風機在大風中停擺，光伏電站在烈日下“曬太陽”。盡管我國近年來不斷出臺支持新能源消納的政策，國家能源局近日發布的數據卻顯示，“棄風棄光”問題不但未能有效解決，反而隨著裝機容量的上升，呈現愈演愈烈態勢，成為阻礙我國新能源產業健康發展的一個“頑疾”。

“棄風棄光”愈演愈烈

國家能源局數據顯示，今年上半年，全國風電平均棄風率高達21%，同比上升6個百分點，甘肅、新疆等棄風“重災區”棄風率甚至接近50%;上半年全國風電平均利用小時數917小時，同比下降85小時;風電棄風電量323億千瓦時，同比增加148億千瓦時。

棄風加劇的同時，光伏發電也未能幸免。根據國家電網提供的數據，上半年，國家電網公司經營區累計棄光電量為33.05億千瓦時，同比增加91%;棄光比例為12.1%，同比上升2.05個百分點。

這樣的“雙棄”數據意味著什么?據國家發展改革委能源研究所可再生能源發展中心主任王仲穎透露：“今年上半年全國棄風棄光共371億千瓦時，這半年的棄風棄光量已經相當于去年全年的棄風棄光量，超過了2015年全年全社會新增用電量。”

嚴重的“棄風棄光”，極大影響了新能源行業的健康發展，打擊了社會資本進入新能源投資領域的信心。記者了解到，對我國風電產業來說，2000小時是個檻，如果利用小時低于這個數，開發企業的壓力就會增大。而由于棄風限電，僅2015年我國風電就損失了300多億千瓦時，相當于150億元。

一位風電企業負責人告訴《經濟日報》記者，“棄風加劇嚴重影響風電企業的贏利能力，2015年公司已經全年虧損，而且鑒于目前的經濟形勢，今后幾年也將面臨繼續虧損的巨大壓力，公司的生存和發展已經進入前所未有的困境”。

光伏企業同樣不容樂觀，東方日升總裁王洪坦言，“高居不下的棄光率造成了可再生能源資源的巨大浪費，并嚴重影響了光伏電站的收益和企業的投資積極性”。

“十三五”期間，我國風電、光伏發電裝機規模還將進一步擴大，可再生能源消納面臨更大壓力。“棄風棄光情況加劇，可能降低新能源企業投資建設的積極性，對企業盈利能力帶來一定的影響。”國網能源研究院新能源與統計研究所所長李瓊慧強調，但這種負面影響是短暫的，是我國步入經濟新常態、電力需求放緩的特殊背景下帶來的，并不是長久存在的。

電力需求不足是主因

“棄風棄光”伴隨著我國新能源行業的發展一直存在，不過今年“雙棄”的急劇惡化還是引發了擔憂。

記者調查發現，去年底風電搶裝是導致今年部分地區風電消納困難的直接原因。國家規定2015年前核準且于2016年前投運的風電項目可以享受原有電價政策，受風電標桿上網電價下調的影響，風電企業為了享受較高電價在去年年底突擊搶裝。

數據顯示，2015年12月，國家電網公司經營區新增風電1400萬千瓦，環比增長8.5倍，同比增長155%，約占2015年風電全年新增裝機容量的一半，并且主要集中在西北地區，占新增風電裝機容量的69%。這是今年上半年西北地區風電消納形勢更加嚴峻的主要原因。

中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖則認為，今年以來，由于全社會電力需求增速放緩以及火電爭相上馬，常規能源對可再生能源電力的擠出效應加劇，致使棄風棄光問題越發嚴重。

不過究其根源，用電需求放緩、靈活調節電源比例低、電源電網缺乏統一規劃以及缺乏激勵政策，才是部分地區棄風棄光問題長期無法解決的根本原因。

2015年，國家電網公司經營區用電量同比增長僅0.1%，增速比上年低2.9個百分點，其中東北、華北、西北地區分別為-2.0%、-1.7%、2.0%;2016年上半年用電量有所回暖，但增長仍然乏力。

“在電力需求增長放緩的情況下，包括新能源在內的各類電源裝機仍保持較快增長，新增的用電市場已無法支撐新能源等各類電源增長。”李瓊慧說。

截至2016年6月底，國家電網公司經營區電源總裝機容量同比增長12.19%，超過用電需求增速9.25個百分點。其中，風電同比增長30.5%，光伏發電同比增長105%，火電為8.64%，核電為23.87%。

此外，李瓊慧表示，新能源與調峰電源在規劃和項目安排上缺乏統籌協調，電源結構性矛盾突出，系統調峰困難;新能源發展與電網規劃脫節，跨區跨省通道建設滯后，這都是造成“棄風棄光”的重要原因。

乘電改春風解消納難題

為應對嚴重的“棄風棄光”問題，今年5月底，國家發改委、國家能源局聯合下發《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》，明確了部分存在棄風、棄光問題地區規劃內的風電、光伏發電最低保障收購年利用小時數，為深陷“棄風棄光”困境的風電、光伏產業持續健康發展打了一針“強心劑”。

“隨著該項新政的出臺，‘三北’地區可再生能源消納以及嚴重的棄風棄光難題有望得到緩解。”王洪表示，必須減緩上述地區的可再生能源項目建設，著重解決現有電站的消納問題。

對于近期緩解“棄風棄光”需要采取的主要措施，李瓊慧認為，要加快常規火電機組靈活性改造，充分發揮常規電源調節能力，全面提升系統運行靈活性。

目前，國家能源局已經啟動靈活性改造示范試點項目，在遼寧、吉林、黑龍江、內蒙古、河北、廣西等新能源消納問題較為突出的地區選取15個典型項目作為試點，預期將增加火電機組調峰能力15%至20%。

“需要在試點基礎上，進一步通過相關支持政策和激勵機制加大推進力度。同時，加強抽水蓄能和燃氣電站等調峰電源建設，提高電力系統的新能源消納能力。加快東北、西北等地區抽水蓄能電站的站址資源普查和電站建設，提高當地電網的新能源消納能力。”李瓊慧補充說。

新一輪電改的快速推進，也給化解“棄風棄光”帶來了機遇。李瓊慧表示，應以電改為契機，完善可再生能源跨省跨區消納和交易的價格機制，消除市場壁壘。建立可再生能源靈活電價機制和跨省跨區價格疏導機制，提高受端地區接納可再生能源的積極性;完善和推廣調峰輔助服務市場規則，加大考核補償力度，調動發電企業參與調峰能動性。

另外必不可少的是，加快跨區輸電通道建設力度，同步規劃新能源基地開發和配套電網工程，落實新能源跨省跨區消納方案，抓緊建設一批條件成熟、新能源基地送出需求十分迫切的跨區輸電通道。