“风光”不再三大症结呼唤一揽子政策

在众多业内人士看来，弃风、弃光问题如不能尽快有效解决，我国提出的2020年非化石能源占一次能源消费15%的目标承诺就不可能兑现，不仅能源结构调整和绿色发展任务无法完成，一个本可以领先全球的战略新兴产业也会半路夭折。

2016年5月，国家发改委及能源部发出通知，首次公布了风电和光伏的最低保障利用小时数，要求各地区必须达到保障小时要求，否则不得新建风电、光伏项目。

这份文件名为《国家发展改革委及国家能源局关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》(下称“文件”)，已下发至国家电网、南方电网、内蒙古电力及多个电力巨头。文件重点提及，光伏发电重点地区的最低保障收购年利用小时数在1300小时至1500小时之间，风电则位于1800小时至2000小时之间。文件强调，各地要严格落实规划内的风电及光伏保障收购电量，确保这些电量以最高优先等级优先发电，严禁对保障范围内的电量采取由可再生能源发电项目向煤电等其他电源支付费用的方式来获取发电权。

此外，保障性收购电量应由电网企业按标杆上网电价和最低保障收购年利用小时数全额结算，超出最低保障收购年利用小时数的部分应通过市场交易方式消纳，由风电、光伏发电企业与售电企业通过市场化的方式进行交易，并按新能源标杆上网电价与当地煤电标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘)差额享受可再生能源补贴。

而在国家发改委及能源局发布的上述文件背后，是横亘在清洁能源的一大门槛日渐凸显——消纳困境。

“弃风弃光”愈演愈烈

国家能源局数据显示，2016年上半年，全国风电平均弃风率高达21%，同比上升6个百分点，甘肃、新疆等弃风“重灾区”弃风率甚至接近50%;上半年全国风电平均利用小时数917小时，同比下降85小时;风电弃风电量323亿千瓦时，同比增加148亿千瓦时。

弃风加剧的同时，光伏发电也未能幸免。根据国家电网提供的数据，上半年，国家电网公司经营区累计弃光电量为33.05亿千瓦时，同比增加91%;弃光比例为12.1%，同比上升2.05个百分点。这样的“双弃”数据意味着什么?据国家发展改革委能源研究所可再生能源发展中心主任王仲颖透露：“今年上半年全国弃风弃光共371亿千瓦时，这半年的弃风弃光量已经相当于去年全年的弃风弃光量，超过了2015年全年全社会新增用电量。”

严重的“弃风弃光”，极大影响了新能源行业的健康发展，打击了社会资本进入新能源投资领域的信心。对我国风电产业来说，2000小时是个槛，如果利用小时低于这个数，开发企业的压力就会增大。而由于弃风限电，仅2015年我国风电就损失了300多亿千瓦时，相当于150亿元。

一位风电企业负责人指出，“弃风加剧严重影响风电企业的赢利能力，2015年公司已经全年亏损，而且鉴于目前的经济形势，今后几年也将面临继续亏损的巨大压力，公司的生存和发展已经进入前所未有的困境”。光伏企业同样不容乐观，东方日升总裁王洪坦言，“高居不下的弃光率造成了可再生能源资源的巨大浪费，并严重影响了光伏电站的收益和企业的投资积极性”。

症结何在

从目前来看，造成“弃风弃光”问题的一个主要原因就是电力过剩。中国电力企业联合会日前发布了《2016年全国电力供需形势分析预测》。根据报告的数据来看，随着经济发展速度的逐步放缓，2016年电力过剩可能将更加严重，电力需求减弱将加剧“弃风弃光”。

厦门大学能源经济协同创新中心主任林伯强指出，如果2016年电力消费维持低速增长，而中电联预计今年新增装机在1亿千瓦左右，那么到2016年底，发电装机容量将达到16.1亿千瓦，火电设备利用小时或将进一步降至4000小时左右。电力过剩一方面造成了投资浪费;另一方面，电力供过于求也是导致“弃风弃光”的重要原因，不利于可再生能源的发展。

除了电力过剩之外，配套电网规划建设滞后于风电项目并网运行的需求，是造成目前一些局部地区弃风的重要原因。国家能源局负责人表示，风电弃风限电形势加剧，主要原因是全国电力需求放缓、风电本地消纳不足以及部分地区配套电网建设与风电建设不协调等原因所致。

此外，可再生能源规模化利用主要集中在电网结构薄弱的末端，但是风、光电有功出力随机波动导致远距离送出线路电压大幅度变化，电力系统保持安全稳定也是要解决的问题。“当前经济下行导致的用电量下滑，使得那些用电本来就少的地区，消纳新能源的能力更差。同时，在政策制定中，也无法避免夹杂着政府对火电等去产能时不得不考虑的就业、经济性等多重问题的考量。在各种因素综合之下，解决弃风弃光问题也变得十分困难”。一位不愿意具名的风电业内人士介绍说。

新能源消纳政策还需完善

更为值得注意的是，各省间的壁垒也同样困扰着新能源的消化。作为风电大省，甘肃并没有过多能力就近消纳，于是跨省输送风电成了必然选择。此前甘肃向湖南输送过风电，但于湖南而言，这只是额外的补充。

来自权威媒体的报道消息称，湖南省政府的首要任务，是保证省内火电和水电机组，外购电量挤占了湖南火电发电市场空间，又没能满足湖南实际需求，且不能根据本省供需形势同步调整，只会造成省内火电生产能力过剩加剧。并且，湖南当地火电上网电价为0.472元/度，甘肃风电上网电价在0.52元到0.54元/度，再加特高压线路0.12元/度的过网费，送到湖南可以说毫无价格优势。

此外，在当前电力体制下，受省与省之间的壁垒阻碍，新能源外送仍难完全实现。据上述文件，要求全额收购除水电外的其他新能源发电量，对要求弃风、弃光地区，风电、光伏发电保障性收购年利用小时数做出了具体规定。此外，对弃风限电地区，风电项目按四类风资源区分别核定，结合资源条件和消纳能力，各地区风电保障性收购利用小时数在1800小时——2000小时之间;而对弃光限电地区，光伏发电项目保障性收购利用小时数则在1300小时——1500小时之间。

业内人士认为，这是当前最直接的应对弃风、弃光问题的措施，但是具体的实施效果仍待观察。而在业界资深人士林伯强看来，更为有效的措施是对各省的新能源消纳实行配额制，但是目前仍然处在探讨当中，各省间在配额交易上的成本也很高。