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祁连雪山脚下，是一望无垠的戈壁滩，数十个风电场散落其间。长河落日，照映在雪白的风电机组上，就像一个瑰丽的梦境。
对于甘肃省来说，它的梦想是发展电力工业，成为能源大省，从而摆脱长期以来在全国经济垫底的局面。2010年，国务院办公厅出台《关于进一步支持甘肃经济社会发展的若干意见》，其中明确提出：要“积极打造陇东、河西两大能源基地”。
2011年年初，甘肃省副省长石军公开表示，“十二五”期间，甘肃售电量年均增长达到15.4%，及至2015年，全省年售电量将达到1500亿度。
但本刊记者在甘肃采访时发现，无论是风电产业的弃风问题、低压穿越技术问题，还是火电产业的电煤供应问题、污染问题都在考验着甘肃的“能源大省”目标。
纠结火电产业
石军在接受采访时曾表示，预计到“十二五”末，甘肃电力总装机容量将提高到5500万千瓦以上，其中风电装机1700万千瓦以上，太阳能发电装机130万千瓦以上，预计到2015年，甘肃电网110千伏及以上线路超过3.5万公里，变电容量超过8500万千伏安。届时，甘肃电网在西北电网的核心和枢纽地位将进一步凸现。
实际上，自“十一五”大力发展电力工业以来，该产业已经在整个甘肃经济中占据非常重要的地位。根据甘肃省工信委官员的介绍，2010年甘肃省的工业总产值为1600亿元，其中电力产业就占了12%左右，2011年这个比例还会进一步提高。
据上述官员介绍，目前初步估计，2011年甘肃省的发电量将达到900亿度，而前三季度已经达到了760亿度，考虑到厂用电和电损，实际供电量为650亿度。在前三季度甘肃省实际供电中，并非所有电都为省内消耗，其中本省用电量为540亿度，另外的110亿度电被输送到了省外。依靠“西电东输”的国家战略，甘肃省已将电力产业作为了盘活经济的重要筹码。
正如石军所言，甘肃省在发展电力工业时确有独特的资源优势，即风能和太阳能资源比较丰富，但记者观察到，在整个甘肃电力工业中，上述两项资源比例还非常小，其中风电产业的装机容量已经占到了甘肃省总装机容量的近30%，但实际发电量却不足10%。
目前甘肃省的电力供应仍主要依托于火电产业。甘肃工信委官员向记者提供的数据显示，全省火电企业2010年的供电量为592亿度，超过全省总供电量的70%。记者更了解到，目前甘肃已经有近20家火电厂投入运营。
就发展火电工业而言，甘肃省亦没有优势，其省内的煤炭供应量远远不能满足需求。兰州市煤炭应急储备物流中心总经理王富强告诉记者：“甘肃省的电煤可以自给自足，还是5年前的事情。”
据甘肃省工信委估计，该省2011年的电煤消耗量为4000万吨，比2010年整整增加了1000万吨，但省内煤矿的供应量只有1800万吨，其余2200万吨必须从外省调入，主要的来源为新疆和宁夏。
厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强对记者表示，之所以实行“西电东输”战略，是要充分利用西部地区的煤炭资源，多建坑口电厂，以降低火电企业的成本，并提高电煤的供应量，但就甘肃的情况来说，并无明显的资源优势。
一位从新疆运煤到甘肃的企业主告诉记者，现在一吨电煤在坑口的价格也就50元，但到了甘肃就要600多元，当地火电厂最终的采购价格可能要到800-1000元。
黑色GDP之辩
作为非清洁能源，火电厂的建设必然带来污染问题。甘肃省工信委官员并没有否认，但该官员表示，污染确实是客观存在的问题，这是由火电厂热机功率上不去决定的，但有时候在发展经济和减少碳排放之间，必须有所取舍，因此甘肃省政府仍然鼓励大型发电企业在省内建设火电厂。
显然，火电企业创造的GDP相当诱人。按照2010年近600亿度的供电量计算，最终售价约为180亿元，按照35%的工业增加值率来计算，此项的工业增加值大致为63亿元。
实际上，在地方政府追求GDP的同时，火电企业并无利润空间。熟悉甘肃电力产业的人士告诉记者，按照火电每发一度电的耗煤量320-350克来计算，甘肃火电厂目前的电煤成本就需要3毛/度，这还不算机器的折旧、维修、管理费用、财务成本等。而目前，甘肃的上网电价也只在3毛3分/度左右，由此来看，当地火电厂已经严重亏损。
中国电力企业联合统计数据显示， 华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团2011年上半年火电生产亏损153.8亿元，同比增亏95.2亿元。随着煤价的继续上涨，发电企业的亏损仍将加剧。
除了企业利润堪舆之外，煤炭的运力也在考验着甘肃的火电企业。记者了解到，大量煤炭资源的入省，给甘肃省的交通带来了很大的压力。尽管兰州铁路局对甘肃省的煤运做到了应保尽保，但仍有1500万吨煤需要从其他路局进入，而实际上铁路直达量只有500万吨，其他煤炭需要转运汽车入省。
虽然有巨大的市场空间，但对于甘肃煤炭运输企业来说，目前的日子并不好过。“没有关系根本搞不到车皮。”做煤运的李先生告诉记者，从买煤到发货的周期至少要1个月。
同时由于新疆省2011年已经加大货车载重限标工作，2011年煤炭的汽车运输成本也大幅增加。从新疆哈密的煤矿到甘肃玉门煤厂短短800公里路程而言，一吨电煤的运输成本已经从2010年的210元上涨到了2011年的289元。
另外，李先生还告诉记者，虽然煤炭储备告急，但甘肃省的火电厂仍沿袭了以往的陋习，即付款周期过长，有的占压货款甚至达到几千万元，使规模不大的煤运企业吃不消。因此，即使本省电煤需求旺盛，当地煤运企业仍愿意将煤运至外省。
业内人士告诉记者，在成本和供应压力下，火电企业掺烧劣质煤的情况已经非常普遍，对此林伯强表示认同。林对记者表示，在煤炭资源、运力与电煤消耗量不匹配的情况下，为了保证火电企业的正常运行，除了发展坑口电厂外，更急需解决煤电联动机制。
低电压穿越门槛
由于拥有世界级的风能资源，甘肃省酒泉市的戈壁滩被称为“世界风口”。
“酒泉可作为风电场建设用地的面积为4.7万平方千米，风资源储量约2.1亿千瓦，可开发量8000万千瓦。”甘肃省酒泉市能源局局长吴生学对媒体表示。作为“能源大省”战略的重要部分，酒泉风电产业的发展自2008年开始提速。
2008年4月18日，国家发改委审查通过了《甘肃酒泉千万千瓦级风电基地规划报告》。根据该规划，甘肃酒泉千万千瓦级风电基地规划总装机容量1271万千瓦，其中：到2010年底，规划装机容量516万千瓦，到2015年底规划装机容量1271万千瓦。
实际上，酒泉风电的发展已经超过了规划速度。根据酒泉主要的两个风电基地玉门市（县级市）和瓜州县给记者提供的资料，截至2010年底，玉门市风电产业总装机容量为170万千瓦，而瓜州县的风电装机容量为380万千瓦，总体已经达到550万千瓦装机容量。
然而，2011年年初多次发生的脱网事故给了酒泉风电产业沉重的打击。2月24日，中电投甘肃酒泉风电基地瓜州干河口第六风电场35千伏馈线开关柜下侧电缆头发生C相套管接地击穿。11秒后，演化为三相短路故障，敦煌变330千伏母线电压瞬间跌至272千伏。随后，该风电场风机脱网，并影响了酒泉瓜州地区其它10座风电场298台风机迅速脱网。4月17日，同样是瓜州，又发生了脱网事故。
中国水电顾问集团风电瓜州有限公司综合部副主任程鸿告诉记者，该公司的风电场确实出现过脱网，主要表现为风电机组负荷减少。
在电网运行过程中，脱网事故会对于电网的安全性造成很大的威胁。及至5月份，电监会三次通报脱网事故，认为事故暴露出当前风电发展过程中存在的风机多数不具备低电压穿越能力、风电场建设施工质量问题较多、大规模风电场接入带来电网整体安全性问题、风电场运行管理薄弱四大问题。
在上述四大问题中，低压穿越能力是保证不脱网的技术门槛。实际上，早在2009年，国家电网已经出台2009年《风电场接入电网技术规定》，提出风电机组要具备低电压穿越能力。虽然酒泉基地的风电设备招标工作在2008年年底基本完成，但实际供货却迟于这个时间，大部分风电场都是在2010年或2011年投入运营。
“我们在采购合同上确实要求了必须具备低压穿越能力，但显然为了降低成本，供货商并没有做足功课。”一名酒泉风电场人士对记者表示。
技术上的忽视带来的后果是返工，据了解，发生脱网事故后，风电设备供应商开始对设备进行技术改造。甘肃省电力公司风电技术中心主任汪宁渤接受采访时表示，目前全省已经有2408台风电机组完成了低电压穿越改造，占全省风电机组总数的78.4%。
酒泉风电行业人士对记者介绍，自5月份开始，在国家电网的配合下，中国电科院开始到现场对各风电场设备进行检测。
但对于低电压穿越技术的改造成果，汪宁渤态度保守，认为在成本制约在条件下，现有风电机组低电压穿越改造普遍选择相对简单的技术方案，并且在低电压穿越关键技术方面存在一定差距，因此在没有经过实际运行电压跌落真实考验的情况下，无法确定经过改造的低压穿越技术是否真正成熟。
风电上网难
在脱网事故的影响下，国家电网已经开始对酒泉的风电场限制上网量。瓜州能源局局长袁世禄告诉记者，瓜州地区风电场的工作效率仅是原定计划的50%。据了解，国家电网主要采取指标分配的方式来限制风电场的上网量。
玉门一风电场人士向记者确认，该风电场的发电时长达到了规划时长的60%左右。显然严重的弃风问题已经在考验企业的投资回报。
上述人士表示，就20万千瓦装机容量的风电场而言，原规划年发电时长为2100小时，但只有达到1600小时以上，企业才可以保本，而目前普遍的发电时长只有1200-1400小时。
尽管风能并不花钱，但风电场一次性投资的成本非常高，程鸿告诉记者，中国水电顾问公司在瓜州20万千瓦装机容量的风电场，一次性投资高达15亿-17亿元，公司投资之前进行测算，按规划发电时长，需要15年收回成本。而风电机组的设计使用寿命为20年，换句话说，公司是在最后5年才赚钱。
但如果酒泉风电基地一直保持50%的工作效率，那么包括中水顾问瓜州公司在内的风电场，其投资回收期可能远远超过风电机组的使用寿命。
“当然，随着检测工作的进行，限制的上网量有一定的恢复。”袁世禄表示。
记者更了解到，导致酒泉风电场弃风严重的不仅是脱网事故，更重要的原因来自该地区电网的建设速度与风电场的建设速度不匹配。
目前，酒泉风电主要由几条线路输出，其中主要的输送途径是链接新疆和兰州的750伏超高压线路，酒泉一风电场工作人员告诉记者，目前750伏超高压线路对风电的吸纳量只有300多万千瓦，显然，这远远小于酒泉风电基地的装机容量，不过该人士表示，由于风电场的设计装机容量与实际供电量有40%左右的差距，因此目前750伏超高压线路尚可满足酒泉地区风电场的供电需求。
为了进一步吸收风电，一条正负800伏的直流特高压线路正在规划过程中。然而，酒泉风电基地的建设又快了电网一步。在完成了“十一五”550万千瓦风电装机容量目标后，酒泉风电基地“十二五”的规划目标是800万千瓦，其中瓜州县分到了580万千瓦。
2011年年中，国家能源局批准了酒泉风电产业二期规划中的300万千瓦计划，其中瓜州县占到了240万千瓦，袁世禄告诉记者，该县已经着手对二期基地进行基础设施建设，而该240万千瓦风电项目也已经被几大发电公司分别锁定。
对于甘肃省来说，它的梦想是发展电力工业，成为能源大省，从而摆脱长期以来在全国经济垫底的局面。2010年，国务院办公厅出台《关于进一步支持甘肃经济社会发展的若干意见》，其中明确提出：要“积极打造陇东、河西两大能源基地”。
2011年年初，甘肃省副省长石军公开表示，“十二五”期间，甘肃售电量年均增长达到15.4%，及至2015年，全省年售电量将达到1500亿度。
但本刊记者在甘肃采访时发现，无论是风电产业的弃风问题、低压穿越技术问题，还是火电产业的电煤供应问题、污染问题都在考验着甘肃的“能源大省”目标。
纠结火电产业
石军在接受采访时曾表示，预计到“十二五”末，甘肃电力总装机容量将提高到5500万千瓦以上，其中风电装机1700万千瓦以上，太阳能发电装机130万千瓦以上，预计到2015年，甘肃电网110千伏及以上线路超过3.5万公里，变电容量超过8500万千伏安。届时，甘肃电网在西北电网的核心和枢纽地位将进一步凸现。
实际上，自“十一五”大力发展电力工业以来，该产业已经在整个甘肃经济中占据非常重要的地位。根据甘肃省工信委官员的介绍，2010年甘肃省的工业总产值为1600亿元，其中电力产业就占了12%左右，2011年这个比例还会进一步提高。
据上述官员介绍，目前初步估计，2011年甘肃省的发电量将达到900亿度，而前三季度已经达到了760亿度，考虑到厂用电和电损，实际供电量为650亿度。在前三季度甘肃省实际供电中，并非所有电都为省内消耗，其中本省用电量为540亿度，另外的110亿度电被输送到了省外。依靠“西电东输”的国家战略，甘肃省已将电力产业作为了盘活经济的重要筹码。
正如石军所言，甘肃省在发展电力工业时确有独特的资源优势，即风能和太阳能资源比较丰富，但记者观察到，在整个甘肃电力工业中，上述两项资源比例还非常小，其中风电产业的装机容量已经占到了甘肃省总装机容量的近30%，但实际发电量却不足10%。
目前甘肃省的电力供应仍主要依托于火电产业。甘肃工信委官员向记者提供的数据显示，全省火电企业2010年的供电量为592亿度，超过全省总供电量的70%。记者更了解到，目前甘肃已经有近20家火电厂投入运营。
就发展火电工业而言，甘肃省亦没有优势，其省内的煤炭供应量远远不能满足需求。兰州市煤炭应急储备物流中心总经理王富强告诉记者：“甘肃省的电煤可以自给自足，还是5年前的事情。”
据甘肃省工信委估计，该省2011年的电煤消耗量为4000万吨，比2010年整整增加了1000万吨，但省内煤矿的供应量只有1800万吨，其余2200万吨必须从外省调入，主要的来源为新疆和宁夏。
厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强对记者表示，之所以实行“西电东输”战略，是要充分利用西部地区的煤炭资源，多建坑口电厂，以降低火电企业的成本，并提高电煤的供应量，但就甘肃的情况来说，并无明显的资源优势。
一位从新疆运煤到甘肃的企业主告诉记者，现在一吨电煤在坑口的价格也就50元，但到了甘肃就要600多元，当地火电厂最终的采购价格可能要到800-1000元。
黑色GDP之辩
作为非清洁能源，火电厂的建设必然带来污染问题。甘肃省工信委官员并没有否认，但该官员表示，污染确实是客观存在的问题，这是由火电厂热机功率上不去决定的，但有时候在发展经济和减少碳排放之间，必须有所取舍，因此甘肃省政府仍然鼓励大型发电企业在省内建设火电厂。
显然，火电企业创造的GDP相当诱人。按照2010年近600亿度的供电量计算，最终售价约为180亿元，按照35%的工业增加值率来计算，此项的工业增加值大致为63亿元。
实际上，在地方政府追求GDP的同时，火电企业并无利润空间。熟悉甘肃电力产业的人士告诉记者，按照火电每发一度电的耗煤量320-350克来计算，甘肃火电厂目前的电煤成本就需要3毛/度，这还不算机器的折旧、维修、管理费用、财务成本等。而目前，甘肃的上网电价也只在3毛3分/度左右，由此来看，当地火电厂已经严重亏损。
中国电力企业联合统计数据显示， 华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团2011年上半年火电生产亏损153.8亿元，同比增亏95.2亿元。随着煤价的继续上涨，发电企业的亏损仍将加剧。
除了企业利润堪舆之外，煤炭的运力也在考验着甘肃的火电企业。记者了解到，大量煤炭资源的入省，给甘肃省的交通带来了很大的压力。尽管兰州铁路局对甘肃省的煤运做到了应保尽保，但仍有1500万吨煤需要从其他路局进入，而实际上铁路直达量只有500万吨，其他煤炭需要转运汽车入省。
虽然有巨大的市场空间，但对于甘肃煤炭运输企业来说，目前的日子并不好过。“没有关系根本搞不到车皮。”做煤运的李先生告诉记者，从买煤到发货的周期至少要1个月。
同时由于新疆省2011年已经加大货车载重限标工作，2011年煤炭的汽车运输成本也大幅增加。从新疆哈密的煤矿到甘肃玉门煤厂短短800公里路程而言，一吨电煤的运输成本已经从2010年的210元上涨到了2011年的289元。
另外，李先生还告诉记者，虽然煤炭储备告急，但甘肃省的火电厂仍沿袭了以往的陋习，即付款周期过长，有的占压货款甚至达到几千万元，使规模不大的煤运企业吃不消。因此，即使本省电煤需求旺盛，当地煤运企业仍愿意将煤运至外省。
业内人士告诉记者，在成本和供应压力下，火电企业掺烧劣质煤的情况已经非常普遍，对此林伯强表示认同。林对记者表示，在煤炭资源、运力与电煤消耗量不匹配的情况下，为了保证火电企业的正常运行，除了发展坑口电厂外，更急需解决煤电联动机制。
低电压穿越门槛
由于拥有世界级的风能资源，甘肃省酒泉市的戈壁滩被称为“世界风口”。
“酒泉可作为风电场建设用地的面积为4.7万平方千米，风资源储量约2.1亿千瓦，可开发量8000万千瓦。”甘肃省酒泉市能源局局长吴生学对媒体表示。作为“能源大省”战略的重要部分，酒泉风电产业的发展自2008年开始提速。
2008年4月18日，国家发改委审查通过了《甘肃酒泉千万千瓦级风电基地规划报告》。根据该规划，甘肃酒泉千万千瓦级风电基地规划总装机容量1271万千瓦，其中：到2010年底，规划装机容量516万千瓦，到2015年底规划装机容量1271万千瓦。
实际上，酒泉风电的发展已经超过了规划速度。根据酒泉主要的两个风电基地玉门市（县级市）和瓜州县给记者提供的资料，截至2010年底，玉门市风电产业总装机容量为170万千瓦，而瓜州县的风电装机容量为380万千瓦，总体已经达到550万千瓦装机容量。
然而，2011年年初多次发生的脱网事故给了酒泉风电产业沉重的打击。2月24日，中电投甘肃酒泉风电基地瓜州干河口第六风电场35千伏馈线开关柜下侧电缆头发生C相套管接地击穿。11秒后，演化为三相短路故障，敦煌变330千伏母线电压瞬间跌至272千伏。随后，该风电场风机脱网，并影响了酒泉瓜州地区其它10座风电场298台风机迅速脱网。4月17日，同样是瓜州，又发生了脱网事故。
中国水电顾问集团风电瓜州有限公司综合部副主任程鸿告诉记者，该公司的风电场确实出现过脱网，主要表现为风电机组负荷减少。
在电网运行过程中，脱网事故会对于电网的安全性造成很大的威胁。及至5月份，电监会三次通报脱网事故，认为事故暴露出当前风电发展过程中存在的风机多数不具备低电压穿越能力、风电场建设施工质量问题较多、大规模风电场接入带来电网整体安全性问题、风电场运行管理薄弱四大问题。
在上述四大问题中，低压穿越能力是保证不脱网的技术门槛。实际上，早在2009年，国家电网已经出台2009年《风电场接入电网技术规定》，提出风电机组要具备低电压穿越能力。虽然酒泉基地的风电设备招标工作在2008年年底基本完成，但实际供货却迟于这个时间，大部分风电场都是在2010年或2011年投入运营。
“我们在采购合同上确实要求了必须具备低压穿越能力，但显然为了降低成本，供货商并没有做足功课。”一名酒泉风电场人士对记者表示。
技术上的忽视带来的后果是返工，据了解，发生脱网事故后，风电设备供应商开始对设备进行技术改造。甘肃省电力公司风电技术中心主任汪宁渤接受采访时表示，目前全省已经有2408台风电机组完成了低电压穿越改造，占全省风电机组总数的78.4%。
酒泉风电行业人士对记者介绍，自5月份开始，在国家电网的配合下，中国电科院开始到现场对各风电场设备进行检测。
但对于低电压穿越技术的改造成果，汪宁渤态度保守，认为在成本制约在条件下，现有风电机组低电压穿越改造普遍选择相对简单的技术方案，并且在低电压穿越关键技术方面存在一定差距，因此在没有经过实际运行电压跌落真实考验的情况下，无法确定经过改造的低压穿越技术是否真正成熟。
风电上网难
在脱网事故的影响下，国家电网已经开始对酒泉的风电场限制上网量。瓜州能源局局长袁世禄告诉记者，瓜州地区风电场的工作效率仅是原定计划的50%。据了解，国家电网主要采取指标分配的方式来限制风电场的上网量。
玉门一风电场人士向记者确认，该风电场的发电时长达到了规划时长的60%左右。显然严重的弃风问题已经在考验企业的投资回报。
上述人士表示，就20万千瓦装机容量的风电场而言，原规划年发电时长为2100小时，但只有达到1600小时以上，企业才可以保本，而目前普遍的发电时长只有1200-1400小时。
尽管风能并不花钱，但风电场一次性投资的成本非常高，程鸿告诉记者，中国水电顾问公司在瓜州20万千瓦装机容量的风电场，一次性投资高达15亿-17亿元，公司投资之前进行测算，按规划发电时长，需要15年收回成本。而风电机组的设计使用寿命为20年，换句话说，公司是在最后5年才赚钱。
但如果酒泉风电基地一直保持50%的工作效率，那么包括中水顾问瓜州公司在内的风电场，其投资回收期可能远远超过风电机组的使用寿命。
“当然，随着检测工作的进行，限制的上网量有一定的恢复。”袁世禄表示。
记者更了解到，导致酒泉风电场弃风严重的不仅是脱网事故，更重要的原因来自该地区电网的建设速度与风电场的建设速度不匹配。
目前，酒泉风电主要由几条线路输出，其中主要的输送途径是链接新疆和兰州的750伏超高压线路，酒泉一风电场工作人员告诉记者，目前750伏超高压线路对风电的吸纳量只有300多万千瓦，显然，这远远小于酒泉风电基地的装机容量，不过该人士表示，由于风电场的设计装机容量与实际供电量有40%左右的差距，因此目前750伏超高压线路尚可满足酒泉地区风电场的供电需求。
为了进一步吸收风电，一条正负800伏的直流特高压线路正在规划过程中。然而，酒泉风电基地的建设又快了电网一步。在完成了“十一五”550万千瓦风电装机容量目标后，酒泉风电基地“十二五”的规划目标是800万千瓦，其中瓜州县分到了580万千瓦。
2011年年中，国家能源局批准了酒泉风电产业二期规划中的300万千瓦计划，其中瓜州县占到了240万千瓦，袁世禄告诉记者，该县已经着手对二期基地进行基础设施建设，而该240万千瓦风电项目也已经被几大发电公司分别锁定。