黄选平：推进甘肃新能源健康发展的几点建议

甘肃风能、太阳能资源丰富，目前风电并网装机容量达到1262万千瓦，光电并网装机容量达到617万千瓦，分别位居全国第二和第一位，新能源及装备制造产业已经成为全省的战略性新兴产业，为全省经济社会转型跨越发展做出了重大贡献。

但受全国经济下行压力较大等宏观因素影响，加之外送渠道不畅和自身消纳能力不足等客观因素制约，目前甘肃省“弃风弃光”问题突出，生产能力不能得到充分发挥，造成了很大的资源浪费和突出困难。

主要表现在：一是统筹规划调控强度不够。“十二五”以来全省新能源装机增加约1879万千瓦，但规划布局、发展节奏、整体调控等环节存在一些问题，一定程度上造成了现阶段弃风弃光限电的产业困局，对今后新能源产业的可持续发展造成影响。二是就地消纳能力不强。“十二五”期间，甘肃省电源装机年均增长率18.15%，其中新能源年均增长率62.87%，是全社会用电量年均增长率的2.34倍。但用电量增长较慢，去年全社会用电量1270亿千瓦时，富余发电能力600亿千瓦时，全省装机发电能力与用电量的比已超过3:1，省内用电市场供求倒挂严重，用电市场需求不足导致新能源就地消纳能力不强。三是电网外送通道不畅。已建成的西北至华中特高压外送通道给甘肃分配的输电比例很低;酒湖特高压直流输电工程尚未建成，特别是河西新能源富集区输电网相对薄弱，通道能力不强，新能源电力外送能力有限。四是调峰能力不足。甘肃省调峰电源装机1060万千瓦，一方面，受到水电、火电机组运行方式以及季节等因素影响，全省最大调峰能力为500万千瓦，调峰能力缺口约450万千瓦，其中可用于新能源发电的调峰最大能力仅为350万千瓦;另一方面，甘肃省还要承担国网西北分部的新能源调峰的主要任务，甘肃本省电网调峰十分困难。五是配套建设滞后。配套电网和调峰火电建设周期远长于风光电项目，甘肃在建设中则形成风光电先行、配套建设滞后的局面，无形中拉长了新能源发挥作用的周期。六是差别电价较高。甘肃省工业企业差别电价比周边的青海省、新疆自治区高，使甘肃在招商引资方面处于不利地位，大幅吸纳清洁电能的高载能企业落户甘肃的意愿低。同时，已落地高载能企业由于电价因素的影响，在激烈的市场竞争中缺乏优势，企业生产经营困难，从而又产生用电量减少的窘境，影响新能源就地消纳，造成恶性循环。

为更好地解决甘肃新能源发展的问题，一方面，要加大检查督查力度，确保国家和省里出台的发展新能源的各项优惠政策不打折扣、全面落实;另一方面，要加大工作力度，积极争取新能源可持续发展的扶持政策。

第一，建议国家尽快出台实施可再生能源电力配额制度。尽快制定实施可再生能源电力配额管理办法，加大新能源电力消费范围和比例，使新能源发电和用电达到平衡，促进新能源持续健康发展，使甘肃新能源优势和潜力得到充分发挥。

第二，建议国家增加甘肃省电网外送电量份额。哈郑直流60%的线路在甘肃境内，宁东直流由甘肃电网提供安全保障，建议国家充分考虑甘肃电网在西北电网中所处的特殊地位，扩大甘肃电网外送电量规模，每年增加新能源外送电量，使甘肃新能源效益最大化。

第三，建议国家电网公司加快甘肃省电网调峰能力建设。建设玉门昌马、肃南大孤山抽水蓄能电站，对甘肃电网提高调峰能力尤其是提高新能源接纳能力具有重要作用，建议国家电网公司加快工作进程，争取尽快开工建设，在“十三五”期间投运。

第四，建议国家加大发展甘肃省清洁能源基地的力度。加大对甘肃省(河西走廊)清洁能源综合开发利用示范区建设的指导、支持力度，将甘肃省河西走廊清洁能源基地纳入国家综合能源示范基地范围，指导规划编制，给予政策支持，使基地建设切实发挥示范效应和引导作用。

第五，建议国家暂缓发展三华地区火电项目。深入贯彻落实《可再生能源法》，尽早出台可再生能源在全国范围内消纳的政策和机制，关停不合规火电机组，叫停三华地区(华北、华东、华中)火电建设(包括已核准未开工的、正在开展前期工作的火电项目)，通过强制性政策促进新能源大省实现电力消纳，推进清洁能源持续健康发展。