中国风电装机全球第一，但行业却长期被“弃风限电”的问题所困扰，且在这两年呈现愈演愈烈之势。公开数据显示，“十二五”时期，中国风电呈现爆发式增长，累计净增容量近1亿千瓦。中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩曾透露，此段时间内，弃风造成的电量损失累计达1015亿千瓦时，相当于三峡、葛洲坝两座水电站2015年全年发电量。
新能源投资大跃进如今遭遇到了消化能力不足的困境。来自国家能源局近日的公开消息称，能源局7月27日晚发布上半年风电并网运行数据显示，上半年全国平均弃风率达21%，创下历史最高；西北多个地区近半风机处于停运状态。
弃风，即处于正常运转的风机暂停工作。近年来，弃风现象持续发酵，风能资源最丰富的西北地区尤甚。能源局数据显示，上半年全国风电平均弃风率21%，同比上升6个百分点。其中，西北地区是弃风重灾区，甘肃弃风达47%，新疆45%，内蒙古30%。
面对弃风率持续攀高，能源局7月22日发布《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》，将西北多省区列入“投资红灯区”，能源局不对其下达年度开发建设规模，地方暂缓核准新的风电项目，建议风电开发企业慎重决策建设风电项目，电网企业不再办理新的接网手续。市场人士认为，新规下红灯区的省区实际上被叫停了风电投资。
厦门大学能源研究中心主任林伯强对此表示，当前弃风率不断上升，主要是企业投资过快，第二是电力产能目前严重过剩，预计2016年弃风现象会更严重。
弃风顽疾凸显
据公开资料，2016年上半年，全国风电新增并网容量774万千瓦，到6月底，累计并网容量达到1.37亿千瓦，累计并网容量同比增长30%；与此同时，平均弃风率高达21%，同比上升6个百分点。中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩对此表示，2016年以来，由于全社会电力需求增速放缓以及火电争相上马，常规能源对可再生能源电力的挤出效应加剧，致使弃风弃光问题越发严重。
显然，在风能高速发展的同时，我国弃风限电情况却愈演愈烈，成为影响我国风电产业健康发展的重要瓶颈。中国国电集团公司副总经理谢长军曾公开表示，受风电调价政策影响，华北、东北和西北地区投产的风电规模会有较大幅度的提高，风电消纳的形势更加严峻。这不仅造成了大量清洁能源的浪费，同时也严重影响发电企业的经济效益，挫伤风电企业的积极性。对此，秦海岩认为，在我国电力市场尚未建立起来的情况下，给予风电合理收益的计划电量，保证风电发电调度优先权是可行的办法。
为引导风电产业健康发展，国家发展改革委、国家能源局先是在今年6月份联合下发通知，明确了部分存在弃风、弃光问题地区规划内的风电、光伏发电最低保障收购年利用小时数，并要求未制定保障性收购要求的地区应根据资源条件按标杆上网电价全额收购风电、光伏发电项目发电量。
紧接着7月份，国家能源局又提出建立风电投资监测预警机制，明确预警结果为红色的省区市，国家能源局在发布预警结果的当年不下达年度开发建设规模，地方暂缓核准新的风电项目，建议风电开发企业慎重决策建设风电项目，电网企业不再办理新的接网手续。
企业消纳阵痛加剧
与之形成鲜明对比的是，近日包括华能、云南龙源风电、水电十四局、华电、中广核、中国水电、三峡新能源、国电、国投电力等在内的15家发电企业联名反对云南物价局电价政策。这15家发电企业称，这实际上是变相降低风电和光伏上网电价。由于风电和光伏等新能源发电成本过高，云南的政策可能会导致风电和光伏的上网电价低于发电成本，迫使发电企业放弃风电和光伏发电上网。
宏观经济增速整体放缓，也拖累了全社会用电增速，各地不断出现弃风电、弃光伏发电和弃水电现象，福建甚至出现“弃核电”。此前新能源“过热”投资所隐藏的问题，正逐渐暴露。新能源电力装机过剩，消纳难题不断凸显。与此同时，传统能源也想夺回被新能源所占的市场份额。
风电作为新能源的重要组成部分，而来自全球风能理事会的数据显示，2015年，受到中国风电新增装机30.5GW(吉瓦)的影响，全球风电产业2015年新增装机63GW，实现了22%的年度市场增长率。而中国风电在2005年—2015年间，累计装机容量增长143.8GW。然而，大量新增风电装机带来的却是不断的弃风限电。据中国可再生能源学会风能专业委员会数据，2010年—2015年，弃风电量累计近1000亿千瓦时，相当于三峡、葛洲坝两大水电站在2015全年的发电量。
一位从事新能源的业内人士介绍说，目前甘肃和吉林的风电装机容量都在3000万千瓦以上，但是本省的消纳能力只有几百万千瓦。一些地方没有什么很优势的产业，急切想上马千亿级的风电项目，希望将风电打造成当地的支柱性产业。
上网遭遇地方博弈
而在上述15家企业共同联名的“红头文件”中，开篇就提到对云南物价局计划“在可再生能源补贴电价标准不变情况下，参照云南省水电企业平均撮合成交价作为云南省风电、光伏标杆上网结算电价”，表示坚决反对。其中“坚决反对”四个字还用加粗字体，予以强调。
国家发改委规定，云南省陆上风电上网电价为0.6元/千瓦时，光伏发电项目为0.88元/千瓦时。其中，新能源上网的电价先按照当地的脱硫燃煤上网电价结算，其中的差价由可再生能源电价附加资金补贴。据了解，目前云南的脱硫燃煤上网电价约为0.3358元，而水电直购电成交价约为0.25元。如按照云南物价局征求的电价政策，这也意味着云南变相降低了风电、光伏的上网电价。
新能源企业与地方物价部门争执的背后是，云南电力供需矛盾压力正在加大。2016年上半年中国全社会用电量同比增长2.7%，但云南用电量上半年下滑7.4%。电力需求下滑的同时，发电量在上涨。林伯强认为，对于云南而言，同样清洁、价格更低的水电都用不完，价格更高的风电和光伏发电后期无疑也将面临更大的消纳困局。
事实上，能源转型面临的地方博弈呈现出扩围之势。此前甘肃将火电、水电以及集中式光伏、风力发电企业纳入2016年电力直接交易。另外，新疆2015年底曾要求继续发电的新能源电站要参与自备电厂替代交易，给自备电相应补贴。这些地方的做法都引发了新能源企业的不满。
进入2016年以来，虽然监管层公布了《可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，希望能够解决新能源面临的消纳问题，但对于地方政府的强制力有限。随着中国进入电力过剩时期，火、水、风、光几种不同的电力都面临着争抢市场的困局，新能源消纳短期难解。
（参考资料：新京报、每日经济新闻、经济日报、中国经营报）
文章链接：中国环保在线 http://www.hbzhan.com/news/Detail/109234.html
