“弃电”矛盾交织
“弃风弃光弃水，暴露了我国基础设施建设的问题。”北京理工大学能源与环境政策研究中心主任魏一鸣对记者表示，中国资源集中的地方基本都远离负荷中心，当地市场难以消纳大量的电力资源，因而对跨区域输电、远距离输电等电网建设提出了较高的要求。矛盾的是，在大范围支持鼓励发展可再生能源的同时，对配套的电网建设支持却较少。
他认为，电网发展滞后，跨省、跨区通道能力不足，已成为制约清洁能源消纳的刚性约束。以甘肃为例，甘肃省风光电90%以上在河西走廊，其中大部分集中在远离负荷中心1000公里以外电网末端而难以送出，风光电“过剩”矛盾十分突出。
另一个掣肘因素是，可再生能源资源最为集中的内蒙古、甘肃、河北、新疆、辽宁、吉林和黑龙江等地，恰好也是热电联产火电机组比重最大的地区。冬季，出于供热需要，热电联产火电发电负荷难以降低。热电联产火电机组占用了发电容量空间，清洁能源消纳市场空间和调峰容量不足的矛盾更加突出。
最令人头疼的是，可再生能源“弃电”背后的利益纠葛和羁绊。魏一鸣透露，风电、光电等企业大多属于央企或社会资本，其利润不归当地政府所有且有较多税收优惠，而发展火电会为地方带来明显的就业和经济效益。这便导致了“以风补火”、“弃风限电”等现象。
对此，国家发展改革委能源所所长戴彦德则向本刊记者解释说，经济增速下降带来电力需求的不旺，进一步加剧了地方之间、企业之间的利益冲突。本刊记者调研发现，特别是近年来，可再生能源大规模建设，“西电东送”从2015年起已全面形成买方市场格局。
溪洛渡水电站俯瞰陈涛/摄
比如，增加云电外送是消纳富余水电最重要的措施，但这势必挤占广东火电的发电空间。2015年，广东全社会用电量同比增长1.4%，但广东省内火电机组利用小时数不升反降，原因是“云电送粤”同比增加2%，这激化了广东火电企业与云南水电企业，以及两省政府之间的利益矛盾。
当然，电力传输技术层面的矛盾也是重要原因。国家电网能源研究院副院长蒋莉萍向记者表示，可再生能源的不稳定性是制约并网率提升的重要因素，“传统上电网的稳定性是靠电源的可调度性来满足负荷的随心所欲，现在可再生能源发电也是随心所欲的，两个都随心所欲的话，系统怎么运行呢？”这对电力系统的灵活性和稳定性提出了更高的要求。
不过，在她看来，在整个系统的调度上，要提升可再生能源的消纳能力，技术上并非做不到，当风电、太阳能等发电的时候，压煤电的负荷就可以了，“如果在现有能源结构里燃煤机组压缩10%，解决西北五省区弃风就没有问题。”
这也意味着，燃煤机组就不能按照每年4500小时或者5000小时的负荷发电。但在现有的管理体制下，燃煤机组国家给予的是标杆电价。标杆电价是按照电煤价格确定，必须要达到一定的发电小时数，企业才能获得合理的利润。
“在目前的管理体制下，即便是现在能够把电网建起来，弃风弃光等问题还是解决不了，因为你送来的电我不愿意要。”因此，在蒋莉萍看来，可再生能源弃电困境根本上还在于机制改革。
