导读
老大难弃风限电谈了这么多年都没有解决。2015年弃风率更是到了15%!可以想象得到这背后有多少风电企业蒙受损失。风能协会秘书长秦海岩在昨天的弃风限电研讨会上开门见山，他指出弃风不是技术问题，而是机制问题、利益问题。接下来，协会准备采取一些法律行动了!不能让“全额保障性收购”只是口号。
秦海岩说，协会目前已经向甘肃、新疆、云南三个地方政府的部门，包括发改委、工信委，还有电力公司申请信息公开。当然，这只是第一步。
15%!2015年弃风率无疑是最严重的一年。
要说弃风损失有多重，那真是风一吹，大把大把银子就没了。
这是去年的一则新闻报道：
9月28日，在当天大风呼啸的情况下，甘肃某大型发电集团新能源公司限电比例创下惊人的79%，再次刷新历史最严重水平。当天，该企业损失电量1304万千瓦时，意味着直接浪费经济效益600万元。
我们来看更权威的统计数据：
自2010年开始，弃风问题愈演愈烈，全国平均弃风率长期高于10%。2015年，这一数据攀升至15%。特别是入冬后，甘肃、宁夏、黑龙江等省区的一些风电项目的弃风率更是高达60%以上。弃风限电带来的最直接后果就是巨额的经济损失。经测算，2010年至2015年，弃风电量累计达到997亿千瓦时，直接经济损失超过530亿元。仅2015年的弃风电量就达到339亿千瓦时，直接经济损失超过180亿元。
997亿是什么概念?“相当于三峡、葛洲坝两个水电站去年发电量!”在31日召开的弃风限电问题专题研讨会上，中国可再生能源学会风能专业委员会(以下简称风能协会)秘书长秦海岩这样感慨。
老大难的弃风限电谈了这么久，政府、电网、企业、媒体都在谈，但就是解决不了，而且愈演愈烈。所以，问题到底在哪?这终究是经济问题、利益问题、机制问题还是技术问题?
在秦海岩看来，这真不是技术问题。
“行业人一谈弃风限电就说规划不好，电网和建设衔接不够，其实不是。如果风电厂建了，网没有到，那是规划问题。现在每个风电厂都接上网了，但接上网却不让发电，其实还是机制问题。”
宁夏就是个例子。
2015年上半年几乎不限电的宁夏，下半年为了保宁煤开始限电。火电多发电，宁煤销售收入才能提升去。因为地方政府要GDP，要财政收入。
“不能一提就是老话空话，规划、电网都是借口”，秦海岩情绪有些激动。
风能协会的观点，弃风限电的存在并非是因为风电的消纳存在技术性障碍，而是由于发展风电触碰到了传统电力市场的制度性安排。现有电力体制下，火电依托主管部门制定的计划电量，获得事实上的优先发电权，压缩了风电的发展空间。
风电开发商诉苦：要么零电价，要么补贴火电
说了多少年的弃风限电，如果说之前大家找各种技术理由，是“借口”，那么从去年开始一些地方政府出台的规定就真的是“利益”了。比如新疆要求不参与直供电的新能源暂停发电，云南则要求风电拿出60%的收益补偿火电。
地方政府用行政手段干预风电，让弃风问题更加恶化和复杂。
研讨会现场，某开发商透露今年亏损情况比去年还要严重得多。
“我们去年在甘肃亏损了将近1亿千瓦时，其中有5000多万的交易电量，交易电量基本是零电价。今年开始的时候，甘肃是说只是拿出50亿做基础电量，剩下都是交易或者置换，但后来反映比较强烈，叫停。叫停以后，今年年初他们依然是有火电有125亿交易电量，新能源按10%配比，新能源最后交易了有12亿多。这12亿多依然是零电价，不降到零电价就拿不到量。”
“宁夏现在一直也是有交易，宁夏的交易实际上确实是一个保火电的交易。我们也去拜访了一下当地——就是说必须得保火电、保煤矿、保高耗能，因为是经济支柱。但我们要是不参加交易，那就没有电量。还有交易和调度是脱节的，不参加交易，可能我的电量会很惨，但参加交易以后，我这个交易和那个基础电量并不是叠加的，有的月份或者有的风厂就减掉交易电量，几乎就没有了，或者基础电量很少。所以我们现在属于量价齐跌。”
如此看来，以前不让发电，大家说是技术问题，现在可以发电了，却压低电价。风电企业蒙受巨额损失，自是苦不堪言。
另一位开发商提到新疆、甘肃、云南三个地区很有代表性，应该分两类来看：
“新疆和甘肃以降低电价方式扶持地方产业发展。火电可以更多拉动地方经济产业，可再生能源相对来讲在这方面没有优势，所以地方政府为了发展当地经济，吸引用户，打着消纳电量来出台的办法，变相降低可再生能源电价。”
“但云南基本上是不限电的。这种情况下强制要求风电企业向火电企业，包括地方的高耗能企业进行利益输送，我们认为他们叫风火置换本身就不妥。置换应该是一种交换，我把钱补偿给你，你给我什么?通过风火置换也好，还是补偿也好，我们企业并不能得到任何东西。不限电情况下强行把我们企业效益去补偿、置换给地方的火电这是不合法、不依规也是不稳妥的。”
全额保障性收购不能是空话，法律维权进行时
虽然《可再生能源法》早就确立了“全额保障性收购可再生能源电力”制度，但现实中这项规定一直未能真正落地。
前几日，发改委下发了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，秦海岩对全额保障性收购办法进行了深度的解读。
一个发电项目的收益，是由上网电价和上网电量所决定的，按价保量收购，才能确保投资收益。实际上，我国可再生能源分类电价就是根据各地区资源水平、投资成本、按照内部资本金收益率8%确定的。
举例来说，我国I类风资源区自2015年1月1日开始执行的风电上网标杆电价是0.49元/千瓦时，所依据的基本测算指标是资本金内部收益率为8%，再加上长期贷款利率4.9%，I类风区建设成本平均8100元/千瓦以及设备折旧等其他指标，则得出一个风电项目的年利用小时数至少要在2180才能保证8%的基本收益。
办法中首次提出保障性收购电量和市场交易电量的划分：
在通过计划方式优先安排一部分保障性发电量，保障可再生能源项目合理收益的同时，使其超出保障性范围的发电量参于市场交易。
如果项目有能力达到2300的年利用小时数，那么超出2180保障范围的120小时对应电量，就能够以较低的价格竞争取得售电合同，必要时可以用零电价甚至负电价参与市场交易，通过市场化的手段实现市场交易电量部分的优先上网。
当前我国西北地区的一些省份推行的所谓“直供交易”，是违反《可再生能源法》的行为，必须予以纠正。低于标杆电价的直供交易应该是在完成保障性收购电量的前提下，对超额部分做出的市场性安排，即只有市场交易电量部分，才能执行市场价格。
所以，所谓全额，是量的全额和价的全额，不能保量不保价，否则量保了价上不去还是影响风电收益。
研讨会现场，风能协会聘请的法律专家李洪楠指出，某些地方部门出台的文件涉嫌违反了《中华人民共和国可再生能源法》(2009年修订)、《可再生能源电价附加收人调配暂行办法》(发改价格(2007)44号)、《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号)、《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》(电监会25号令)、《中华人民共和国合同法》(1999)等文件的相关规定。
而风能协会将视情况采取包括申请信息公开、向国家主管部门举报、申请行政复议以及法律诉讼等在内的多种法律手段依法维护企业的合法权益。秦海岩透露，截至目前，协会已经完成向相关政府部门申请信息公开、依法举报，并视事态发展情况采取进一步行动。
协会目前已经向甘肃、新疆、云南三个地方政府的部门，包括发改委、工信委，还有电力公司申请信息公开，这是第一步。秦海岩表示，“通过信息公开希望他们能给我们提供一些具体的背景资料，我们根据这些背景资料可以走下一步的程序，比如申请行政复议，甚至可以到诉讼阶段。当然如果不给答复，我们直接可以行政诉讼，因为大家有信息公开法，如果不答复就违法，直接可以行政诉讼，要求他必须答复。现在我们已经递过去，他们都收到了，正在处理中，因为有时限，目前还没有到时限，我们等时限到了之后，看看答复的情况。”如果法定时限内没有回复，不排除相关主体提起行政、民事诉讼的可能。
