风电等新能源的间歇特性决定其消纳会是一个动态过程，出现问题必然也是多重因素使然。“过去主要是通道问题，送不出去，现在通道已经不是单一的主要矛盾了，更存在消纳问题，简单说就是电没人用了。”上述风企负责人指出。

　　当前中国人均电力装机已突破1千瓦，加之经济进入新常态，我国的电力消费增速也随之出现常态化的下滑。中电联7月21日发布的《2015年1-6月份电力工业运行简况》显示，今年上半年，全国全社会用电量同比仅增长1.3%，创下了35年来的新低。9省全社会用电量出现负增长，其中包括去年接收了49亿千瓦时甘肃新能源电力的青海，其用电量增速下降了4.9%，全国排名倒数第二。加之调峰等辅助服务补偿机制的缺失，外省接收甘肃新能源电力的意愿和动力明显不足。

　　此外，在消纳能力有限的情况下，爆发式增长的新能源之间必然也存在内部竞争，风电大发，光伏势必受影响，反之亦然。据笔者了解，7月下旬，因为“以水定电”的水电大发，甘肃部分风电场就曾遭遇大风天气零出力的尴尬。

　　好消息是，已于6月3日开工建设的酒泉至湖南±800千伏特高压直流输电工程理论上将大幅缓解甘肃弃风弃光的窘境。酒湖特高压项目的电网输送能力超过800万千瓦，满负荷情况下每年可外送电量420亿千瓦时，其中40%以上为可再生能源电力。考虑到配套调峰火电的建设周期，预计这条以外送可再生能源电力为主要任务的特高压线路将于2017年全面投运。

　　“按照我们的计算，如果不再继续大规模上项目，酒湖特高压投运后，我们可将限电比例控制在10%以内，皆大欢喜。”上述风企负责人告诉笔者，“反之，若继续快节奏地上项目，老问题必然重现，好比龟兔赛跑，兔子停下来等乌龟，眼看乌龟要赶上来了，兔子又拔腿跑了。所以必须先盘活存量，让企业利润上来，再考虑新的规模化发展。”

　　从笔者掌握的信息看，目前甘肃当地新能源企业普遍将宝压在2017年投运的酒湖特高压线路之上，但上半年湖南全省6000千瓦及以上电厂利用小时数仅为1703小时，同时在蒙华铁路建设方案获批后，沿线的“两湖一江”地区都在积极布局大型火电项目，这也为湖南乃至华中消纳西北新能源电力的前景埋下了一丝隐忧。而在新通道建成之前，首先要面对的显然是如何有效缓解当前不容乐观的弃风限电。

　　据笔者了解，从经济可行的角度出发，目前甘肃缓解新能源消纳的主要尝试有两个，一是参与风火发电权交易，二是试点大用户直供电。

　　在发电权交易方面，甘肃已于今年5月底小试牛刀——中国铝业兰州分公司自备电厂（3×30万火电机组）拿出6亿千瓦时电量，与甘肃新能源企业做发电权交易。笔者拿到的交易文件显示，近百家风电场及光伏电站参与其中，部分新能源企业给出的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。但在企业看来，新能源参与风火发电权交易是“外表风光、内心彷徨”的被动之举。

　　“如果有选择，我们是不愿参与的。但现在别人都在做，你不做能行吗？毕竟这关系到利用小时数，还会直接影响出力分配。”上述风电企业负责人告诉笔者，“相较于浅层的发电权交易，我更认同深度调峰在缓解弃风方面的效果。以兰铝发电权交易项目为例，其自备电厂装机90万千瓦，在风火发电权交易模式下，自备电厂只需要平均压降16万千瓦的出力，就可以在5个月内出让6亿千瓦时电量，而采取深度调峰，自备电厂则应该在风电大发期压降至少45万千瓦的出力，才能充分适应峰谷差很大的新能源发电特性。”

　　新能源参与大用户直供电则面临负荷波动大的弊端，并因此产生挤占通道之嫌。“与火电不同，风电和光伏无法实现电力的连续稳定供应，新能源参与大用户直供电更像是一种‘虚拟交易’。”上述风企负责人告诉笔者，“经过计算，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。”

　　西北电网实施联络线考核以来，甘肃新能源限电形势更加严峻，其重要原因就是该模式导致西北其它四省为甘肃新能源调峰的意愿明显下降。在此背景下，另一位不愿具名的甘肃新能源企业人士认为，在联络线考核短期改变无望，且可再生能源配额制迟迟无法出台的情况下，真正能够缓解甘肃弃风弃光的措施是自备电厂或西北区域内的公网电厂参与深度调峰，并为之建立起合理的补偿机制。“但迄今未见任何动作。”