一年了！这事儿电网使了全力，为啥严重了？

尽管电网在不遗余力消纳新能源，

但自去年以来备受关注的弃风弃光问题在今年上半年愈发严重。

这背后到底隐藏着什么原因？

弃风弃光问题为何在近一年中集中爆发？

电网消纳用上“洪荒之力”国家电网全力消纳新能源。截至今年6月底，国家电网调度范围新能源累计并网装机容量达到19415万千瓦，风电累计发电量同比增长20%，光伏累计发电量同比增长51%。而与此同时，今年上半年，我国风电平均弃风率同比上升6个百分点，甘肃、新疆等弃风“重灾区”这一指标甚至接近50%。光伏发电也未能幸免。2016年上半年全国弃风弃光量已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。

国家发改委尝试通过促进本地就近消纳的方式来解决难题。4月11日，国家发改委发布了《关于同意甘肃省、内蒙古自治区、吉林省开展可再生能源就近消纳试点方案的复函》(以下简称《复函》)。《复函》指出，试点地区要通过扩大用电需求、完善输配电价政策、促进市场化交易等方式，提高本地可再生能源消纳能力；还要求，试点地区要妥善处理好就近消纳试点与电力外送的关系，实现有机结合、相互促进。

而在此之前，国家能源局已叫停了甘肃、吉林、黑龙江、内蒙古、宁夏、新疆等省(区)新增新能源项目建设规模，待弃风限电有效缓解后另行研究。

今年5月底，国家发改委、国家能源局联合下发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，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，似乎为深陷弃风弃光困境的风电、光伏产业持续健康发展打了一针“强心剂”。

与此同时，国家电网公司不遗余力消纳新能源。截至2016年6月底，国家电网调度范围新能源累计并网装机容量达到19415万千瓦。国家电网调度范围新能源累计发电量1633.41亿度，其中，风电累计发电量 1078.49亿度，同比增长20%；光伏累计发电量271.45亿度，同比增长51%。

三大原因导致消纳难

1. 主要原因是电网规划与项目建设不匹配；

2. 国内近年电力需求增速放缓，同时出现火电过剩；

3. 为享受原有的较高电价政策，风光电场赶在去年年底突击抢装，“雪上加霜”。

风电、光伏电消纳困难的主要原因是电网规划与项目建设不匹配。“在规划里，风电厂在建设之初没有同时考虑送出和市场消纳。也就是说，电源项目与电网规划脱节了。”国家电网能源研究源新能源与统计研究所所长李琼慧告诉记者：“比如一个电网建设申请在2009年提出，核准整个程序下来可能要到2015年才能拿到批复，这是导致目前弃风限电严重，大量清洁能源送不出去的主要原因。”

中国可再生能源丰富的地区多为甘肃、新疆、内蒙古等偏远地区，而输电线路的建设却远远落后于电厂建设速度，这些地区的弃风弃光问题更为严重。李琼慧说，风光与常规电源有不同的特性，在规划甘肃千万千瓦级风电基地的同时就应该对消纳市场和输送通道有所的分析和考量。

那么，弃风弃光的问题为什么会在近一年爆发出来？这与国内近年电力需求增速放缓和火电过剩分不开。

中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩认为，今年以来，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。

对此，李琼慧表示：“在电力需求增长放缓的情况下，包括新能源在内的各类电源装机仍保持较快增长，新增的用电市场已无法支撑新能源等各类电源增长。”

在这样的大背景下，去年年底风光电厂的抢装让消纳难更加雪上加霜。由于国家规定2015年前核准且于2016年前投运的风电项目可以享受原有电价政策，受风电标杆上网电价下调的影响，风电企业为了享受较高电价，在去年年底突击抢装。

2015年12月，国家电网公司经营区新增风电1400万千瓦，环比增长9.6倍，同比增长155%，约占2015年风电全年新增装机容量的一半，并且主要集中在西北地区，占新增风电装机容量的69%。突击抢装导致今年上半年西北地区风电消纳形势更加严峻。

需各方共同努力

弃风弃光问题涉及调度、地方政府、发电企业等多个方面，且各地情况不一，消纳症结不同。各方要形成共识，坚持共赢，共同努力，多措并举，推动新能源又快又好发展。

为消纳新能源，国家电网使出全身力气，加快电网建设，优化调度，扩大新能源消纳空间，完善新能源标准体系，加大科技研发投入。

新能源的消纳不能仅依靠本地，还需要在更大范围内优化配置，加强网间互联，否则将形成“死循环”。

而目前多数负荷需求高的省份电力消纳都以省内为主，省内不够时，才向外要电。地方政府首先保证的是本省火电消纳，并没有积极性消纳外省清洁电。

业内人士表示，与国外相比，我国促进新能源消纳的市场化机制已经严重滞后，仅局部地区开展了风火发电权交易、辅助服务交易等试点。由于缺乏常规电源提供辅助服务补偿机制，火电企业普遍没有为新能源调峰的积极性。“需要建立统一、开放的市场平台来调配解决。”上述业内人士说。

“国外电力市场不成熟时，地方也是有保护的。短期内，还是需要调动地方政府的积极性，给与其政策上的利好，更多消纳外省清洁电。比如明确各省消纳的绿电指标和配额，规定用电量内清洁能源的百分比，并给与补贴。这需要电力交易市场有能够落地实施的细则。”李琼慧表示。

除了需要提高地方政府的积极性，新能源发电企业的竞争积极性也需要调动。根据现有国家能源主管部门下发的电价批复文件，新能源上网电价已按照资源区域划分，各区域新能源上网电价已明确，终身享用，导致各新能源发电企业参与市场竞争积极性不足，市场决定资源配置功能不能完全体现，不利于推进发用电计划改革，不能更好的发挥市场机制的作用，不利于推动有序放开发电用电计划的有效实施。

同时，电价补贴也制约着新能源发电企业参与市场的积极性。“只要发电了，新能源发电企业就能拿到补贴。如今，风电技术在进步，成本在不断下降，风电电价越来越趋于平价。而为了拿到补贴，在风电过剩的情况下，发电企业还在不断发电，这就必然造成弃风弃光。”

“应以合理的收益水平，保证新能源产业健康发展，补贴机制需逐步退出市场。”业内人士表示，到2020年，风力发电的装机容量达到2亿千瓦以上，将逐步取消可再生能源补贴。到那时，可再生能源发电，将走向市场化运行。

此外，技术上也要有所突破。中国工程院院士黄其励在近日举办的“低碳奥运院士行”活动上建议，应将国家风光储输示范工程的经验总结并推广到全国，真正解决弃风弃光严重地区的消纳难题。

要解决弃风弃光难题，仅靠一方努力显然是不够的。在采访中，多位专家表示，弃风弃光问题涉及多个方面，有调度、地方政府、发电企业等。且各地情况不一，消纳症结不同，没有一个‘包治百病’的办法。消纳清洁电应取得认识上的统一，各方要有共赢的思想，共同努力，多措并举，推动新能源又快又好发展。