如何破解光伏风电的西北之殇

　　新疆清洁能源储量巨大。就陆上风能资源上，新疆风能储备占全国总量的20.4%，仅次于内蒙古，风电总装机容量在8000万千瓦以上，可利用的风能在240亿kW/h以上，目前技术可开发量为1.2亿kW。就光热资源，新疆水平表面太阳能年辐射总量在5300-6700MJ/ma，年峰值日照时数在1600-2200小时之间，同样居全国先列。丰富的太阳资源，有利于光热和光能资源的深度开发与应用。充沛的资源优势，为新疆新能源的发展提供的肥沃的土壤。但在发展过程中，有得有失、有褒有贬。

　　新能源现状

　　近年来，为加快推进清洁能源开发，新疆力推“大企业大集团战略”，加大资本引进力度，投入巨资对企业进行技术改造，要求建设高层次、高起点的能源项目。目前，新疆已经引进192家大企业大集团。同时，在当地形成了以金凤科技、特变电工为龙头的两大集新能源生产、制造及装备的大型集团。截止2014年底，新疆光伏装机累计326万千瓦，风电装机累计803万千瓦，均位列全国第三位。同样。清洁能源发电总量占社会发电总量的比例逐步提高，据国网新疆电力公司的统计，至2014年底，新疆清洁能源发电总量约占社会发电总量的7.6%。

　　有哪些问题?

　　在新疆的风电、光伏产业飞速发展的同时，政策配套措施、电网基础设施、规划引导能力等一揽子动作并未及时、有效的跟进，导致一系列矛盾的爆发，大致呈以下几个特点。

　　限风弃电现象严重

　　据国家能源局新能源司最新公布数据显示，2015年上半年，新疆弃风电量为29.7亿kW/h，弃风率为28.82%;弃光电量为5.41亿kW/h，弃光率为19%。而在阿勒泰地区，弃风现象甚为严重。在额尔齐斯河谷风区，天润二场弃风率为42.85%，华能为44.79%，新华为46.30%，华电为49.42%，中广核为49.71%，粤水电为53.52%，五菱为55.52%。布尔津作为粤水电开辟新疆风电资源的重要开发区域，受此原因影响，布尔津上半年完成发电量11774.73万kW/h，公司盈利能力下降。

　　疆电外送通道不畅

　　2010年，新疆与西北750kV联网工程正式投运，结束了新疆电网孤网运行历史。目前，经过五年多的发展，已初步形成以哈—郑±800kV特高压直流通道为主、4回750kV交流通道配合的外送网架结构。但是，随着新增装机容量的扩大，现有的外送通道已经不能满足疆电外送的需求。在尚未推行RPS及增加外送通道的前提下，对外输电仍存在很大问题。在2015年上半年，仅光伏和风电的弃电量总规模达35.11亿kW/h，而同期疆电外送总规模为146亿kW/h，仅此两项约占外送电量的24.05%。

　　从自治区发改委公布的数据显示，准东—华东(皖南)±1100kV特高压直流输电工程已于2015年7月正式进入建设准备阶段，这是新疆实施的第二条特高压直流外送输电通道。该工程额定输送功率1200万千瓦，目前是全世界规划输电容量最大、输电距离最长的首个正负1100kV特高压直流输电工程。预计在“十三五”后期，投入运营。在今后一段时间内，解决“电力消纳”问题仍是一个难题。

　　政策法规尚待完善

　　为鼓励光伏、风电的发展，新疆政府出台和制定了相关政策和措施，导致大量企业涌入新疆，行业竞争热化。在此背景下，各县、市、地区及新疆生产建设兵团各师、团在引进企业过程中，明目多样。比如，按照项目一般建设流程，在取得相关文件的核准之后，才能开工建设。但是，地方政府盲目追求GDP，催促企业在不完全具备条件下入场施工。这对企业而言，大大的增加了项目投资的风险性。既有可能导致电厂建成难以并网，致使大批资金压制，影响公司整体运营，又有可能承担着其它的风险。

　　另一方面，政府补贴资金不到位。据国家能源局统计，截至2014年年底，全国可再生能源补贴资金缺口累计已超过140亿元。一般而言，从电厂开始并网发电到审批上报，从审批结束到补贴发放时间，需花一年半的时间。在资金压力与利息成本上，加之融资渠道结构单一，这种滞后性给投资者带来巨大的挑战。从而增加企业的经营压力，使部分企业陷于进退两难的尴尬境地。

　　开发规划缺乏协调

　　目前，新疆政府、国网新疆电力公司都在编制开发规划，其开发规模、布局、时序等方面存在较大差异。地方政府依照当地风能资源情况确定开发规模和建设时序，未考虑电力系统的电源结构、消纳市场、电网输电能力等因素。同时，地方政府和电网企业之间就规划目标缺乏统一协调，造成风电开发规划与其他电源的建设规划、电网规划相互脱节，不能协调兼顾，也很大程度上影响合理有序开发和并网发电。比如，就风电而言，目前实行的5万千瓦风电项目由省(市)审批的规定，造成许多大风场被人为地割裂，致使一些设施重复建设，投资严重浪费。

　　部分地区窝电严重

　　由于风电开发在短期内对拉动地方就业和增加税收作用不大，一些地方政府盲目以影响环境为由，有的以“资源换市场、市场促发展”的办法，要求风电、光伏企业必须使用当地的设备或在当地建厂制造设备，有的强制增加附带项目，增大了开发的难度。

　　投融渠道结构单一

　　从新疆风电、光伏产业的整个发展过程来看，其投资多是政府主导或具有政府背景的企业来主导的。从长期角度来看，不利于行业发展。在2015年1月，呼吁成立的“新疆能源开发政策性银行”尚未进入实际操作层面。同时，新疆尚未全面推行特许权经营制，这与新疆清洁能源大省的地位极不相符，融资短板已成为新疆清洁能源发展的重要障碍。

　　有何良策?

　　通过上述对新疆清洁能源发展形势的分析，积极采取相关的防范措施，降低投资风险，提高投资收益，促进项目健康发展。

　　以政府主导完善政策规范体系

　　当前，新疆并未形成一套切实可行的政策规范体系。在新疆风电发展远景规划中，预计到2017年累计装机3000万kW，到2020年实现能源规模外送，到2030年累计5000万kW。虽然制定了总体目标，但并没有一套可以共同遵守的、操作性强的制度体系，使目标流于形式，仅仅停留在数字层面。在开发过程中，还造成开发无序，管理混乱。建议以新疆自治区政府为主导，完善政策体系，打破目前有关法律、法规和政策条款中对于新能源发展的笼统规定，明确权责利，提高实际操作性、规范性和标准性。

　　率先推行RPS制和绿色证书制

　　强制配额(RPS)指国家强制规定电力供应商每年所提供的电力必须有一定的比例来自可再生能源电力。2015年4月7日，国家能源局公布《关于做好2015年度风电并网消纳有关工作的通知》，提出建立健全辅助服务补偿机制，确保风电等清洁能源优先上网和全额收购、开拓消纳市场等工作要求。这表明，距离《可再生能源配额管理办法》的最后出台，已经进入了最后一公里。按照权威专家估计，当前新疆清洁能源发电总量总社会总发电的10%为合适临界点，但目前实际只占有7.6%，建议率先推行RPS制和绿色证书制。

　　积极推进资源PPP项目的建设

　　PPP项目是一种政府与公司之间的合作经营方式，按照特许权项目利益共享和风险共担的原则，在特许权协议条款的约束下进行项目的经营管理。这种方式不仅可以选择有能力的公司，而且通过竞争降低了项目的成本，最大限度地利用了当地的其它资源，开辟新的利润点，既可以为当地政府增收创利，又可以节约企业的建设成本，实现共创共赢。新疆自治区政府可在国家对清洁能源项目特许权的基础上，进一步加大政策支持力度，如可适当降低税率、适当延长贷款期限等，积极吸引国内有资金和实力的大型企业集团参与新疆清洁能源产业的共建中来。目前，PPP合作方式在新疆已经开展起来，需要大力推广。

　　全力探索碳排放交易市场之路

　　CCER是基于项目层面的交易，1吨CCER可以抵消1吨碳排放。通过国家发改委备案的温室气体，自愿减排项目所产生的CCER，可以面向国内碳交易试点省市相关机构出售，用来抵消其部分碳排放配额的不足部分。CCER的开发主要包括以下六个步骤，依次是：项目设计、审定、注册、实施与监测、核查与核证、签发。CCER项目的开发，对清洁能源公司而言，不仅可以“追风逐日”，还可以借它山之石以攻玉。一是既能够提高公司的社会责任形象，又符合清洁能源发展蓝海战略;二是可以参与国内碳交易市场，获得项目减排量交易的直接收益，减少投资运营成本，降低投融资的障碍与风险。

　　加强电力基础配套设施的建设

　　目前，对疆内而言，初步形成以“伊宁—乌苏—凤凰—乌鲁木齐—吐鲁番—巴州—库车—伊宁”750kV环网，建成东至哈密，南至喀什，西至伊犁，北至准北的750kV主网架。对疆外而言，±800kV哈-郑项目完成。综合全疆整体而言，目前的电网消纳能力还很有限，限电原因短期内难以克服。要尽快落实新疆电网“十三五”规划，到2020年，在疆电外送方面，规划建成投运准东—成都、准东—华东两回±1100千伏和哈密北—重庆±800千伏特高压直流输电工程、伊犁—巴基斯坦±660千伏直流输电工程、若羌—青海花土沟750千伏输变电工程。疆内750千伏电网将建成投运乌昌都市圈环网、天山东环网、天山西环网、喀什克州核心区环网和环塔里木环网五大750千伏环网，实现电送全中国的新格局。

　　清洁能源是一种现实的能源，又是一种未来的能源。提高新能源在能源结构中的比重，是新疆新世纪可持续发展的必然选择，既是实现从资源优势向经济优势转换的必然选择，又是建设生态新疆的重要举措。