根據國家能源局數據，2015年上半年全國風電上網電量雖然同比增長20.7%，但棄風電量也同比上升6.8%，平均棄風電率已高達15.2%，造成經濟損失接近87億元，創3年來同期新高。而一季度棄風率18.6%為歷史最嚴重數字。

    另一個實現規模發電的新能源種類光伏發電也同樣不容樂觀：2015年上半年全國累計光伏發電量190億千瓦時，棄光電量約18億千瓦時。

    國家電網能源研究院新能源與統計研究所所長助理兼新能源發展研究室主任謝國輝對記者表示：“2015年出現較嚴重的棄風、棄光是多種因素相互疊加的綜合反映。2015年上半年用電需求持續下滑，而與2014年相比，2015年來風偏大。”

    通常提到西北、華北、東北的風電、光伏困局原因，是電力外輸通道問題，但上述“三北”地區的能源結構性矛盾首先使其難以有效消納風電、光伏電能。

    曾任國家發改委能源研究所所長、中國能源學會副會長的周鳳起告訴本刊記者，棄風、棄電的本質仍是體制、機制的問題。

    搶裝潮

    根據中電《2015年上半年全國電力供需形勢分析預測報告》，2015年上半年全社會用電量同比僅增長1.3%，其中火電發電量連續12個月同比下降、設備利用小時同比降幅持續擴大。這份報告還預測下半年全國火電設備利用小時將跌破4500小時，創歷史新低。

    廈門大學能源經濟研究中心主任林伯強對記者說，火電設備利用小時最高曾達到6000多小時，一般情況下是5000多小時。

    “讓大量已建成的火電廠停止發電是不現實的。”他說。

    周鳳起則認為：“現有火電利用率還沒有發揮出來，而且調度體制是按照每個電廠來分配運營小時數，也就是說如果要保證風電、太陽能發電優先上網，首先要保證消納，火電就要變成調度電源，那么經濟補償誰來做？其實還是體制內的博弈。”

    謝國輝解釋說，從上半年全國棄風分布看，幾乎全部集中在“三北”地區，其中東北和西部消納狀況下滑，華北有所改善。用電需求持續下滑、來風偏大、電源結構矛盾突出是東北和西北棄風的主要原因。

    例如，東北地區棄風主要原因是當地電源裝機嚴重富余，總裝機容量約是最大用電負荷的2.7倍，且70%以上是燃煤火電機組；用電需求負增長，上半年東北全社會用電量同比下降2%；來風情況較好而因技術改造、東北外送華北風電減少。

    “西北地區主要原因是風電并網容量快速增長，上半年風電新增308萬千瓦、全部電源裝機增速超過用電需求增速14個百分點。”謝國輝說。

    遠景能源是中國排名前三的風機供應商。該公司公關總監孫捷對記者表示，棄風是近幾年的頑疾，雖然國家特高壓電網一直在建設，但是雷聲大雨點小，即使完成后估計資源也會很快就被占光，“因為電網的建設永遠滯后于電源”。

    從直接因素看，2014年12月31日，國家發改委曾下發《關于適當調整陸上風電標桿上網電價的通知》上調風電上網電價，此后各大風電企業均加快了風電場的投資建設步伐。

    在此影響下， 2015年上半年，全國非化石能源發電量同比增長16.0%，非化石能源發電量約占全國發電量的22.9%，比2014年同期提高3.0個百分點。

    新電價政策適用于2015年1月1日以后核準，以及2015年1月1日前核準但于2016年1月1日以后投運的風電項目，2015年投運的風電項目仍將能夠享受以前的電價政策。

    林伯強說，短期內并沒有十分有效的措施解決“搶裝潮”。

    結構性矛盾

    根據中電聯統計，2015年上半年全國并網風電裝機容量10491萬千瓦，風電設備平均利用小時1002小時，雖然比2014年同期增加16小時。

    林伯強認為，風電設備平均利用小時達到2500小時才可以盈利，“企業應該相當小心”。

    謝國輝說，解決棄光、棄電問題最大挑戰是風電、光伏發電與其他電源、電網之間的同步規劃、同步建設投產的機制嚴重脫節，新能源發展與整個電力系統發展不協調。

    風電、光伏發電等新能源自身出力的特殊性，客觀上需要與其規模相當的抽水蓄能、燃氣等靈活調節電源配合運行，才可以做到既能滿足用電高峰的電力需求，又確保在用電低谷時段能為風電騰出足夠的發電空間。

    “中國的現實情況是，風電聚集地區靈活調節電源不足，不能很好適應風電波動大、變化大、隨機性強的特點。”謝國輝說。

    中國“三北”地區能有效適應風電變化、可靈活調節的抽水蓄能及燃氣等電源比重僅3%。

    而且該地區占總裝機比重達76%的煤電機組，一半以上是供熱機組，在冬季供暖期間調節能力僅5%~10%，導致電網調節手段十分有限，不能在風電量較大的用電低谷時段為風電騰出大規模消納空間。這樣為確保電網運行安全，需要限制部分風電上網。

    謝國輝對記者表示，由于存量燃煤機組大、新建靈活電源建設周期較長等原因，短期內“三北”地區電源結構難以改善。

    風電裝機較高的甘肅、新疆，也是棄光大省。2015年上半年甘肅棄光電量11.4億千瓦時，棄光率28%；新疆(含兵團)棄光電量5.41億千瓦時，棄光率19%。

    一個突出問題是，500千伏電網工程建設周期1~2年，220千伏電網工程建設周期超過1年。但光伏電站建設周期非常短，有的項目甚至只需要3~6個月即可建成投運。

    “超前規劃建設電網項目非常重要，實際情況卻是光伏電站與電網項目審批權分屬不同政府部門或不同司局，造成二者之間存在嚴重脫節問題，往往是光伏電站項目大量上馬而沒有讓電網企業出具并網協議，電網企業難以及時跟蹤光伏電站項目進度開展前期工作，更何況是二者周期存在較大差異。”謝國輝說。

    他解釋說，目前國家能源局要求光伏電站采用年底核準計劃管理方式，列入年底計劃項目方可核準建設，在一定程度上解決了二者施工建設的不同步問題。但隨著審批權限下放，部分地區仍然存在光伏電站建設無序、配套電網工程建設滯后的情況。

    能源開發商的選擇

    首先是本地區發電結構無法實現有效消納，而電力外輸又遠離負荷中心。

    全國80%以上風能資源和77%的風電裝機集中在“三北”地區，全國80%太陽能資源和84%的光伏發電裝機集中在西北和北部地區。

    作為一個老問題，“中國跨區輸電能力不足，嚴重制約了新能源資源高效利用和優化配置。”謝國輝說。

    截至2014年底，“三北”地區風電裝機7936萬千瓦，由于本地風電消納能力不足，需要跨區外送約一半左右。而目前“三北”地區與中東部之間的全部跨區輸送能力僅為1110萬千瓦，扣除需要輸送的火電和水電容量后，風電可用輸送容量不足600萬千瓦。

    “現在很多大的風電開發商會更謹慎地審視自己的投資，以往只選擇低價風機設備供應商，現在希望在更能實現全生命周期、價值更大的地方使用更穩定的設備。”孫捷說。

    據謝國輝介紹，目前國家電網公司為解決棄風、棄光情況，正加大電網投資，以及抽水蓄能電站建設等，增加系統調峰能力，提高新能源消納水平。

    不過，在周鳳起看來，阻力仍然存在。“新電改方案9號文的執行層面的文件還沒有下來，電力體制改革解決不了，不可能保證可再生能源優先上網原則，另一方面又出現風電產業迅猛的發展。但電力體制、機制的改革現在看起來還很不樂觀。<