中国储能网讯：中国第一个千万千瓦级风电基地。

SUV驰骋在干燥的沙石地面上，砂石飞扬、炎热干燥，典型的戈壁地貌。

国电甘肃龙源风力发电有限公司副总经理魏亮说，对企业而言，这样的地块以前是“送都没人要”。这样广袤、开阔，但贫瘠、干涸的土地，除了搞风电，似乎确实没有好的用处。

沿着连霍高速公路行驶，道路两边绵延矗立着鳞次栉比的风力发电机，晴朗耀眼的蓝天与荒芜热烫的黄土之间夹着一大片“白色森林”。

作为甘肃酒泉千万千瓦级风电基地里的其中一个风电场，这里土地荒芜、地价低廉，占地辽阔，场地平坦，便于建设、运维。

如果没有弃风限电的困扰，这片土地确实是开发风力发电的绝佳场址。然而，2015年，这一带弃风率高达39%，推行直购电后，大部分电量为0电价。

是时候洞悉其中复杂的隐情了。

风电三峡的思路

走访当日，酒泉部分区域的风还不算很大。风电场集控室的屏幕显示，该风电场很多机组都没有达到满发状态，在风况较好的瓜州片区，就有几个风速达到10米/秒以上的风电场开始限电。系统页面显示大片机组处于红色停发状态。正常情况下，由于风力发电的间歇性和不稳定性，风电场的出力曲线会呈现较大起伏，但当前画面显示的出力曲线几乎呈直线，代表大部分机组都已限发停机。

屏幕上显示的是甘肃省特有的限电管理系统，在以前的限电环境下，调度都是通过电话通知风电场限电，但如今甘肃的光伏企业达到200多家，风电企业也有上百家，电话通知经常来不及，因而开发了这样一套限电管理系统，每五分钟发布一个出力计划。

为了统计限电比例和造成的损失电量，风电场一般会用抽样机组法设置标杆机组，用正常发电的标杆机组发电量对照限电机组发电量进行统计，但由于限电问题日益严重，风电场能获得的出力计划太低，有时连标杆机组都不能发电，14万千瓦的风电场原本设置了10台标杆机组，只有两台能发。有些30万千瓦的风电场，由于白天要优先让光伏发电，经常只能获得5000千瓦的出力计划，据风场工作人员透露，这些风电场一天的限电比例最高曾达到过80%—90%。

这些细节对很多工作人员来说已司空见惯，限电比例等数据也已经没有太大意义，他们更关心的是当前有没有切实可行的解决办法或缓解措施。因为弃风限电，他们的工作量反而显著增加，正常情况下，设备会自动化运行，限电情况下则需要不停调节，对设备来说像是不停踩刹车，无论对运维工作还是设备寿命都是挑战。

甘肃酒泉风电基地作为全国第一个千万千瓦级风电基地，其规划和建设历程折射出中国风电产业以资源禀赋为先决条件的开发思路，这个基地的建成也奠定了大规模、集约式、以大型能源基地为依托的开发模式。

“河西走廊历史上就是风口，祁连山、贺兰山中间夹着，常年飞砂走石，对当地农业生产是有害的。但风电可以变害为宝，在该地区建一个一千万千瓦的风电基地不就等于建一个三峡吗？三峡要移民一百万，在这里建根本不需要移民。”——这个理念一经提出就得到地方政府大力响应，在国家发改委、甘肃省和酒泉市政府的力推下，酒泉风电基地率先规划开工，其后全国各地的风资源富集地区纷纷跟进，至今，全国共规划了9个千万千瓦级风电基地。

这些大型基地对中国风电高速增长的带动和贡献不可忽视，正是在这种大基地开发模式的引领下，中国风电历经了狂飙突进的十年。根据全球风能理事会（GWEC）的数据，中国风电在2005-2015年这十年间，累计装机容量增长了143.844GW，这个数字几乎是当前美国风电装机容量（74.471GW）的两倍。

但在这样世界瞩目的成就之下，却在若干年后出现了严重弃风限电的顽疾。根据中国可再生能源学会风能专业委员会数据，2010-2015年间，弃风电量累计近1000亿千瓦时，相当于三峡、葛洲坝两大水电站在2015年的全年发电量，经济损失累计达583亿元。而各大风电基地正是弃风限电重灾区，甘肃、吉林、新疆、黑龙江以及内蒙古是2015年弃风率排名最高的五个省或自治区，均为千万千瓦级风电基地所在地。这些地处偏僻、远离负荷中心，网架结构相对不够完善，但装机规模庞大、容量比肩一些欧洲国家的新能源基地，如今犹如郁结难纾的病变器官；送，送不出；用，用不了。

这些对风电产业、区域经济发展都有着重要意义的能源基地是怎样一步步走向失控的？酒泉可能是最好的样本。回溯酒泉风电基地的规划建设历程，很难将当前这个难堪的局面归咎于哪一方，但在这段历史里，这个项目确实在不同意志、各种环节的拉扯下逐渐变形，成为如今新能源发展的一个典型病例。

规划基地

2006年，《可再生能源法》颁布，可再生能源进入发展早期的第一个快车道，包括特许权招标、发电价格和费用分摊办法、专项资金管理办法等配套政策也已开始实行。2007年，国务院出台了《可再生能源中长期发展规划》，提出到2010年在江苏、河北、内蒙古三地建设3个百万千瓦级风电基地，当时的规划还比较谨慎保守。

但这一切似乎与甘肃关系不大。当时甘肃只有酒泉玉门三十里井子建了一个试验风电场；2005年，瓜州县政府曾编制一个百万千瓦风电场工程规划并上报甘肃省发改委，希望列入国家“十一五”百万千瓦级风电场开发规划，但没有获批。截至2005年底，拥有“世界风库”瓜州和玉门的甘肃省，累计风电装机容量只有6.41万千瓦，排在当年全国第11，自然没有进入国家规划的视野。

转机在2007年出现。时任甘肃省省委书记陆浩早在2006年就提出建设河西风电走廊的想法，并大力支持瓜州参与风电特许权招标等工作，只是其主张一直没有找到突破口。

由酒泉电视台副台长秦川编写的《风起酒泉》一书详细描述了当时一位中央领导视察酒泉的情况，他认为这一天改变了酒泉的发展道路和命运。“2007年9月4日原本是个平常的日子，因为一个小小的改变，这一天对酒泉来说变得极不寻常”。

领导当天的行程中原来没有视察玉门风电场的计划，但因为玉门是车队去敦煌的必经路，当时的酒泉市市委书记李沛文提出，请车队在经过玉门风电场附近时稍作停留，“不用下高速公路，让首长在观景平台上看看三十里井子风电场”，陪同视察的陆浩同意了这个建议。领导了解到戈壁上建风电场不占耕地、无须移民后原则性地表示：“酒泉要充分发挥优势，积极培育新能源、新材料等高新技术产业，推动经济结构调整和经济增长方式转变。”在回兰州的飞机上，陆浩和时任甘肃省省长徐守盛顺着这个思路与时任国家发改委副主任、国家能源局局长张国宝讨论，能不能在酒泉建设一个千万千瓦级的风电基地，这正好与张国宝的理念不谋而合。酒泉风电基地的初步构想就这样被提了出来。

这次讨论很快组织成形，接下来9月24日的内蒙古自治区风电发展规划工作会议上提出“建设大基地，融入大电网”的开发思路，依托三北和沿海，“按照新疆和甘肃的风电融入西北电网，内蒙西部和河北的风电融入华北电网，内蒙东部和东北地区的风电融入东北电网，东部沿海及海上风电融入华东电网的格局，规划几个千万千瓦级的大型风电基地，打造几个‘风电三峡’，并按此配套研究制定输电网规划，保证风电基地的可靠送出，促进我国风电的更快发展”。

大基地+大电网的开发思路贯穿了中国风电的发展历程，而酒泉风电基地正是这一开发模式的先驱。

规划落地

如今为人所熟知的酒泉风电基地主要由玉门、瓜州和马鬃山三个片区组成。玉门位于河西走廊西部，与瓜州县相接，由于老市区资源枯竭，2003年开始向玉门镇新驻地转移。老油田枯竭给这座古老的城镇留下深刻的伤痕，大量油田工人失业、支柱产业崩溃、城市运作停滞、搬迁工作急需资金，玉门有着迫切的经济转型需求和寻找新的支柱产业及经济增长点的冲动。

瓜州是甘肃最早开展测风工作的区域之一，其县领导对风电工作的兴趣和积极性也很高，2000-2005年间，县里多次编制百万千瓦风电场规划、风资源评估报告、风电产业招商引资策划等计划上报省里或北京。根据早期测风资料，这两地年均风能储量在2000万千瓦以上。

商业嗅觉往往会走在政策之前。早在千万千瓦级风电基地规划尚未清晰，甘肃、酒泉政府还没找到这项新兴产业突破口之前，已经有不少企业盯上了这两个大风库。

早于2002年第一轮电力体制改革前，当时的国家电力公司甘肃省公司已经在玉门建有12台、共计8400千瓦的试验性项目。2002年厂网分开，原属国家电力公司的风电资产划拨新组建的国电集团。次年，国电龙源又建了22台金风产的600千瓦机组，合计装机13200千瓦。2007年，即酒泉风电基地诞生之前，国电龙源已有11万千瓦风电机组在玉门。

大唐2006年开始在玉门建风电场，在当地有一个10万千瓦的项目；华能在风电基地的构想成型前就已经跟瓜州县签订了合作协议，计划建设150万千瓦的风电场。虽然当时政府整体规划尚未成型，酒泉的风电建设已初现蓬勃生机。

在酒泉风电基地规划落槌后，这些企业原先的规划有些并入了基地的大盘子里，有些没有，比如华能就属于前者，而其此前自发与县政府合作规划的项目只能全部作废。酒泉风电基地的规划建设对地方政府、对国家能源局、对电网公司都有重要意义，必须统一规划、统一开发。

而对一些企业来说，虽然早期有一些利益受损，但谁都不愿意缺席这场大开发。圈地，势在必行。

2007年10月，由于前期测风数据充足，西北勘测设计研究院很快就完成了《甘肃酒泉千万千瓦级风电基地规划报告》，该报告提出了这样一个路线图：规划到2010年新增装机容量2950MW，总装机容量达到3360MW，2011-2020年间新增装机容量7290MW，2020年总装机容量达到10650MW，建成酒泉千万千瓦级风电基地。这个规划报告很快得到批复，但酒泉实际的规划比该报告更为激进，明确为风电装机2009年达到200万千瓦，2010年达到516万千瓦，2015年达到1271万千瓦。

随后甘肃省发改委上报了《关于申请开展“十一五”酒泉千万千瓦级风电基地 300 万千瓦风电场及配套 750 千伏电网工程前期工作的请示》。这条750千伏线路是为了保障酒泉风电基地大规模送出，西北电网公司在河西走廊规划建设的750千伏永登—金昌—酒泉—安西输变电工程，线路2×860公里，变电容量6300兆伏安。当时，工程已经开展可研，完成了金昌、酒泉和安西变所址的踏勘工作。而无论是电网还是甘肃省发改委的报告都很明确，该线路配套的是300万千瓦的风电场规模。

2007年11月28日，国家发改委批复同意了《关于开展酒泉风电基地及配套电网工程前期工作的复函》，酒泉风电基地正式进入前期工作。几乎同时，玉门昌马一期20万千瓦风电场项目也参与了国家的风电特许权招标，中标企业为中节能。

这段快速起步，在当时看来并无问题。时至今日，甘肃电力界仍有共识，即酒泉风电基地一期规划的380万千瓦加上规划外的几十万千瓦早期项目，是符合当时甘肃的电量消纳能力的。酒泉风电基地起步之初，甘肃甚至存在过短暂缺电的状况，如甘肃省电力投资公司下属的张掖电厂，曾一度拥有极高的火电发电小时数。

然而这个仅20万千瓦的项目却带来了意想不到的、更大的效应。当时，千万千瓦级风电基地规划已经吸引了众多企业，参与这个项目招标的就有20家之多。《风起酒泉》一书记述，酒泉市发改委副主任、市能源局局长吴生学和玉门市市长宋城认为“玉门、瓜州还有近 2000 万千瓦的风电资源，项目都是成熟的，资料都是齐全的，只要上面一点头就可以立即上马”，因此想让另外四家资质和条件跟中节能差不多的企业跟标，每家给20万千瓦，一共招标100万千瓦。国家能源局破例同意，最后因为企业参与热情太高，最终共计380万千瓦、20家企业跟标。次年5月，这380 万千瓦风电场项目全部获得国家发改委批复通过，而2007年全国风电装机容量也只有344万千瓦。

从2007年9月始，酒泉风电基地规划成型到配套电网工程申请、批复，再到项目招投标、打捆审批通过，一个千万千瓦级别的项目不到一年的时间里已经可以开工，这种速度背后是地方政府、国家能源局、发电企业以及电网的合力推进，足见当时这个项目对中国风电、对地方经济的意义都举足轻重。

最重要的任务

酒泉风电基地一期380万千瓦项目批复以后，地方政府雄心勃勃，企业的建设热情也很高。当时，大部分人都预料不到很快基地会遭遇弃风限电问题，业界几乎有共识，一期380万千瓦的装机容量配套750千伏输电线路，消纳不会有太大问题。但实际上，2010年基地一期工程竣工时装机容量已经达到536万千瓦。750千伏输电通道的建设，进一步诱发强烈的发展冲动。

甘肃电力公司从一开始就不敢掉以轻心。2008年，甘肃电力公司风电技术中心成立，其初衷就是专门研究酒泉风电基地的外送通道建设。根据中心主任汪宁勃介绍，“酒泉风电基地启动之际，甘肃电网网架结构还很弱，酒泉仅与330千伏电网连接，输出能力不足，但当时酒泉装机也就几十万千瓦，量还比较小，所以消纳问题不是很突出”。

但随着一期风电场项目的快速推进，企业开始意识到风电消纳有可能会成为一个问题。

一位五大发电集团甘肃新能源分公司负责人说，酒泉风电基地一期建设时，一些企业就做好了限电5%-10%的准备，待二期一批300万千瓦装机获批后，限电预期调整到了20%。在整个一期工程建设过程中，企业切实地体会到地方政府对基地项目的冲动和强烈意志。

这种强烈的冲动由上至下地贯穿于整个甘肃地方政府架构中。2008年 8 月 27 日，《甘肃日报》头版头条发表了陆浩的署名文章《一项关系全局的大战略——关于建设河西风电走廊的思考》，提出“三步走，第一步，到2015年，装机容量达到1000万千瓦，成为全国最大的风电基地之一；第二步，到2020年，装机容量增加到2000万千瓦，建成陆上‘三峡’工程；第三步，2020年以后，装机容量继续扩大到3000万千瓦以上，使河西走廊成为世界上最大的风电基地。如此大规模的风电产业开发，对甘肃的经济社会发展必将产生重大而深远的影响”，同时也强调了“要统筹考虑电源与电网建设，加快750千伏超高压电网工程向河西走廊的延伸，论证建设特高压直流电网向华中和华北电网送电，为河西走廊风电基地电力外输提供保障。这项工作，事关河西走廊风电基地建设的成败，必须及早研究，抓紧规划实施，努力做到电网建设与风电开发同步进行”。

然而，酒泉风电基地的风电场建设和电网建设一直衔接不起来，汪宁勃说，“电网一直在拼命建，但始终赶不上电源建设的速度。我们建一条750千伏的线路差不多需要两年，而且这条线路长1000公里，技术难度大；现在他们建一个风电场也就半年时间，而且是多个业主同时开工”。

由于陆浩提出了2009年酒泉风电基地装机容量要达到200万千瓦的目标，推动企业加快建设步伐成为地方政府当时最重要的任务。2009年下半年，五个月不到的时间里，陆浩五下酒泉，深入车间和建设工地了解情况，也是督促项目进度。酒泉市委领导班子采取了很多非常手段推动企业大干快上，根据五大其中一家企业早期在酒泉跑项目的负责人透露，当时参与一期建设的企业项目负责人都要签进度保证书、要表态、要在高速公路旁竖起代表建设进度的旗子。

《风起酒泉》一书也提到这段历史，当时为了赶进度，酒泉从市到县领导班子层层施压，时任酒泉市市委书记李建华在2009年10月特别召开了一次市委全委扩大会议，向下属市县一把手施压，声称“完不成任务就摘了你们的帽子”。当时各家企业尽管有投资积极性，但还是希望等750千伏线路建成再行动。像中国风能协会副理事长施鹏飞这样的老专家也认为，“风电投资不是有过热迹象，而是已经过热了。在条件不具备的情况下，酒泉风电三峡建设应先停一停，否则，大量风机不能并网发电，闲着也是浪费”。

但李建华的想法是，通过加速风电场建设，倒逼电网建设提速。而其下属县市领导为了完成任务，也祭出了各种非常规手段。瓜州县县委书记李丽，“升旗”正是她提出的办法，企业每月分配任务，完成了升红旗，完不成换绿旗或黄旗降下来。每月竞赛结束后，瓜州把评比出来的倒数第一、第二、第三位，以县委、县政府的名义形成文件，传到各企业的总部去，“说你们的速度太慢了，建议贵公司把瓜州项目部的负责人换掉”。

前文提到的项目负责人表示，用行政手段干扰企业运作，完全违反了市场规律，让企业很反感。

二期工程建设规划会召开之前，风电业主与酒泉当地政府主管部门、国家能源局与地方能源管理部门之间，已经就二期建设的进度、设备及消纳问题有过两次拉扯。企业对酒泉地方政府的一些做法的相关意见也反馈给了国家能源局。

更重要的是，企业开始意识到地方政府已经陷入对酒泉基地建设的狂热冲动当中，而且这种狂热还将延续到二期建设，对于二期怎么规划，要拿多少份额，一些企业开始重新考虑和审视。

当时，还有企业担忧河西走廊区域装机太过集中，如果电网建设没跟上，必然导致窝电。早在大规模弃风限电尚未发生时，就有发电企业在河东布局了风电场项目。后来的事实证明，没有将鸡蛋都放在一个篮子里是多么幸运。当河西地区的限电比例达到30%时，河东地区的风电场还能基本照常上网，直到最近整个甘肃都陷入限电漩涡才开始被波及，但情况总体还是比河西区域的风电场强。

央地间博弈

“大干快干一百天，风电装机过百万”、“攻风电，战百万”，在这些颇具煽动性的口号引领下，2009年200万千瓦的目标最后超额完成。而早在2009年3月，国家发改委又批复同意了酒泉风电基地的二期规划工作，实际上等于一期、二期并行着推进。

上述消息人士提到，二期规划野心更大，达到了1800万千瓦，最后在上报国家能源局协调讨论时只报了800万千瓦。并且在上报之前，甘肃省发改委已经召集了当地主要风电企业，把这800万千瓦分成若干容量、条件相差不远的风电场，通过抓阄的方式直接分给五大四小等几个主要的发电企业。上述项目负责人认为这种做法不合理，其他企业也有怨言，而且以当时的消纳和输送能力配套一期的380万容量是刚好的，在没有新的送出通道的前提下继续推二期对企业利益可能是一个损害，当时就有人把情况反馈给国家能源局。

为此，国家能源局为了研究确定二期工程的具体规模特别召开了一次二期工程协调会，会上甘肃省发改委上报了800万千瓦的规划，遭到国家能源局反对，可再生能源司副司长史立山和当时的新能源处处长梁志鹏态度很明确，认为一期项目装机发电量尚未能很好消纳，二期不具备上马条件。

“甘肃省发改委的领导为了扭转局面，用了很多方法”，上述负责人说，“请来了甘肃东兴铝业的一位董事长表态，说东铝要在酒泉上马一个电解铝项目，可以大量消纳当地的风电；还有一家火电企业的老总拿出一份常乐电厂的规划直接递上去给史立山，作为调峰电厂。当时大家意见分歧得比较厉害，包括一些电规总院的专家也不同意二期那么快上，所以会上没有达成共识。”

但事实上，即使国家能源局尚未审批通过二期的这个规划目标，在地方政府的推动下，大量前期工作已经做了起来。如果按照国家能源局批复的一期规划，酒泉在2009年已经完成了220万千瓦，超过一半，在2010年一年间，酒泉又完成了将近300万千瓦，到年底一期竣工时，又超额完成了陆浩提出的目标516万千瓦。

而经过甘肃省政府的大力争取和协调，二期工程甘肃所上报的800万千瓦被分拆为二期一批300万千瓦和二批500万千瓦。2011年国家能源局发布《关于同意酒泉千万千瓦级风电基地二期工程开展前期工作的复函》，同意二期一批300万千瓦项目开始前期工作，但条件是必须在当地消纳，并于2012年全部核准了这批项目；而后续500万千瓦要等消纳条件和外送通道解决了再说。

2011年3月19日，酒泉市能源局曾下发通知，直接向酒泉风电基地的风电业主提出2011年项目进度要求，鼓励使用2.0兆瓦及以上风机机型，还明确表示“同等条件下，原则上竞争择优选用酒泉新能源装备工业园区生产的风电设备”。3月27日，国家能源局下发《关于酒泉千万千瓦级风电基地二期工程建设工作的通知》(国能新能﹝2011﹞104号)，要求酒泉市不得自行安排风电建设规模，向企业分配确认项目开发权，也不得以行政方法要求企业完成建设任务，更不能干预企业的自主经营行为。在这次的文件中，国家能源局同时提到了电网接入、市场消纳的问题，尽管酒泉风电基地一期的装机规模尚未造成明显的消纳问题。

渴望与效应

不过，国家能源局的“禁令”并未浇灭地方的建设冲动。

4月27日，酒泉市能源局再次发出《关于加强推进酒泉风电基地二期工程2011年前期工作的通知》，在酒泉风电基地二期工程开发方案和项目业主安排尚未获得国家能源局批准的情况下，对基地内的20多家企业下达“建设任务安排表”，并已开展现场施工，在设备招投标问题上仍要求各企业“支持地方经济建设，努力实现地企双赢”。于是，5月9日，国家能源局再度发出《关于酒泉风电基地建设有关要求的通知》，对酒泉市的相关做法提出严厉批评。此次除了重申审批权限、要求“不得将酒泉风电基地内项目拆分成5万千瓦以下项目予以核准”外，还特别强调“未经国家能源主管部门核准，任何提前开工的风电项目，国家电网公司均不得安排其接入电网运行，也不能享受国家可再生能源发展基金的电价补贴，由此产生的后果由项目单位和擅自批准项目建设的部门承担。”这份措辞严厉的《通知》还指出了酒泉风电基地建设中出现的问题，如多次大范围脱网、机组飞车和起火事故等。在千万千瓦级的酒泉风电大量弃风限电出现前，有关陆上三峡大干快上的问题，主要集中在安全事故上。

面对国家能源局的“禁令”，酒泉市能源局局长吴生学曾陪同当时分管发改工作的甘肃省副省长、酒泉市市委书记一行，专门前往北京，一面向国家能源局做问题说明，一面跟进酒泉风电基地二期工程的年度装机规模核准。面对“未批先建”的指责，吴生学接受媒体采访时曾解释，是“一边等批文，一边抓紧前期工作准备”，以便一旦获批，前期工作和建设进度能快一点。

建设速度的执着，来自于甘肃和酒泉对经济发展的强烈渴望。

甘肃省提出的省域经济“两翼齐飞”里，酒泉是厚望下的“西翼”。建设冲动背后的发展动机，无论当时还是今日的语境下，都具备相当的合理性。酒泉风电基地一期380万千瓦装机，造价约为1.1万元／千瓦，拉动固定资产投资近400亿。酒泉一期建设周期约3年，相当于每年有100多亿投资砸向风电基地。再加上风电基地带动的设备和零部件需求，以及当地道路等配套设施建设，风电基地的投资带动效应非常显著。

2008年夏天，第一家进驻的风机制造商金风科技工厂动工建设，一年半后，风机装备销售收入已经占到整个甘肃省装备制造销售收入的八成。2009年，酒泉风电基地建设高峰期时，仅水泥的价格就翻了一番，砂石15元／方，由于各家都在大干快上，酒泉当时仅有的一家生产525标号水泥的厂家，销售情况旺到买家要排队拿现金购买。

从2009年开工建设，到2010年基地一期投产，这个项目对甘肃、对酒泉及其下属县市的影响是巨大的。2010年，酒泉市风电产业完成投资223亿元，完成增加值60.05亿元，上缴税金1.94亿元，吸纳就业8000余人，对经济增长的贡献率达到37.69%。在风电产业的带动下，“十一五”时期酒泉生产总值达到405亿元，在甘肃省的排名由“十五”末的第4位上升到第2位；财政收入达到50.5亿元，排名由甘肃省第7位上升到第3位；固定资产投资达到438.6亿元，连续保持甘肃省第3位；工业增加值达到173亿元，由甘肃省第6位上升到第3位。

甘肃省政府为了确保酒泉风电基地顺利推进，甚至放缓了对另外一翼——陇东煤炭基地的推动和建设。仅2010年，甘肃全省风电装备产业完成工业增加值88亿多元，占全省装备制造业增加值的78％；甘肃省电力行业的固定资产额达531.09亿元，在所有产业类型里位居首位。

外送窘境

在早期就进入甘肃风电开发的人士看来，甘肃年平均风速达到7米/秒，资源优势不可否认，集中开发、统一调度也大大降低开发成本，尽管现在大规模弃风限电，但风电基地建设的确促进了甘肃的网架结构改善，甘肃原本只有±300千伏的输电线路，“没有大基地，就没有750千伏两条通道和±800千伏特高压直流输电通道。”一期项目建设时的酒泉市主政者也把外送通道和风电场建设形容为先有蛋还是先有鸡的问题，希望通过走“险棋”倒逼电网。但事实上，两者关系更为复杂。

2010年11月，新疆与西北750千伏电网联网工程暨甘肃千万千瓦级风电一期外送工程投运。汪宁勃认为，这条750千伏线路投运时，新增装机容量已经超过一开始设计的送出容量了，如果查看酒泉历年来新增装机容量曲线，可以看到2010年和2014年出现了两个高峰，都是因为当时新的750千伏输电线路投运刺激了风电项目的建设，“比如2013年，750千伏线路第二通道建成，甘肃2014年的新增装机容量就达到了400万千瓦，但一条750千伏线路的输送能力可能根本达不到这个数据。实际上从2009年同时批了一期的380万千瓦和750千伏线路，当时的规划对电网的输送能力来说就已经比较有压力，而且企业都是个体，地方政府和能源局的调控与实际情况有差距，导致每次新的输电线路投运更加刺激项目建设，非但不能缓解矛盾还加剧了矛盾”。他认为，尽管目前由于限电问题太突出，国家能源局已经叫停新项目，但二期二批的500万千瓦事实上已经获批，酒泉至湖南±800千伏特高压直流开工建设还是会带动和刺激二期项目大量上马。

酒泉风电基地的限电问题逐渐变得突出和尴尬。风电项目建设和电网建设之间的相互作用持续变化着。基地的总规划催生了几条主要的外送通道建设，随着线路建设的推进，装机容量建设更受激励，往往一条线路竣工投运后就会发现现有的装机容量已经超过了通道的输送能力，要满足外送还得规划新的输电线路。

基地一期大部分项目投产时，750千伏第一通道还没投运，根据企业反映，满发的时候开始有限电要求，比例在30%-40%左右，但2011年第一条750千伏线路建成后，这个比例就降为7%-8%。

然而甘肃2013年弃风、弃光就开始恶化了，根据国家能源局发布的《可再生能源发电并网驻点甘肃监管报告》，2013年“甘肃河西电网总装机容量1589万千瓦，当地用电负荷约380万千瓦左右，输电能力450万-520万千瓦。按照目前甘肃河西电网装机容量、消纳和送出能力分析，现有输电通道无法满足已投产发电企业富余电量的外送需要，夏季最大受限容量308万-378万千瓦，最大受限比例26%-31%；冬季最大受限容量198万-268万千瓦,最大受限比例18%-24%”，当年甘肃省弃风率达到20.65%。

本来750千伏线路第二通道理应更好地解决限电问题，但随着二期项目持续投产，2013年第二通道投产后限电情况没有得到明显改善。上述监管报告明确指出，“省里在2011年底前对风电建设缺乏统筹规划，核准的240.91万千瓦风电项目多数为零散开发项目，这些项目一定程度上影响了甘肃省风能资源的整体性利用，而且由于项目的建设与甘肃750千伏配套电网缺乏统筹规划，部分建成项目挤占了酒泉风电基地送出和消纳空间，在建项目的送出也不能完全落实”，加上2013年国家政策的推动，甘肃光伏建设也开始提速，送出通道更加拥挤，弃光率也达到了13.78%。当时，在河西地区，风电、光伏、火电、水电都需通过现有通道送出，各种类型的电源相互挤占。

2014年，全国来风情况都比较小，弃风情况稍有缓解。到了2015年，随着经济下滑，用电量增长下降，甘肃从9月开始至今，全社会用电量增长都为负，各电源之间竞争矛盾激化，甘肃弃风限电问题全面爆发。

送湘受阻

很多人开始把解决弃风限电问题的希望寄托于酒湖±800特高压直流工程。

酒泉到株洲的±800千伏特高压输变电工程，规划的起点是甘肃酒泉，落点湖南株洲，途经甘肃、陕西、重庆、湖北、湖南等5省(市)，线路总长度2413公里，输电能力750万千瓦，项目总投资240亿元。2010年国家电网在制定“十二五”规划时，将这条线路纳入，可行性研究在2011年年初完成。

当时，湖南是缺电大省，省政府对这条线路的建设以及甘肃送电湖南是支持的。甘肃省原省长徐守盛2010年调任湖南省省长，此后升任省委书记。据了解，徐守盛对甘湘送电的推动很大。

2011年，甘肃和湖南在长沙举行经济社会发展交流会，两省签署了《甘肃湖南两省送电框架协议》。框架协议提到，“湖南是我国中部大省，发展势头强劲，但能源资源相对短缺，需接受部分外来电力才能满足经济社会快速发展的用电需求。甘肃拥有以酒泉千万千瓦级风电基地为代表的我国重要的新能源基地，以及以庆阳、平凉为主的陇东地区大型煤电基地。特高压线路的架设，可以将甘肃富余的电力送往湖南，实现两省优势互补、共同发展。为此，两省同意建设甘肃至湖南±800千伏特高压直流输电工程”。

这条特高压线路在2015年获得核准开工，预计在2017年投运。但现在，该特高压工程的可行性和经济性却遭到普遍质疑，作为受端的湖南、湖北、江西等省份都表示，接收甘肃外送的可再生能源电量有困难，当线路建成时，能否达到其计划的加强外送、缓解甘肃弃风限电的目标需要打上大问号。

在该项目规划设计时看，这条线路可行性较高。当时有评论认为，这个项目是一个很好的示范，省与省之间的特高压项目，不仅仅需要获得国家发改委和国家电网的支持，起点与落点之间的资源协调等因素也非常重要。

从2012年开始，情况变得更加复杂，前一年湖南陷入严重缺电的困境，全省调煤保电，2012年蒙华铁路获批，湖南开始大力布局火电。2014年，借助蒙华铁路建设之机，湖南全力争取在铁路的路口——岳阳地区布局大型火电项目，规划建设四个大型电厂，总装机规模达到1600万千瓦；另一个酒湖特高压的受端省份湖北也提出了自己的大型火电项目建设中长期规划，计划到2015年火电装机达到3022万千瓦。2014年开始，湖南已经申请国家能源局协调，减少外购电量，原因是境内火电和水电竞争激烈，火电利用小时锐减，生存困难。2015年又调减了特高压购电合同，购入电量降为145.71亿千瓦时，同比减少3.08%。

对湖南省政府来说，保证省内火电和水电机组的出力才是首要任务，外购电量挤占了湖南火电发电市场空间，又没能满足湖南实际需求，且不能根据本省供需形势同步调整，只会造成省内火电生产能力过剩加剧。并且，湖南当地火电上网电价为0.472元/度，甘肃风电上网电价在0.52元到0.54元之间，再加特高压线路0.12元的过网费，送到湖南可以说毫无价格优势。可以想见，当酒湖±800千伏特高压建成时，没有受端愿意接受送来的风电，会是如何困窘的局面。

尽管特高压项目在设计时平衡考虑了各地的资源协调和互补，但在当前省为实体的能源规划体制下，各省首要保证当地电源、发电企业的生存，保证电力产业在省内的固定资产投资，跨省送电面临大量不确定因素，在现行的电力规划、协调、运行体制下，这种省间壁垒难以打破，新能源外送对受端省份来说最后只能变成一种调剂或补充。

进退维谷的困境

最早进入酒泉风电基地的这批企业，目前面临严重的生存危机。

相关人士告诉记者，当初企业都愿意到酒泉来开发风电，主要原因在于当地风资源条件优厚、建设成本低，“在南方根本不可能有这里的条件，风资源条件特别好、规模化开发、人力成本低廉、无需征地赔偿，当时瓜州的设计利用小时数达到2300，投资回报率达到12%”。

然而，2015年甘肃的平均设备利用小时数只有1200小时，各企业有差别，有些企业只有1000小时左右。甘肃风电的平均利用小时数，自2013年开始连续下降。在2010-2011年酒泉风电基地一期时，能达到2200多小时，0.52元的上网电价下，当时的风电企业经营情况普遍不错。到了2013年，甘肃的平均风电利用小时数下降到了1800多小时，2014年则降至1400多小时。据上述人士预计，2016年的甘肃发电形势会更加严峻，“我们的奋斗目标是保本，但实际上是在亏损”。

甘肃的风资源强度从河西至河东一路减弱。除了位于河西走廊的酒泉风电基地以外，几大风电业主在河东地区也布局有规模不小的风电项目。弃风限电从开始的河西限河东不限，渐渐演变为风电装机不那么密集的河东也开始限电。河东地区原本的发电小时数就不如河西，限电后，已从1800小时下降至1100多小时。

尽管面对这样的情况，上述人士立足于酒泉风电基地的思路还是非常坚定，“酒泉风电基地仍是我们发展新能源的一个重要依托”，目前也没有可见的、行之有效的措施可以改善困境，只能寄希望于经济形势好转，用电量增长。

另一位五大发电集团在甘肃的项目负责人则显得更加悲观，他告诉记者，他所在的企业在开发早期募集了一批资金，一期的项目基本没有银行贷款，财务费用很少，但还是从2013年开始亏损，而其他资本金投入较大的企业这几年的日子过得更苦，“既要还银行贷款又要面对严峻的限电，把基础电量拿掉，再把风电的补贴拿掉，你说企业怎么活？”他认为甘肃的弃风限电问题地方政府是无力解决的，并且对经济形势的判断也更为悲观，认为只能寄希望于国家层面的政策来解决问题。

国电集团的一位项目负责人也持同样观点，“甘肃的统调装机容量实际上已经超过4000万千瓦，用电负荷也就1000万千瓦多一点”，“国家规划的这几个新能源基地，其相应送出通道的规划都是滞后的，三北地区尤为突出，要解决新能源的外送和消纳问题，只能从国家层面的大盘子去规划。按现在装机容量与用电负荷的比例，哪怕再怎么压火电，哪怕继续深度调峰，都不可能在一省之内解决问题”。

情况还在恶化。甘肃实行直购电试点以来，原本的基本利用小时保障没有了，发电企业希望有电量增长，只能靠低电价甚至0电价争夺电量，在全省2016年前三个月发电利用小时数仅有200多、用电量增长-8%的情况下，还不断有新的项目并入，加剧发电侧恶性竞争和电网压力。光伏企业为了拿到更早也更高的的补贴，已经批准而未建成的光伏项目正在冲刺撞线，赶在6月30日以前完工。

对于已经勒紧了裤腰带过冬的发电企业而言，不知道解决突破口在哪里。“企业可以进一步降低运维成本，但是运维成本的降低是有限的，比如所谓的供热改造，改造的成本谁来承担，这些都是问题”，企业相关人士哀叹。

谁是受害者？

2015年年底，甘肃省发改委、甘肃省能源局曾组织各大发电集团开过会，商议为酒泉风电基地过剩的电量寻找送出地一事。发电企业倾向于由省政府出面协调，国家能源局通盘考虑。

但从目前来看，决策层面并没有拿出行之有效的解决措施。今年4月，国家发改委批复同意了甘肃、内蒙古、吉林三地的可再生能源就地消纳试点方案，然而在甘肃省的方案中其实并未提出新的有效措施，更多的是强调继续推进直购电和自备电厂替代交易，这让许多从业人员和观察者大感失望，甚至有人斥之为“一纸空文”。主要原因是，当前的直购电交易几乎完全没有解决企业的实际问题。2016年1-3月，甘肃送青海的风电几乎都是0电价。

汪宁勃认为，直购电是长期市场交易的变异品种，以发电企业降低电价，用户享受低电价来实现直购电，风电和光伏企业实际上是不得不参与，两害相权取其轻。可再生能源发电替代自备电厂，解决的问题非常有限，因为煤价如此低，自备电厂不发电边际成本就很低，最核心的还是用电负荷太低，整个电量蛋糕缩水，所以直购电和替代交易也解决不了任何问题。

在当前这样险恶的生存环境下，企业被迫采取一些自救措施，很多企业开始自己去找负荷、谈电量，但这对企业来说相当困难，上文提到的在二期工作协调会上表态上马电解铝项目、消纳新能源的东兴铝业，以及酒钢这样的大型高耗能企业，事实上都有自己的自备电厂，不愿意消纳新能源。此外，由于酒湖±800千伏特高压直流线路的几个受端，湖北、湖南等省对接纳外送新能源持消极态度，寻找新的受端也提上了日程，大唐计划通过银东直流，将甘肃的富余电力送往山东、华东和江苏。大唐新能源还在就风电供热进行调研，目前在吉林白城已经开始推行试验，但由于跟火电机组相比，风电机组供暖并没有价格优势，这一措施并未被广泛看好。

但汪宁勃还提出，其实甘肃还是有选择的，比如说火电如果没有调峰的空间了，是不是可以适当关停？蛋糕就那么大，弃风、弃光、关停火电其实都是可选项。但对电网来说需要一定的火电机组作为支撑，另外火电关停意味着电网调节能力的下降，这两个因素就限制了火电关停的空间，前者是硬约束，后者倒是有可以做工作的地方，比如甘肃如果调节能力不足的话，西北其他省共同来调节还是可以提高调节的空间，但也是因为省为实体的机制导致这方面的措施无法实行。比如说邻省的火电给甘肃调峰，其煤耗增加了，怎么补偿，辅助服务市场毕竟还没建立起来。

在当前的态势下，甘肃的新能源企业是最深受其害的群体，作为国企，这些企业不可能撤离酒泉基地，持续亏损下去，所有工作人员的绩效和收入都会受到严重影响，而进一步恶化下去，这些企业的损失最后只能由国有资产来兜底。

而此时再回望当初，一期建设时著名的风电建设竞速台，在二期开建时亦已悄然撤销了。

蔓延的弃风和矛盾

由于弃风限电情况空前严重，酒泉风电基地已成为电力和新能源行业中最瞩目的坐标之一。但事实上，酒泉并不特殊，它很有可能只是第一个恶化的病例，而不是最后一个。

新疆与甘肃情况类似。根据国电集团副总经理谢长军介绍，新疆电网并网装机连续四年增幅超过25%，风电装机连续四年增幅超过55%。电源装机连续高速增长，而最大用电负荷平均增幅仅为20%，截至2015年6月底，新疆最大用电负荷与外送容量之和仅为电源装机的53%，电源建设的飞速发展和消纳增长缓慢、电网送出线路建设滞后呈鲜明对比，新疆电网限电比例已呈现逐年大幅增加的趋势。

而东北地区，则由于用电需求增长缓慢，电力富余，且当地有刚性供热需求，普遍存在较大的风电与供热之间的矛盾。黑龙江地区供热机组占比在持续加大，弃风形势将进一步加剧。吉林省90%的火电机组是热电联产机组，即使当地对热电联产机组按“以热定电”的原则运行，在冬季采暖期，满足供热机组尚存在困难，保障风电正常运行的空间就更加有限了。

内蒙古地区主要是电网网架结构对风电影响较大。2009年以来，蒙西电网陆续开始出现弃风限电情况。一是蒙西电网网架结构整体滞后，部分500千伏主变容量不够，部分区域线路稳定极限受限；二是外送通道受限，地区只有两条通道，共四回线路，通道数量多年未增加，送出能力一直很低。蒙东地区也存在电网建设进度滞后的问题，目前最大外送电力570万千瓦，允许风电最大出力仅303万千瓦，风电送出能力明显不足。

尽管这些新能源基地面临的具体情况不尽相同，其背后的成因归结起来还是几个主要的因素：一是资源禀赋决定了中国风电的开发模式，由于中国风资源的逆向分布，决定了其适合在偏远荒僻、经济落后的“三北”地区建设大型的风电基地，导致大量风电难以近距离在当地消纳；二是电网和电源规划的脱节，由于两者规划审批流程迥异，建设速度不匹配，导致大量建成的风电项目发电量难以通过电网外送；三是中国发展可再生能源的需求与地方政府经济发展、电力规划与供需关系的不协调，导致省间壁垒进一步阻碍了可再生能源跨境消纳。而在经济形势下行的当下，各种电源之间的竞争空前激烈，种种矛盾进一步被激化。

对大部分从业者来说，上述“病因”大家都心知肚明，尤其是二、三条，机制上的病灶正是制约当前中国可再生能源发展的主要原因。中国已于2015年签订了《巴黎协议》，到2020年非化石能源占一次能源消费比重的20%成为中国对国际社会的承诺。

可再生能源是国家整体战略的需要，不仅是上述地区的需要。如果按照2020年非水电清洁能源装机占比9%的目标来算，目前的可再生能源装机还要翻番才能达到目标。

在这样的大环境下，中国的能源和电力体系应该如何转型去适应新能源的发展？

从规划上看，如何贯彻全国一盘棋，如何把可再生能源纳入整体的能源和电力规划中，是一个最关键的问题。今年1月，谢长军曾撰文提出，“风电发展规划应纳入电力发展总体规划，将风电开发与其他能源开发相结合，统筹规划，‘水火核风光’通盘考虑，以尽快形成煤、油、气、核、可再生能源多轮驱动的能源供应体系。只有真正制定科学、统一、合理的风电发展规划，合理安排风电发展的速度和规模，加强风电项目与电网、火电、水电、核电等电力项目的协调，才能从源头解决弃风限电问题”。

新能源迅猛发展的十年也正是国家统一电力规划缺失的十年。从2002年的电力体制改革后，中国经过“十一五”、“十二五”已经连续十年没有制定国家层面的电力规划，汪宁勃认为，国家层面的电力规划可以解决网源协调协调问题，解决电源和市场的匹配问题，解决电力流和资源输送的问题，“现在我们是没有这样整体的规划，却有可再生能源规划，电网也有自己的规划，所以在发展过程中难免发生这样大基地弃风限电的情况”。

而哪怕规划没有缺失，此时经济下行，此前埋伏的矛盾得以暴露，电量下滑也进一步激化了矛盾。

配额制打破省间壁垒？

当前，可再生能源占全国装机发电量的4%，甘肃、内蒙这些地方的这个比例都超过了15%，这是由中国的资源禀赋和发展模式决定的，也是当前条块分割、省为实体的机制所决定的，可再生能源现在面临的是整体严重不足、局部过剩的尴尬局面。汪宁勃认为，造成这种局面的原因是多方面的，既有资源逆向分布的因素，也有发展模式或体制机制的因素，其中最重要的原因是国家战略与地方战略不配套、不适应，“举个例子，某些省份的可再生能源比例很低，占比可能只有1%左右，国家规划是到2020年达到15%，那这个15%的规划目标，这个省份应该承担多少，没有人把这个问题交给省政府啊”。

从目前的能源和电力体制现状来看，能打破这种省间壁垒的似乎只有可再生能源配额制。

按照配额制最初的设计思路，承担国家可再生能源发展配额的有三个主体，分别是发电企业、电网和地方政府。国家能源管理部门根据可再生能源的整体规划把规划目标分解到各个主体，发电企业的装机容量里必须有规定配额的可再生能源机组，电网必须输送和调度规定比例的可再生能源，地方政府也必须消纳规定比例的可再生能源，无法实现的配额比例可以通过交易获得。

汪宁勃解释道，“如果有配额制，那甘肃的风电要送到湖南，还是广东，或者其他省份，是由市场来协调。如今，甘肃的风电外送到其他省份，受端省份考虑的是我们自己省内有火电，自己的电源都有富余，不需要外省的风电；但如果有了配额制，省政府考虑的就会是，我是自己建可再生能源电源还是接纳外送，如果接纳外送，首先考虑的也不是价格问题，而是在风火打捆外送的约束下送过来的电量里可再生能源比例是多少。也就是说，我们整体的目标可以通过政策导向形成市场行为，地方政府就会主动去选择，而不是被动地接收”。

但将可再生能源配额强制分派给地方政府必将引起一些省份的反对，大部分可再生能源占比较低的发达省份在政策制定过程中有着不可忽视的话语权，因此，可再生能源配额制从制定，到提上国家政策议程，再到正式出台，经历了非常漫长的时间。2009年开始，国家发改委能源研究所可再生能源发展中心就已经在研究设计配额制的框架，直到今年3月，这项政策才终于浮出水面。

2016年3月3日，国家能源局发布《可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》（下称“指导意见”），规定了2020年各省（自治区、直辖市）行政区域全社会用电量中非水电可再生能源电力消纳量比重，并对发电企业非水电可再生能源发电量占全部发电量的比重提出了明确指标。

国家发改委能源研究所可再生能源发展中心主任任东明介绍，该指导意见还需要结合4月下发的征求意见稿《关于建立燃煤火电机组非水可再生能源发电配额考核制度有关要求的通知》共同执行，落实发电企业和地方政府两个最重要的责任主体。

但需要注意的是，指导意见并未提及如何对地方政府是否完成可再生能源配额进行考核，如果没有考核奖惩机制，配额制政策也将变为一纸空文。据任东明介绍，对地方政府的配额制完成情况考核将通过国家能源局的派出机构对地方能源局考核来完成。

但根据最初的可再生能源配额制设计框架，可再生能源配额应与地方行政长官绩效挂钩，纳入其绩效考核指标。而2014年，国家能源局起草的《可再生能源电力配额考核办法（试行）》已经由国家发改委主任办公会讨论并原则通过，下一步会向政府部门和电力企业征求意见，之后上报国务院审定。这个考核办法规定的各省配额基本与指导意见一致，但具体的考核方式则还不明确。

任东明认为，目前全国范围内正如火如荼地推进电力体制改革，电力市场和电力交易中心的推行都让人激动，但当前的改革并不一定能解决可再生能源的困境，可再生能源在电力交易市场中依然没有价格优势，要解决可再生能源的弱势问题，需要把各种能源的外部性也形成交易机制，也就是配额交易机制，让绿色电力证书也可以像电力一样流通交易。

在任东明看来，最理想的能源体制应该把电力交易市场、可再生能源配额制以及配额交易市场包含进去，而在这样的体制下，现有的电价机制和补贴机制也将被交易电价和绿证交易收益所取代。

这一市场还没起步就附加了层层任务，正如当初的风电基地。