而在能源产业中发生的现实是："风"与"火"的矛盾在经济下行阶段愈发突出。
 

如你所知，和光伏一样，中国的风电产业在过往数年中创造了诸多"纪录"，但各种"第一"的叠加却也浇铸了极其沉重的奖杯：风电发展速度和体量已在全球无出其右，但过往产业狂飙后的积弊也并未完全剔除——产能全球第一，"弃风"量也居全球第一。
 

且看一组来自行业协会的数据：2011年，中国弃风电量100亿千瓦时，到2012年翻一番达到了200亿千瓦时，再到2015年仅上半年弃风电量达175亿千瓦时，同比增加101亿千瓦时，造成经济损失近百亿元。可以预计，如果下半年情况没有明显好转，则今年全年弃风可能达300亿千瓦时。
 

再看一组与之相应的数据：2015年上半年，火电项目新投产2343万千瓦，同比增长55%，各地火电项目核准开工步伐加快，核准在建规模达1.9亿千瓦，已发路条(可以开展前期准备工作)约2亿千瓦。国家能源局规划司副司长何勇健近期撰文指出，如放任这些项目全部在"十三五"建成投产，则2020年火电将达到13亿千瓦。而据专业人士测算，全国火电机组过剩1.3亿-2亿千瓦，过剩投资额在5200亿-8000亿元之间。引人注意的是，包括大唐发电、中国神华等在内的企业，目前仍在新建火电项目路上"快马加鞭"。
 

事实上，新能源与火电的"矛盾"早已有之。只是数年来各种政策迭出与延续之下，问题的解决并未改观。一边是愈发严重的"弃风"，一边是不断地"上火"，两相数据对比之下，到底纯粹是市场之过，还是相关规划执行不力，亦或是能源及电力系统本身积弊难除？
 

（一）零和游戏
 

"我国风电和火电的发展规模越来越庞大，可二者的存在是零和关系，不是双赢关系。"
 

十三五能源行动规划中，在推进煤电大基地大通道建设内容下，要重点建设晋北、晋中、晋东、神东、陕北、黄陇、宁东、鲁西、两淮、云贵、冀中、河南、内蒙古东部、新疆等14个亿吨级大型煤炭基地。到2020年，基地产量占全国的95%。
 

在大力发展风电内容下，要重点规划建设酒泉、内蒙古西部、内蒙古东部、冀北、吉林、黑龙江、山东、哈密、江苏等9个大型现代风电基地以及配套送出工程。
 

纵观煤炭基地和风电基地的地理位置，两者大致是重叠的，"三北"不仅风力资源丰富，而且是我国煤炭储量的重要区域。这难免会造成在这些地区风电和火电抢装上马，又恰逢中央简政放权，将不少审批权力下放到地方政府，为项目审批提供了更加便利的条件，加上这些地区都不同程度的面临GDP成绩很难看的尴尬，可以说这些条件都助长了装机量快速而无序的规模扩张。
 

有业内人士告诉华夏能源网，火电装机的增加来自几方面原因，一是煤炭企业主营业务亏损严重，正积极寻求转型方向，转向发电实现煤电一体化是较受青睐的选择，从而使得过剩的煤炭产能转移到火电产能；另一个是低热值发电机组和超临界排放清洁机组的应用，也成为加重产能过剩的推手之一。
 

 而风电项目的审批权同样在省级单位，许多企业在风力资源较好的地区为了抢占资源和市场，无暇顾及上网难度和利用效率而疯狂装机，风电装机周期短，一般在3-6个月之内就可以完成。再加上2014年底，发改委下发的《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》上调风电上网电价，更使得各大风电企业加快风电场投资建设步伐。
 

由此，电力过剩和疯狂装机让风火矛盾愈加突出。有观点认为，我国风电和火电的发展规模越来越庞大，可二者的存在是零和关系，不是双赢关系，如果继续无谓的发展下去，这巨大的体积将给我国电力市场改革带来不可估量的困难阻碍和经济代价。
 

中国风能协会秘书长秦海岩认为，在电力整体供大于求的局面下，一些地区存在为保障火电年度发电量计划和大用户直供电交易的完成，以牺牲新能源上网电量为代价，优先保障化石能源电量收购的现象，致使原本就非常严峻的弃风限电局势雪上加霜。还有火电企业通过"直供电"的方式，获取本该属于可再生能源电力的优先上网权，大幅挤占电力送出通道资源，致使风电企业亏损进一步加剧。
 

鉴于像甘肃、吉林这些地区弃风率太高，数字太刺眼，地方政府也想各种办法来缓解消纳矛盾，例如甘肃省试行的风火发电权交易，由火电厂拿出一定量的发电权与新能源企业交易，近百家企业参与竞标，部分新能源企业给出的发电权报价已超出甘肃的火电标杆电价(0.325元/千瓦时)，6月的最高度电成交价达0.3556元。
 

秦海岩认为，这意味着新能源企业拿出部分补贴电价,让利给对方，以换取发电指标。"这种治标不治本方法实属无奈之举，让风电还是火电上网并不是由独立的调度机构决定，而是由省级政府决定，也恰恰反映出发电计划背后强大的力量盘踞"。
 

（二）结构积弊
 

"只有身受其害的发电企业普遍承认电力产能严重过剩，但他们的声音很微弱。"
 

对于"弃风"问题及火电过剩，中国水力发电工程学会副秘书长张博庭认为，其反映的深层次问题是能源结构恶化。"如果我们不肯承认火电产能严重过剩的现实，不认识到问题的严重性，并采取相应的对策，那么我国当前的电力矛盾将难以解决"。
 

张博挺曾撰文分析，有人不愿意承认火电产能过剩，可能有如下原因：其一，因为我国的电网企业是电力行业中的强势群体，对电网来说，如果可选择的备用电源越多，电网的安全性越高，同时效益越好，电网的相对地位也越高。所以，现行的体制决定了电网愿意让电力产能相对过剩。其二，某些地方政府和企业的投资驱动，还希望能批准建设更多的火电项目，所以，他们当然不希望有人说电力产能已经过剩。其三，如果承认产能过剩，就说明相关政府部门的管理工作没做好，同时还要拿出解决问题的办法，所以，一些政府部门也不愿意有人说我国的电力产能已经严重过剩。因此，只有身受其害的发电企业普遍承认电力产能严重过剩，但他们的声音很微弱。
 

"因此，我国面临着相当艰巨的能源结构调整任务，具体的调整方式就是把以煤炭为主的化石能源发电的比重尽可能地降下来"，张博庭告诉华夏能源网，在这种局面下，我国的可再生能源，无论是水电、风电还是光伏发电，都应该是多多益善。"我国电力产能过剩主要是燃煤电厂数量巨大，绝不可能存在任何可再生能源发电能力过剩的问题。"
 

当然，也有不一样的观点。有专家认为，由于煤价走低导致煤电企业边际收益走高，企业上马煤电的冲动很强，这符合经济运行和企业发展规律。
 

对此，中电国际政研室副主任王冬容则认为，火电行业特别是煤电的发展有很大的惯性，这不仅是因为我国以煤炭为主的能源资源禀赋带来的以煤电为主的电源结构，还包括我国的电力装备制造业等煤电上下游产业也形成了规模发展局面，同时，我国的发电行业人力资源队伍也主要集中在煤电产业。这些都决定了煤电行业的发展在经历高速期之后不会骤然刹车。
 

  对于"火电装机对新能源消纳空间出现挤占现象"的观点，王冬容认为存在"认识误区"：目前煤电和新能源之间的关系，还不是替代挤出效应关系，而实际上是煤电支撑了新能源的发展，而且煤电是新能源发展的主要支撑，必须认识到这一点。电力行业的整体协同规划不仅仅是煤电和新能源之间的事，而应该在更大范围内科学考虑，特别是抽水蓄能电站的发展，对于电源协同非常重要，如果今后抽水蓄能能够补位上来，对于存量煤电的发展运行环境将有很大改善。目前，业内已经认识到这一点，抽水蓄能项目开始不断上马，虽然力度仍不足，但是对比前几年核准之后也不见动静的情况，已经发生了很大变化。
 

华电集团政策与法律研究室主任陈宗法则认为，风电弃风，火电过剩的原因要综合来看，驱动因素可能包括：电力投资建设与现行政府定价机制不敏感；火电效益良好，以及发电企业投资冲动与"囚徒心理"；以及放权后，地方政府批项目，稳增长的诉求有关。陈宗法判断：未来二至三年内，火电投资还会经历一个小高峰，最终由于过剩带来的残酷竞争还是由发电企业自己来承受。
 

（三）"放""管"边界
 

"弃风、弃光加剧的原因不仅仅是新能源装机和电网之间不匹配的问题，也不仅仅是火电机组调峰能力不足的技术问题，更主要的是电源总体规划缺乏统筹、系统运行管理。"
 

有观察人士分析，在大量减少审批后，政府要更多转为事中事后监管，切实把市场管住、管好。张博庭则认为，这是政府管理方式的重大转变，难度更大、要求更高。各级政府及其工作人员要积极适应这一转变，切实履行好管理职责，要明确"放"与"管"的边界，创新加强事中事后监管，实现责任和权力同步下放、放活和监管同步到位。
 

有研究发现，电力能源问题构成一种不可能三角形（即安全、环保、经济不可能同时获得最优）。市场化的体制改革一般只能解决经济问题，而安全和环保的问题往往只能靠政府的政策调控，因此，我国电力市场化改革、审批权下放，让市场来配置资源，对经济方面是有益的，但是对于安全和环保一定是有利有弊的。电力体制改革之后，由于企业的投资积极性高，我国的电源建设投资难的问题彻底得到了解决，从而也加强和保障了我国的用电安全性。但是，由于电力结构恶化，煤炭消耗量激增，环保问题更加突出，同时由于产能严重过剩，水电弃水、风电弃风、火电机组开机不足，经济效益也受到了严重的影响。
 

事实上，在正常的市场经济环境下，本来产能过剩的问题是最容易通过市场的优胜劣汰来解决的。但目前，在一些行业里，我国无法通过市场的手段消除过剩的产能。以往我国电力工业"上大压小"（即上大发电机组，关停小发电机组）的政策之所以能够得以实施，其动力不是消化落后产能，而是一种对企业规模扩张的变相刺激。
 

张博庭告诉华夏能源网：即便关闭现有过剩产能的问题暂时还解决不了，是不是也应该遏制住火电建设规模不受控制地继续扩大？"这个问题，看来市场自己是解决不了，只能靠政府想办法"。"弃风、弃光加剧的原因不仅仅是新能源装机和电网之间不匹配的问题，也不仅仅是火电机组调峰能力不足的技术问题，更主要的是电源总体规划缺乏统筹、系统运行管理。"
 

华北电力大学教授曾鸣也认为，造成弃风与"上火"的对比落差，根源还是在于顶层统筹规划和政策问题，而规划能否执行下去，也成现实掣肘。"我认为只能从弃能源资源总体价值的角度来综合考虑，才能实现电力系统总体优化，而这一切只能通过统筹规划，别无他路；虽然我也支持靠市场力量解决弃风弃光等问题，但那是在运行层面，而根本问题是统筹规划。如果原来的'三定'方案不能支持统筹规划，那就必须改革"。
 

（四）消纳通途？
 

"可再生能源与传统能源在同一个平台上竞争是必然趋势，也是其从替代能源走向主力能源必须要经历的过程。而同台竞争的基础就是价格。"
 

有观察人士告诉华夏能源网，让新能源参与大用户直供电是解决大面积弃风的途径之一，但在一些实体企业人士看哪里啊，效果未必佳。由于直供大用户会面临负荷波动大的弊端，并因此产生挤占通道之嫌。经过一位企业负责人计算，如果风电参与大用户直供电，大用户用电100万千瓦时，实际只有约30万千瓦时来自风电，剩下的70万千瓦时还要靠火电和水电供应。
 

"我们6月开始参与交易，可7、8月限电比例仍大增。事实证明，交易难以改善弃风限电情况。"另一家甘肃企业的负责人更为直白，"按照常理,让风电参与发电权交易和大用户直供的前提应是保证企业基本收益，比如保障风电全年利用小时到达2000小时，2000小时之外的风电参与竞价。如此看来，新能源参加大用户直供电需要在基本的保障之下，才有实行的意义。
 

但也有专家认为，缓解"弃风"的主要途径是等待特高压输电线路建成后，将电力输送出去，这也是我国电力改革的设计初衷之一。可是这个途径的前提是国内电力需求是稳定发展的，尤其是中东部地区，很显然，设计者并没有对电力消费势头不足做预设考虑，然而现实情况正在朝着这个方向迈去。
 

在东部会出现这样的状况，特高压建设完成后，本地电厂发电不足，本地电厂又和政府关系非常密切，希望用当地电多一些，外来的电少一点，但是以后西部或者是煤电基地、清洁能源发电的电量供应会越来越多。主要的电力消费区使用量下降，这对依赖特高压输出电力的地区是致命的打击，而这些地区目前仍然在增加产能，无论是火电还是可再生电力。
 

当然，在"风"与"火"的零和游戏中，有得利就有失利，矛盾和争议总是裹挟在改革实践中。在中国可再生能源学会副会长孟宪淦看来，"风光火"矛盾是能源结构调整过程中出现的发展中问题，不必过度解读。
 

"随着生态环境和气候变化形势日益严峻，以优先发展可再生能源为特征的能源革命已成为必然趋势。在这个过程中，会促使现有能源发展思维、体制机制、技术路线发生质变。而在某一阶段，发展节奏出现慢一点，快一点都是可能的。面对挑战，我们应当统一认识，坚定不移发展新能源，积极主动推进能源生产和消费革命。"
 

"电力体制改革强调电力市场多元化，市场化的地方就要用市场化的手段去解决。"孟宪淦分析，可再生能源与传统能源在同一个平台上竞争是必然趋势，也是其从替代能源走向主力能源必须要经历的过程。而同台竞争的基础就是价格。可再生能源行业要加快提升质量和技术，逐步降低成本，同时探索形成符合市场的商业模式，最终可以不依赖扶持，与传统能源平价竞争。