(xié)調優(yōu)化的規(guī)劃建設，同時后期運行調度上，缺乏優(yōu)化調度，“棄風棄光”也成為必然。
在一些業(yè)內人士看來，在當前電力市場格局下，中央和地方執(zhí)行錯位，火電新能源繼續(xù)博弈，《關于做好“三北”地區(qū)可再生能源消納工作的通知》仍將是“一紙空文” 。
不僅如此，長期以來，光伏、風電行業(yè)依賴政府補貼，成為新能源發(fā)電企業(yè)的一項重要收入來源，這也存在弊端。
曾鳴表示，在市場機制不成熟、技術成本高、部分外部成本不能內部化的情況下，國內外都對新能源發(fā)電實施補貼，但這應該是一種過渡政策。當前的補貼政策過于僵化和固定，不利于新能源的市場化開發(fā)和利用�，F(xiàn)行的新能源補貼政策也需要得到完善，比如，將補貼的重點由現(xiàn)在的制造生產環(huán)節(jié)轉移到研發(fā)環(huán)節(jié)，使新能源早日實現(xiàn)平價上網。同時制定相關的補貼退出機制，促使新能源企業(yè)積極參與市場競爭。
“新能源發(fā)的電不被白白浪費，還是需要強有力的制度保障和地方執(zhí)行�！币晃伙L電企業(yè)人士稱。
2015年12月28日，國家能源發(fā)布《可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》(意見征求稿)，明確電網企業(yè)根據(jù)國家確定的上網標桿電價和保障性收購利用小時數(shù)，結合市場競爭機制，通過落實優(yōu)先發(fā)電制度，全額收購規(guī)劃范圍內的可再生能源發(fā)電項目的上網電量。
據(jù)悉，這一政策將在不久后出臺，業(yè)內期盼“棄風棄光”問題能夠有所轉機。
