配额制,能否根解风电弃风限电“顽疾”？

◎《新产经》记者 范海江

“配额制”年内要落地，最终效果如何，还是拭目以待。

近年来，国家能源管理部门为解决风电的弃风限电问题，实际上，也算是想了很多办法。然而其开出的各种“药方”不是雷声大雨点小，就是在实际执行过程中因为种种的原因，致使“药方”效果大打折扣。

据悉，可再生能源配额制年内有望落地。

可再生能源电力配额制被业内渴望多年，一直被认为是最有希望彻底解决弃风限电的好办法。

那么，配额制真的会成为解决风电弃风限电的“灵丹妙药”吗？

数百万千瓦级别项目“晒太阳”

在国间能源管理部门的管控下，近一两年来弃风限电改善呈常态化，全国弃风电量和弃风率持续“双降”。

数字显示出来的成绩，也算是较为“养眼”。资料显示，2015年、2016年全国平均弃风率均处高位，分别为15.2%和17%，2016年弃风电量更是接近500亿千瓦时。2017年国家平均弃风率12%。

2018一季度以来，在国家能源局“双降”的定调下，各企业积极降低弃风率，一季度弃风电量91亿千瓦时，同比减少44亿，平均弃风率8.5%，弃风率同比下降8个百分点。

社会上各分析机构再次开始看好风电行业，普遍认为2018年风电行业反转逻辑全部兑现。

然而实际情况并不像数字体现得那么美好。弃风限电状况，在局部地区，尤其是“三北”地区，形势依然严峻。

今年2月份，国家能源局通报，去年风电年发电量3057亿千瓦时，弃风电量419亿千瓦时。而这些弃风电量几乎全部发生在“三北”地区。

2017年，“三北”地区全年弃风电量413.6亿千瓦时，新疆、甘肃的弃风率保持在30%左右。

在河北等地方甚至出现建成的几百万千万级别的风电项目，因为不能并网输电，只能长期闲置“晒太阳”，造成极大的浪费。

风电开发企业不仅前期巨额的建设投资不能收回，而且还有承担风电场“晒太阳”期间的维护费用。

因为风力发电机组、箱变等高尖端电气设备在常年无法带电运行的状态下老化、腐蚀十分严重，存在核心部件损坏的风险，在目前的情况下，各风电开发企业只能委托设备厂家及运维人员进行不定期排查和故障处理，造成不必要的人力、物力浪费；不论从经济角度还是设备维护角度考虑，都已对各风电开发企业造成重大损失，持续无法并网发电，只会进一步加大损失的严重程度。

有业内分析人士指出，解决弃风限电问题，目前事实上就是解决“三北”地区的弃风限电问题。

“三北”地区弃风限电形成是因为盲目开发原因造成的。其中政府层面的责任难以推诿。

因为“三北”地区有着优秀的风资源、广阔的风电装机可选地址、较短的施工周期等，以往风开发企业在这些区域大量布局，使得装机过剩，风电消纳成为难题，出现弃风限电现象。

自2016年以来，在国家“降低弃风率、降低弃风电量”的双降基调下，新增风电装机逐步往中东部和南方地区转移，以实现2020年弃风率5%的目标。例如，2018年一季度，在限电区域风电新增并网装机74万千瓦，而在非限电区域则高达320万千瓦，新增装机中非限电区域是限电区域装机的4倍之多。

业内人士对此分析可谓一针见血，“即使2020年实现弃风率5%的目标，‘三北’地区弃风限电问题也只是被平均了，并没有真正解决”。

特高压线路建设应适度灵活

风电的弃风限电问题根本是发电量的输出问题。

尤其是“三北”地区更是如此。“三北”地区虽然风电资源充足，但当地因为经济普遍欠发达等原因，相对用电量不大，风电过剩是客观现实。

如何消纳“三北”地区过剩的风电？答案可以说是唯一的，只能通过特高压外输。

虽然近年来已陆续新建成部分特高压，但并不能满足电量输送的需要。“三北”地区弃风限电存在，排除风电部分远距离输送成本原因，特高压线路不足是主要原因之一。

资料显示，截止到2018年6月份，国家电网共拥有23条特高压线路，其中19条已经投运或竣工，1条在建，3条新核准，一共十二条交流特高压线路，十一条直流特高压线路。此外，南方电网投运的还有4条特高压线路。在这些特高压线路之中，有12条特高压线路参与输送了可再生能源（含水电）。

正是受益于这些特高压线路的推动，2017年，全国完成跨区送电量4235亿千瓦时，同比增长12.1%；由特高压线路输送的电量达到3008亿千瓦时，其中输送可再生能源电量1900亿千瓦时，同比上升10%，可再生能源电量占全部输送电量的63%，占比同比下降11个百分点。

而我国特高压线路建设施行严格的“核准”制度。该制度在全国一盘棋、统一规划、避免重复投资浪费等方面发挥了一定的积极作用。

但是任何事情搞“一刀切”，都会由于不能根据实际情况，进行具体事实具体分析，从而采取更切合实际的措施，而产生不好的作用。

一业内人士在接受记者采访时表示，“在消纳‘三北’地区过剩风电问题方面，特高压线路建设核准方面就应适度灵活。从新疆、甘肃通往内地需要长途奔袭，应慎重规划核准，但比如从河北的承德、张家口修建到北京的特高压线路，这么近的距离，作用又可立竿见影，就该适度灵活予以核准建设”。

如果可再生能源电力配额制年内落地，未来与可再生能源电力配额政策相配合，将会有更多的可再生能源电量需要通过特高压完成跨区输送。在风电充足地区与就近的高用电量地区，灵活地核准、建设一部分段距离特高压线路是必要的。

配额制需提防被“对策”

今年3月，国家能源局向社会公布了《可再生电力能源电力配额考核办法（征求意见稿）》，根据该文件，未来国家将对各省级行政区规定最低的可再生能源电力消费比重，能源主管部门按年度制定各省可再生能源电力配额指标，不达标的相关行政区域和市场主体将受到惩罚。

与配额制一同引入的，还有可再生能源电力证书制度，该证书一般被称作“绿证”。对可再生电力的生产者，每一兆瓦时（一千度）交易结算电量可以获得一个绿证，绿证分为常规水电证书和非水电证书。

配额制与绿证结合，对配额不达标的市场主体来说，意味着可以通过购买绿证来完成配额。

未来，绿证制度将与可再生能源基金相结合，共同支持新能源电力。2018年-2020年为过渡期，绿证的引入将一定程度上缓解可再生能源补贴压力，2020年之后，新能源将迎来平价时代，强制配额与绿证将共同保障中国可再生能源的使用比例。

在3月的征求意见稿公开发布后，国家能源局原计划在6月底公开发布第二次征求意见稿，但最终取消。其原因在于第二版征求意见稿中，关于可再生能源补贴强度的新增内容在业内传播开来，而引起了行业巨大反响。

“原计划6月底公开发布第二次征求意见稿，但最终取消”，可以说是给还未落地的“配额制”一个警醒。

看似完美的“配额制与绿证结合”，亦要当心被套路。国人是历来不乏“上有政策，下有对策”的智慧。

这是有先例可循的。

《可再生能源法》以及《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》出台时，不是让风电开发企业兴奋莫名。然而事实又是如何？

电网企业公然违反《可再生能源法》和《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，没有依法保障可再生能源电力的优先发电权。一些地方政府还为这些违反《可再生能源法》的行为打上了“电力体制改革”的幌子。

曾经，还有一些地方通过变相降低风电上网电价的方式来侵害风电企业的合法利益。例如有的地方要求风电、光伏企业要报零电价才可获得上网电量。更甚是有地方政府要求风电企业拿出收入所得，补偿当地火电企业。全国多个省份的上述做法“制度化”“常态化”。

《可再生能源法》中所说的全额保障性收购，是“量”的全额和“价”的全额，是“保量保价”。执行中，被大打折扣。

还有存在于风电行业多年的“路条”现象。据说，因为今年形势好，路条费已经翻番。

据《能源杂志》不久前报道，“尽管国家能源管理部门和地方政府三令五申禁止路条交易，但在新能源产业规划、核准备案、开发建设、并网接入过程中，路条交易仍是投资商获取项目资源（风、光等）的主要渠道，路条价格高低并且与行业景气度成正相关。

以风电项目为例，根据我们调研获悉，目前北方地区集中式风电项目路条费为0.6-0.8元/瓦，而去年同期路条价格为0.3-0.4元/瓦，相比之下路条价格翻了一倍。在风资源优质的地区，如果投资商资金成本低，路条交易价格甚至可以达到1-1.5元/瓦。

事实上是，正是由于行业咨询制度等存在，养了一大批“白食者”，无端增加了风电开发企业的财务成本。

有业内人士表示，“不用出台太多的法律、通知和办法，只要把已经有的法律法规规章制度完全执行好，弃风限电问题早已经解决了”。