在甘肃，一块小小的电力蛋糕，既要讲秩序、又想讲公平，到底如何分？
近日，甘肃省工信委下达了《2016年优先发电计划》（下称《计划》），《计划》中指出“2016年风电最低保障收购年利用小时数为500小时，光电最低保障收购年利用小时数为400小时”。
《计划》一出，甘肃当地的新能源发电企业哀嚎一片。国家发改委此前下发的《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，其中核定的甘肃风电、光伏I类资源区、II类资源区发电最低保障收购年利用小时数分别为1800小时、1500小时和1400小时。相比之下，甘肃省的计划都不到国家核定的三分之一。
当地电力公司一位员工说，国家发改委的规定几乎没有达到的可能性，电力过剩已全面蔓延，优先发电的机组也已经全面彻底过剩，占公用机组发电量的100%。而且，新能源虽然优先发电，但受到电网结构、电源结构送出通道等诸限制。
“太难了，逼近死棋了。”当地一位电力行业人士感叹。
风电企业怨声载道
一位风电从业者向记者抱怨：“这计划不符合国家政策！风电按照优先排序排第一，但只给风电 500小时全电价，其他去交易，若不交易，风电只能弃风，不知道这个（文件）出来之后要怎么执行。”
《计划》中给新能源的全年发电量200亿千瓦时，其中只有87.5亿用于全额收购，剩余的112.5亿（其中大用户直购电交易12.5亿，自备电厂发电权交易40亿，外送电市场交易60亿）都要参与竞价。
据了解，这其实已经是新能源企业极力争取后的电量，据悉2015年年底甘肃省分配至新能源企业的2016年直购电电量为60亿千瓦时，远高于现在的12.5亿千瓦时。
风电从业者的理解是，《计划》中如此规定，一方面是为了保大用户，另一方面也是为了显示公平调度，眼看快到年底了，得逼着新能源发电厂去交易。水电的上网电价本来就低，让利空间不大，新能源好歹还有各项补贴，外加装机多导致竞争激烈，让利空间相对较大。但新能源补贴基金的亏空越来越大，靠着让利交易赚补贴，进而保障大用户用电终究不是个事儿。此外，即便靠着补贴，交易让利仍旧让新能源发电企业大幅亏损，还不如不交易，不发电，对于交易实在是无能为力了。
除了大用户交易，外送电更是愁云惨淡。“今年60亿千瓦时的外送电交易可能完成不了，目前才完成了不到一半。有时零电价都送不出去，外省不想接受甘肃电量，也有自己的多方考量，即便用着本省的煤电也不大愿意接受甘肃的新能源发电。”
当地电力行业人士表示，对投产两三年的一个风电项目来说，按标杆电价收购的电量至少要达到1300~1400小时，才能达到盈亏平衡。而参与直接交易，大用户直购电和自备电厂发电权交易几乎都是零电价结算，外送电市场交易竞价稍好一些，但也有零电价的情况。交易电量的增大，使风电企业陷入亏损中。
一家发电集团新能源从业者所在的已经连续三年亏损，“就要成为无效资产、僵尸企业咯”，明明是朝阳产业，却看不到未来的光明。
主管部门无奈无力
风电行业从业者很清楚自身和行业的处境。
他们均承认，要达到国家发改委出台的1800小时的最低保障收购年利用小时数是不可能完成的任务。
根据国家能源局发布的2016年上半年风电并网运行情况中的数据，记者也来算一笔账，甘肃2016年上半年风电并网容量为1272万千瓦，乘以保障收购的1800小时，就意味着风电就需要约229亿千瓦时，就已远超甘肃给新能源发电的总盘子200亿千瓦时，还未包括光伏。
对于新能源发电企业希望新能源200亿千瓦时的盘子全部全额收购，工信委亦认为不可能。
当地电力行业人士表示，预计2016年统调省内发电量约890亿千瓦时。剔除李家峡核价内水电5亿千瓦时、自备电厂自发自用电量150亿千瓦时，公用电厂省内发电量仅735亿千瓦时。而风光并网容量加起来已经约1900万千瓦，这样即便全部电量都由新能源提供也才3800小时，和国家规定的3200~3300小时相差无几。公用发电空间已经实在有限。
当地火电企业人士表示，离开火电，风电没有发展和生存的基础。
这735亿千瓦时不可能全部由新能源发电供应，新能源的不稳定性决定其离不开相应的调峰机组提供的调峰电量。由于新能源的装机量几乎占据了半壁江山，过大的装机占比反过来也制约了其出力额度。
火电企业一位管理人员介绍说，细分下去，全部735亿千瓦时中，必须安排199亿千瓦时的火电调峰调频电量，这是政府部门和电网企业在保证高峰用电需求最小开机方式下计算得出的。此外还有，25亿千瓦时的保证电网安全电量，76亿千瓦时的报供热电量和67亿“以热定电”电量，以上均为一类发电量。二类发电量230亿千瓦时的水电电量，这其中涉及到甘肃水电的特殊性，从未出现过弃水，一直都是以水定电，保额发电。这一方面是源于甘肃水电不多易消纳，另一方面其与电网调度良好。最后还要，刨去3亿千瓦时的煤电互保电量，以及水电35亿千瓦时调减指标量后，得出2016年新能源省内优先发电量100亿千瓦时。一二类优先发电量占比将近100%，新能源的优先地位就显得不那么明显。
值得注意的是，其中火电199亿千瓦时的调峰电量也需要按照该大用户直购电模式进行市场化交易。
据知情人士透露，传统意义上一二类优先发电是不需要参加市场化交易的，但若不进行直购电交易，企业的经营成本降不了，高耗能企业无力经营。如果企业开工率不足，那么用电量将会悬崖式下跳，可就不仅仅是弃风弃光了，原本失衡的供求关系将更加不堪。
火电企业人士表示，充当调峰的火电企业成了市场化的垫脚石，但同为优先发电，只让火电去交易明显有失公平，其他各类发电的市场化都在下一步的计划中，包括风电和光伏。2016年，甘肃方面从100亿千瓦时的新能源发电量中拿出了12.5亿千瓦时作为大用户交易电量。
这意味着，甘肃省的新能源全额收购电量只有87.5亿千瓦时，其中分给风电约60亿千瓦时，光电约20亿千瓦时，再除以装机容量，得出了风电的年利用小时数约为470小时，光电约为420小时。最后参考国家发改委提出的1800小时和1400小时，得到了列在《计划》中的500小时和400小时。
最惨烈生存游戏再升级
新能源企业能通过市场交易拿到都多少电量还是未知数。
年初确定的新能源全年发电量为200亿千瓦时，另外100亿千瓦时只能依靠与自备电厂让利和外送电交易。其中，预计与自备电厂交易40亿千瓦时，外送电60亿千瓦时。这两个指标，在新能源发电企业人士看来也很难实现。
目前看来，与自备电厂交易，几乎是零电价，难推行，电网按照“等量等价”置换的原则，引导自备电厂参与调峰在发电企业看来才更加可行。另外，外送电环节，目前较为混乱，都是靠电厂各显神通。况且甘肃省外送电量的总盘子才120亿千瓦时，火电新能源对半分几乎不现实，截止至七月底已经外送70亿千瓦时，但火电已占据大半，新能源能否外送60亿千瓦时的电量还存在一个巨大的问号。
除此之外，由于今年黄河来水较少，年初分配的265亿千瓦时水电指标已被压减了35亿，这35个亿是“用于保障新能源及其它属于一类优先保障发电范围内新投产机组发电”，这其中还需火电与新能源搭配。当地风电企业人士说，至于具体怎么分还未明朗，但多少能给新能源挤出一点空间。
甘肃省严重过剩的装机量和下滑的用电量已令各方举步维艰，供需失衡的局面使得各个利益主体无法实现自身的利益诉求，不满的情绪已成麻木。这一局面更是让国家提出的目标成了水中月、镜中花。
“即便是500小时和400小时，实现起来都存在问题，毕竟电网对于如何均衡调度各个新能源发电厂也是一筹莫展。”当地电力公司一位员工表示。
