弃风、弃光现象严重制约我国新能源产业发展。必须调整完善各类电源和电网电价补贴机制、加快跨省跨区电网工程和抽水蓄能电站建设、不断完善新能源运营技术体系和降低装备制造成本，以及“走出去”加快国际能源合作，才能有效破解我国风电、光伏发电消纳难题。
8月9日，由中国贸促会和甘肃省政府共同主办的第七届中国（甘肃）国际新能源博览会在甘肃酒泉市开幕，来自25个国家的政府官员、专家学者和海内外350多家新能源企业代表，共同探讨新能源在“一带一路”建设中的发展机遇，并为我国新能源产业的健康发展把脉。
数据显示，截至2015年底，我国并网风电装机容量13075万千瓦，“十二五”期间年均增长34.6%，已连续4年居世界第一；全国并网太阳能发电装机容量4218万千瓦，是2010年的165倍，已超越德国跃居世界第一。但不容忽视的是，随着新能源大规模开发，消纳瓶颈等问题也日益突出。中国电力企业联合会副秘书长安洪光认为，我国新能源在开发建设上还存在资源开发与市场消纳、各类电源以及电源与电网协调发展问题，因此出现了严重的弃风、弃光现象；在政策保障上还存在价格补贴机制、新能源开发布局不尽合理，补贴资金征集不足等问题。
创新机制优化配置
“截至今年上半年，可再生能源补贴缺口累计达到550亿元，原有的补贴模式难以为继，对此各方面反映强烈。”国家能源局副局长李仰哲说，关于产业发展的未来计划和政策选择遇到了现实挑战。“在健全制度保障和完善政策方面，我们作出了不少的努力。”李仰哲说。
据介绍，今年以来，国家发改委和国家能源局已经连续出台了多项与新能源有关的文件。“当然，这些文件措施的见效还需要一个过程，但是，弃风弃光的问题目前仍有加大的趋势，补贴资金的缺口仍在扩大。”李仰哲表示，新能源产业的发展到了一个关键时期，需要政府决策管理部门、企业家、科技工作者共同携手应对发展中的难题和成长的烦恼。
李仰哲认为，要创新机制，严格通过市场竞争机制来优化资源配置。“前不久我们启动了通过市场进行竞争性配置光伏资源开发，现在要继续完善相关政策，并拓宽应用领域。”李仰哲说，在运行中，保障已建项目最低发电小时数的前提下，推动其他电量通过市场竞价来实现全额消纳，并逐步调整现有的补贴模式，“也就是说，要把目前的差价补贴逐步转变为定额补贴”。
安洪光建议，要调整完善电价补贴和资金筹集机制，在制定落实电价补贴时，应坚持“用较少补贴资金实现最合理的清洁能源发电规模”的基本原则。面对补贴缺口，要调整完善各类电源和电网电价补贴机制，拓宽资金来源渠道，并推广绿电交易机制，采取多种手段，多方面、多渠道筹集可再生能源发展基金。同时，李仰哲表示，“新能源取代传统能源，最终是要靠经济性和竞争力，而不能成为‘温室里的花朵’，始终需要靠政策支持很难持续”。
电网联通促进消纳
破解新能源消纳难题，最直接的手段是加快电网建设，保障新能源并网和输送。据了解，“十二五”期间，国家电网累计投入850亿元，新增新能源并网及送出线路3.7万公里，支撑了年均2300万千瓦新能源接入，累计新增新能源并网项目4675个。
国家电网总经理助理杜至刚介绍，国家电网在“十二五”期间不断加快跨省跨区电网工程和抽水蓄能电站建设，同时完善调度支持系统，优化运行方式。据统计，2015年，国家电网跨省跨区外送风电、光伏电量294亿千瓦时，同比增长54%。其中，西北地区跨省消纳新能源163.5亿千瓦时，同比增长72%。
“资源禀赋决定新能源装机将长期集中在‘三北’地区。但当地经济规模小，人口总量少，用电需求有限，消纳问题突出。”杜至刚分析说，需要构建西、东部同步电网，通过加强电网互联互通，扩大市场规模，实现新能源在更大范围内消纳。
在具体部署中，国家电网将通过构建西部电网，实现跨流域、跨区域的水火互济、风光互补，保障清洁能源大规模开发和外送；通过构建东部电网，将华北—华中电网、华东电网和东北电网通过特高压交流相连，扩大“西电东送、北电南供”规模，提升接纳大规模清洁能源的能力，满足西部和北部新能源在东部负荷中心的消纳需要，实现高效利用。
预计到2020年，西电东送电力规模可从目前的1.1亿千瓦提高到3.1亿千瓦，“三北”地区通过特高压电网向东中部负荷中心输送新能源约1.48亿千瓦。
电网联通促进消纳
破解新能源消纳难题，最直接的手段是加快电网建设，保障新能源并网和输送。据了解，“十二五”期间，国家电网累计投入850亿元，新增新能源并网及送出线路3.7万公里，支撑了年均2300万千瓦新能源接入，累计新增新能源并网项目4675个。
国家电网总经理助理杜至刚介绍，国家电网在“十二五”期间不断加快跨省跨区电网工程和抽水蓄能电站建设，同时完善调度支持系统，优化运行方式。据统计，2015年，国家电网跨省跨区外送风电、光伏电量294亿千瓦时，同比增长54%。其中，西北地区跨省消纳新能源163.5亿千瓦时，同比增长72%。
“资源禀赋决定新能源装机将长期集中在‘三北’地区。但当地经济规模小，人口总量少，用电需求有限，消纳问题突出。”杜至刚分析说，需要构建西、东部同步电网，通过加强电网互联互通，扩大市场规模，实现新能源在更大范围内消纳。
在具体部署中，国家电网将通过构建西部电网，实现跨流域、跨区域的水火互济、风光互补，保障清洁能源大规模开发和外送；通过构建东部电网，将华北—华中电网、华东电网和东北电网通过特高压交流相连，扩大“西电东送、北电南供”规模，提升接纳大规模清洁能源的能力，满足西部和北部新能源在东部负荷中心的消纳需要，实现高效利用。
预计到2020年，西电东送电力规模可从目前的1.1亿千瓦提高到3.1亿千瓦，“三北”地区通过特高压电网向东中部负荷中心输送新能源约1.48亿千瓦。
加强攻关创新发展
不断完善新能源运营技术体系和降低装备制造成本是促进新能源健康发展的关键因素之一。杜至刚说，“十二五”期间，国家电网开展新能源研究课题205项，其中国家级新能源领域重大课题51项，并建成国家风光储输、浙江舟山柔性直流等20余项新能源科技示范工程。同时，国家电网与美国国家可再生能源实验室等知名研究机构签署合作协议，深化新能源关键技术研究。
通过科技攻关和标准规范，有效解决了风机低电压穿越、新能源集群控制等一批影响新能源发展的重大技术问题。过去5年，国家电网公司调度范围内风电、太阳能发电持续快速增长，装机容量年均分别增长33%、178%，发电量年均增长28%、220%。
此外，随着技术条件不断成熟，新能源发电成本也在逐年下降。根据国际可再生能源署6月15日发布的报告预测，到2025年，太阳能光伏的用电成本将比2015年下降接近60%，槽式聚光光热发电成本将下降37%，塔式光热发电成本将下降44%，陆上风电成本将下降26%，海上风电成本将下降35%。“在科技工作者和企业家的共同努力下，新能源实现平价上网的速度和进程，肯定会大大加快和缩短。”李仰哲说。
“随着多晶硅和其他原料成本的下降，以及电池组件转换效率的提升，今年上半年组件制造成本同比降幅超过18%。”中国光伏行业协会理事长高纪凡说，过去5年间，我国光伏系统装机价格降幅超过60%，“今年上半年，受组件、逆变器价格进一步降低影响，西部地区装机成本已下降至6.5元/瓦至7元/瓦。预计到2017年会再下降15%，这将会使某些地区的千瓦时电成本下降至低于0.07美元”。
国际合作抢抓机遇
“一带一路”沿线发展中国家能源基础设施落后，这成为中国新能源产业的机遇。“我国光伏企业已在泰国、越南、印度、马来西亚等国建立产业基地，并且在泰国、巴基斯坦、印度尼西亚、中亚等国家和地区建设了光伏电站。”高纪凡说，在“一带一路”建设的引导及国际贸易保护形势的倒逼下，中国光伏企业“走出去”步伐不断加快，“截至今年6月，海外已投产的电池产能约5GW，在建和计划建设的大概4GW左右；已投产的组件约5.3GW，在建和计划建的约5GW，其中绝大部分在海上丝绸之路沿线地区”。
在加快国际能源合作方面，国家电网公司已作出探索。“我们将积极实施与俄罗斯、蒙古、巴基斯坦等周边国家的电力能源合作，加快推进有关特高压工程互联网工程的规划、前期和建设工作。”杜至刚说，依托统一同步电网加快实现与周边国家电网互联互通，既能保障我国能源供应安全，又能为西部北部新能源提供更大市场，对推进“一带一路”建设、加快构建全球能源互联网具有重要意义。
“我们将建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系，力争到2020年将甘肃打造成全国重要的新能源基地和光热发电示范基地。”甘肃省委副书记、省长林铎表示，将深化与丝绸之路经济带沿线国家和地区在新能源领域的产能合作，共同促进新能源产品、技术、成果的开发和应用，带动丝绸之路沿线国家和地区新能源产业的快速发展，为世界能源变革作出新贡献。
