五大国字头新能源企业，第一次联名向国家发改委提交了意见函，表达对新能源企业参与电量直接交易的意见。在这份意见函背后，是中国风电业的陈年旧疴——弃风限电。

　　2016年1月15日，一份由五大国字头新能源企业联署的意见函被递交到了国家发改委。

　　《中国新闻周刊》获悉，五大新能源国企上书国家发改委反映的主要内容是：对2016年甘肃新能源企业参与电量直接交易意见及建议。

　　该意见直陈：2016年甘肃省给新能源的发电量仅有50亿千瓦时，其余的发电量，全靠与大用户签订直购电量，或者与各企业的自备电厂签订发电权置换交易完成。这种政策在2015年已有所实施，在已进行的交易中，新能源企业将区域标杆电价全部让出，仅得国家补贴，方可获得部分发电权，“形成国家补贴新能源、新能源让出电价，清洁能源补贴污染企业、高耗能企业的怪圈”。

　　“就这么说吧，相当于一年下来，企业连贷款利息都还不上，”上述一家新能源企业负责人向《中国新闻周刊》解释称，“这样下去，以后谁还会再投资新能源建设？”

　　据《中国新闻周刊》调查了解，这五大国有新能源公司联名上书国家发改委的背后，牵扯到的是中国风电业的一个陈年旧疴——弃风限电。

　　逐年攀升的弃风率

　　所谓弃风限电是指在风机设备状态正常、风也很大的情况下，由于电网消纳等原因，不让风电场发电。

　　实际上，弃风问题是伴随着中国风电企业的发展愈演愈烈。而据业内人士透露，2015年弃风率无疑是最严重的一年。

　　甘肃一家新能源公司负责人向《中国新闻周刊》透露，2014年之前，他们的平均弃风率在20%左右，但进入2015年以来，弃风率直线上扬：1至5月，平均弃风率达30%。进入6月后，平均弃风率都在50%以上，最高的7月达到65.7%。据该负责人透露，粗略估算，仅其所在的企业2015年因弃风限电造成的收入损失约为2.9亿元。

　　另一家宁夏新能源企业负责人告诉《中国新闻周刊》，宁夏的情况也并不乐观。他所在的公司从2015年9月起，弃风率开始持续上涨，9月的弃风率为12.68%，10月已涨至36.5%，11月为62%，12月已经达到90%。

　　“弃风90%，就是一个风电场有30台风机，只允许开3台；如果这个风场是装机10万千瓦，那就要白白损失9万千瓦。”这位企业负责人解释。

　　国家能源局公布的数据证明，高弃风率在2015年的确不是偶发现象。据《2015年上半年全国风电并网运行情况》，2015年上半年，全国平均弃风率达15.2%，同比上升6.8个百分点。其中，弃风率最高的三个地区依次是吉林(42.96%)、甘肃(30.98%)和新疆(28.82%)。

　　“2015年应该是史上弃风率最高的一年。”中国风能协会秘书长秦海岩向《中国新闻周刊》表示，“发改委能源局的官方数据还没有发布，我们业内估计，全年总弃风电量约为350亿度电，直接经济损失超过180亿元。全年的弃风损失几乎抵消了2015年全年新增装机的社会经济效益。”

　　然而，真正令业界震动的是，2015年如此高的弃风率并非是由于技术原因，而更多是由于政策原因。“之前风场也会弃风，但一般属于主动弃风，主要是出于技术或者安全原因。”上述甘肃新能源企业负责人介绍，“但是2015年不一样了，是明明可以发电，风呼呼刮，但却不允许你发电。”

　　质疑地方政府违法

　　“不允许发电”是以要求新能源企业参与电量交易的形式出现的。以甘肃为例，2015年，甘肃省政府和发改委先后推出了三条政策，要求新能源企业参与电量直接交易。

　　2015年6月，甘肃省发改委发布了《关于开展2015年新能源直接交易试点的通知》。这份编号为甘发改商价【2015】674号的文件将这项政策的初衷表述为：“为进一步推进电力市场化改革，促进省内新能源产业发展。”

　　“但事实上这种政策并不能促进新能源产业的发展。”上述甘肃新能源企业表示。该企业负责人进一步解释说：“直接交易”的含义是，一个新能源发电场想要发电，必须先参加交易，找到用户，“人家买多少，才能发多少”；同时，交易价格也必将低于国家规定的标杆电价，因为“报价高，没竞争力，没人买啊”。

　　根据2006年开始实施的《可再生能源法》：电网应当全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务。

　　“但现在变成了不仅不全额收购，而且新能源企业连标杆电价都拿不到，要贱卖，才能发电。”另一家风电企业向《中国新闻周刊》透露，甘肃省的标杆电价是每度电价0.325元，风电正常上网后，算上国家补贴，每度收入是0.54元。但在直接交易中，这家风电企业最终的平均交易价格只有0.246元／千瓦时，算上国家补贴，每度电收入为0.461元，相当于每发一度电，便直接亏损7分钱，这还不算运营成本和设备折旧。

　　2015年11月，甘肃省能源监管办发布了第二个针对新能源企业的通知。这份编号为甘监能市场【2015】163号的通知表示，将在2016年拿出中国铝业的兰州分公司和玉门油田分公司的自备电厂总共20.3亿千瓦时的电量，由全省各家新能源公司申报电量，最终在甘肃能源办监管下“撮合交易”。

　　由于传统企业的自备电厂通常都是火电厂，这种交易通常被称为“风火电发电权交易”，即风电企业为获得发电的权力，要先从火电企业购买发电量，而火电企业依靠交易发电权，就可以获得收入。

　　紧接着，2015年12月中旬，甘肃省发改委又推出了“甘肃省2016年电力用户与发电企业直接交易”政策。在这个政策中，新能源企业不仅要依靠和电力用户交易获得发电权，在交易过程中，还要和火电企业去竞争价格。

　　“这些政策的本质都是一样的，”秦海岩对《中国新闻周刊》表示，“地方政府违法！”

　　“新能源企业本来依法拥有优先全额发电上网的权力，但是现在既不优先，又不全额，还强迫企业去买发电权。”他说，“可是新能源发电项目的预算、规划、贷款，都是有法律规定的，现在突然全不算数了，导致企业亏损运营，首先是违反了《可再生能源法》；其次是地方政府不讲诚信，这样下去，谁还敢再做投资？”

　　类似政策不只出现在甘肃。

　　上述宁夏新能源企业负责人向《中国新闻周刊》透露，从2015年12月中旬开始，宁夏经信委和宁夏电网中心也召开类似会议，提出2016年拿出60亿千瓦时的外送电量，由西北五省的新能源企业与火电公司一同进行市场竞价，价低者得。

　　对于是否参与交易，这位负责人透露，企业的心态比较矛盾：不参加，可能就没有发电权；参加，却也无法获得合理的收入。他透露，2015年下半年，宁夏电力公司已组织过两次新能源外送竞价交价，总计2亿千瓦时，最终交易挂牌价仅为0.19元／千瓦时和0.24元／千瓦时，分别比宁夏的标杆电价0.2771元／千瓦时低了8.7分和3.7分。

　　他预计2016年新的竞价并不会有利于新能源企业。果然，12月17日，他收到了一份《2016年西北送山东(银东直流)大用户直接交易公告》，在为这项交易召开的后续会议上，组织者动员新能源企业委托电网公司代理，以“0”标杆电价参与交易。这意味着，新能源企业让出全部标杆电价，仅得国家补贴电价，才能获得发电权。

　　这位负责人告诉《中国新闻周刊》，这个政策在宁夏省内新能源企业中引起了强烈不满，一位新能源公司老总直接在会议上公开朗诵了《中华人民共和国可再生能源法》，“他连第几号主席令、第几章、第几款这些都念了，我们不敢吱声儿，就拼命给他鼓掌。”

　　利益分配问题

　　经济下滑导致全社会用电需求减弱，无疑是2015年弃风率创纪录的一个重要原因。

　　根据国家能源局1月18日发布的数据，2015年，中国全社会用电量55500亿千瓦时，同比增长仅有0.5%，相较于2014年下滑3.3个百分点，并且成为1974年以来的最低水平。

　　另据中国电力企业联合会于2015年12月发布的《2015年1-11月份电力工业运行简况》，在弃风率较高的2015年11月，有11个省份全社会用电量增速为负，其中增速低于-5%的省份全部是风电资源富足的西北省份：甘肃(-10.7%)、新疆(-11.0%)、青海(-11.9%)和云南(-14.4%)。

　　在2015年年底国家电网公司发布的《国家电网2015年新能源运行消纳情况》中，还将部分原因归结为跨省跨区输送通道能力不足的刚性约束。

　　这份消纳情况直接列举了甘肃省的情况：甘肃酒泉风电基地装机规模已超过1200万千瓦、太阳能发电近600万千瓦，但用于支持这些电力外送的酒泉-湖南特高压直流工程直至2015年5月方核准建设开工，预计2017年才能投产，外送通道建设滞后于发电设施2至3年。

　　在业内人士看来，这些都只是客观原因。根本原因还是目前依然以计划为主导的电力市场体制，以及中国电力市场尚未形成有序的竞争体制。

　　“首先，中国多年的计划经济延续至今，形成的一个意识和习惯是：优先保证火电的发电量；其次，由于新能源发电有一定的不确定性，比如风电，有风才能发电。”秦海岩说，“所以，目前形成的一个现象是，虽然《可再生能源法》规定了要优先保障可再生能源的发电上网，但各地政府和电网在做电量计划时，只有火电的计划电量，而没有风电、光电等新能源的计划电量。火电拥有了事实优先的地位。”

　　新能源发电量目前在全国总发电量中占比只有4%，在经济增速强劲、全社会用电需求量大时，这种体制不会给新能源发电项目造成过大冲击；可一旦出现经济下滑、用电动力减弱，惯有的“保火电”意识，便会直接威胁新能源发电企业的经济效益。

　　客观地看，在全社会用电量同比增长仅有0.5%的背景下，不只是风电企业的弃风限电率达到历史新高，各类型发电企业的平均发电小时均出现了大幅下滑。

　　据中国电力企业联合会于2015年12月发布的《2015年1-11月份电力工业运行简况》，全国风电设备平均利用小时数同比下降了74小时。然而全国火电设备的平均利用小时数同比下降得更多，达355小时，降幅比2014年同期扩大了94小时，在火电利用小时同比下降的28个省份中，下降最多的云南和福建甚至超过了900小时。

　　“火电企业的体量比较大，因此，地方政府首先要面对的是火电企业效益下滑的问题。火电企业同时还牵扯到相关行业的税收、就业及由此带来的社会稳定问题。”一位不愿具名的业内专家表示，“也要看到，在大家都吃不饱的情况下，这是一个在错误的框架内不得已而为之的办法。”

　　宁夏的情况或许可以作为注脚。据媒体报道，为进一步拉动煤炭增长，宁夏地方政府促成神华宁煤集团与区内16家电力企业签订电煤合同，总量为2790万吨。在一篇题为《宁夏经济升级版的破局路径》中，区经济和信息化委员会相关负责人介绍的经验之一为：加大电煤合同兑现考核力度，确保区内电厂每天消化宁煤8万吨。

　　但一些地方政府的做法超出了新能源企业的接受范围。

　　《中国新闻周刊》获得的一份云南省工业和信息化委员会下发的《2015年11月和12月风电火电清洁能源置换交易工作方案通知》显示，云南省工信委要求：因火电企业经营困难，2015年11月、12月，风电场发电量要按一定置换比例，将风电企业的电费收入，按国家批复火电电价的60%支付给火电企业。

　　国家能源局新能源和可再生能源司副处长李鹏的总结很直接。在2015北京国际风能大会的开幕讲话中，他公开表示：风电消纳“不是技术问题，更多是利益分配问题”。

　　2015年11月30日，国家主席习近平在气候变化巴黎大会上发表主旨演讲中也表示：中国将实施优化产业结构，构建低碳能源体系，并将尽力达到2030年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降60%-65%，非化石能源占一次能源消费比重达到20%左右。“虽然需要付出艰苦的努力，但我们有信心和决心实现我们的承诺。”

　　在秦海岩看来，能否从制度上解决弃风、弃光的问题，是能否兑现这一承诺的关键环节。

　　事实上，弃风限电现象已经引起了国家层面的重视。李鹏在2015北京国际风能大会上公开表示：风电“十三五”规划的重点不是装机和并网目标，而是保持政策的稳定性，并重点解决弃风限电问题；否则，装机量增加，发电量不增长，将造成投资浪费，“整个行业的发展没有意义”。

　　李鹏在接受《中国新闻周刊》采访时称，电力体制改革涉及方方面面，2015年弃风现象创历史新高，原因也比较复杂，国家发改委正在研究解决办法。

　　2015年12月31日，国家能源局起草下发了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法(征求意见稿)》。虽然尚在征求意见中，但一些条款已开始向新能源企业倾斜。比如：将可再生能源并网发电项目年发电量划分为“保障性收购电量部分”和“市场交易电量部分”，各地电网要优先安排保障性收购部分，如因调度安排等原因导致没有优先收购，要对可再生能源并网发电项目给予补偿。

　　上述多家新能源企业表示，如这一管理办法能够落实，将有效缓解目前的困局。

　　据了解，目前各地新能源企业直接参与电量交易及风火电发电权交易政策，已被紧急叫停，但新的政策仍未公布。