尽管我国近年来不断出台支持新能源消纳的政策，国家能源局近日发布的数据却显示，“弃光”问题不但未能有效解决，反而随着装机容量的上升，呈现愈演愈烈态势，成为阻碍我国新能源产业健康发展的一个“顽疾”。
投资热背后的冷思考 格局悄变酿“弃光”囧途
业界热议多时的甘肃“弃风限电”政策，最终落地出台。8月15日，甘肃工信委发布《关于下达2016年优先发电计划的通知》。通知明确：2016年风电最低保障收购年平均利用小时为500小时，光电最低保障收购年平均利用小时为400小时。
政策一出，舆论再次哗然。2016年5月27日，国家发改委出台了《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，对各省的风电、光伏项目保障小时数做了明确，其中规定光伏发电甘肃一类地区1500小时，二类地区1400小时。两相对比，相距甚远。
而事实上，在这背后，是西北日渐凸显的“弃光”困境。
弃风弃光 设备闲置
走进广袤的河西走廊，一望无际的风机、光伏板在大漠戈壁的映衬下熠熠生辉，铁塔银线沿着祁连山脉向远方延伸。根据《中国风能资源评估报告（2009年）》，甘肃省有效风能资源理论储量为2.37亿千瓦，可装机容量约8200万千瓦；太阳能总辐射量为4800—6400兆焦/平方米，据保守估计，仅河西地区技术可开发量就高达1亿千瓦以上，堪称“无限风光”。
然而，很多风机并没有开动；知情人士指出，大量光伏设备也处于闲置状态——浩大的新能源工程未能给甘肃带来丰厚的经济回报，却深陷弃风、弃光、限电的“囧途”。国网甘肃公司调度中心主任陈振寰介绍，“2015年，全省风电利用小时数仅为1184小时、弃风率达39%，光电利用小时数仅为1061小时、弃光率达31%，弃风、弃光电量高达108亿千瓦时，占新能源可发电量36.97%。”而甘肃更是全国弃风、弃光问题最严重的省份，弃风、弃光严重制约着新能源产业的健康运行和进一步发展。
据了解，弃风弃光最重要的原因是新能源爆发式增长与市场消纳能力不足之间的矛盾。“电网能接纳多少风电和光电，直接受限于有多大的调峰能力。”陈振寰介绍，新能源出力不稳定、电网波动大，调峰技术不足等限制着新能源电力的输出。甘肃省电力公司风电中心主任汪宁渤介绍，风能光能丰富的地区消纳能力不强，而能源需求旺盛的华东、华中、华南等地却受跨区特高压输送通道建设滞后影响，电网无法按规划实现电能跨区输送，造成可再生能源白白浪费。
另一方面，据相关专家分析，近年来经济下行压力加大，能源消耗减少，也使得使风电、光电这对“新生儿”雪上加霜。统计数据显示：2015年，甘肃售电量持续负增长；与此同时，近年来甘肃省新能源装机却猛增，电力电量出现了大量富余。
光伏发电东南飞
不仅在甘肃，西北地区弃光已呈现严重化的倾向。
国家能源局日前公布2016年一季度光伏发电运行情况。数据显示，全国弃光限电约19亿千瓦时，主要集中在西北地区，西北地区的甘肃、新疆和宁夏都进入弃光严重的行列。新疆和甘肃是最早出现弃光的地区，2015年上半年，国家能源局首次公布光伏发电运行情况时就显示，甘肃省弃光电量11.4亿千瓦时，弃光率28%，新疆弃光电量5.41亿千瓦时，弃光率19%，弃光开始露出端倪。
此后弃光现象开始严重，西北地区同时又是风电装机规模大、增长迅速的地区，造成新增的光伏发电步风电老路，弃光现象开始逐渐严重。早在2015年，就有业内人士预测说，宁夏将会很快进入弃光严重地区。不过截至2015年底，弃光严重地区依然还是新疆和甘肃，而且到去年年底，新疆和甘肃弃光形势比2015年上半年有所加重，甘肃弃光率31%，新疆弃光率26%。
虽然国家2016年以来出台了促进新能源就近消纳的措施，但从一季度数据看，效果并不理想。西北地区弃光率提高，与当地正在推动的电力交易新规定有关，甘肃、新疆、宁夏在没有对新能源制定保障性发电时间的情况下，推动新能源进入直购电交易，影响了新能源企业的积极性。
根据能源局公布的数据，光伏行业也有利好的消息。光伏累计装机规模和发电量都实现了大的增长。到2016年3月底，累计光伏发电装机容量达到5031万千瓦，同比增加52%。一季度光伏发电量118亿千瓦时，同比增加48%。西部的弃光，正推动中、东部和南方地区光伏装机快速增长。并且，延续2015年的趋势，光伏发电的格局发生变化，中东部地区光伏发电开始进入增长快车道。华北、华东、华中和南方地区新增光伏发电装机均超过100万千瓦，分别为150万千瓦、131万千瓦、130万千瓦和104万千瓦。
政府和企业须合力破题
针对可再生能源消纳顽疾，国家能源局于2016年2月发布了《关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知》，提出要推动可再生能源就近消纳，鼓励可再生能源发电企业作为市场主体积极参与市场直接交易并逐步扩大交易范围和规模，鼓励超出可再生能源保障性利用小时数的发电量参与市场交易。
而新政的出台意味着西部地区严重的弃光现象有望得到缓解。东方日升总裁王洪提出，当前必须减缓在“弃光”严重地区的项目投资建设步伐，同时新能源企业应积极开拓新的市场，消耗企业不断扩大的产能。
而在业界资深人士杨立友看来，鼓励光伏发电在当地就近消纳的同时，可适当控制弃光严重地区的地面电站建设配额，并积极鼓励分布式光伏项目的应用。但与集中式地面电站相比，分布式的潜在市场主要在东南沿海等经济发达、用电量大的地区，这些地区普遍光照条件比较差，分布式系统所产生的电能收益尚无法吸引用户安装。
因此，众多业内人士指出，可通过多方面举措促进分布式的发展。首先，我国应尽快落实电力体制改革意见，允许拥有分布式光伏的用户或投资企业参与电力交易，支持分布式光伏向同一变电台区的符合政策和条件的电力用户直接售电，扩大自发自用、就地消纳比例。其次，鼓励第三方投资的分布式光伏项目由电网公司向用户代收电费，降低合同能源管理风险。再者，可通过建立具备借款资格和贷款能力的融资平台推动分布式光伏证券化，并探索项目售电收费权和项目资产为质押的贷款机制；
最后，建立完善的透明信用体系，尽快实现对光伏组件商情况、组件产品质量、开发商资质、项目发电量、地方政策动等信息公开化、透明化，并以此为基准建立完善项目风险评估机制，为分布式项目的融资创造有利的条件。
