进入今年下半年，国内煤价一路上涨，电厂用煤趋紧。但是，国内的清洁能源风电和光伏发电的利用率却未能提高，尤其在风能、光能最丰富的西北地区，各个省份普遍存在弃风弃光现象。为何会出现这种奇怪现象？各省该如何化解弃风弃光难题？近日记者对此做了梳理和采访。
弃风弃光严重
新疆、甘肃、宁夏、青海由于幅员辽阔、气候晴朗等多种天气优势，是我国较为适合开发光能、风能的地区。事实上，上述省份的新能源电厂很多，发展速度很快，设施装备也很新。但奇怪的是，很多设备崭新的新能源电厂都处在停滞状态，生产出来的电送不出去，只能停工。很多新能源电厂只有几个技术人员在维护，可谓门可罗雀。
2016年上半年，新疆弃风率达43.9%，弃光率达31.8%，分别同比上升16个百分点和15.7个百分点。半年的弃风弃光量已经相当于去年全年的弃风弃光量，甚至超过了2015年全国新增用电量。
8月23日，国家能源局发布了《2015年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》（下称《报告》）。《报告》中的数据表明，2015年我国弃风形势严峻，全国弃风电量339亿度，同比增加213亿度，其中，甘肃弃风电量82亿度、弃风率39%，新疆弃风电量70亿度、弃风率32%，吉林弃风电量27亿度、弃风率32%，内蒙古弃风电量91亿度、弃风率18%。光伏发电也未能幸免。甘肃弃光电量26亿度、弃光率31%，新疆弃光电量18亿度、弃光率26%。
今年的情况也不容乐观。国家能源局统计数据显示，今年前三季度，全国累计光伏发电电量306亿千瓦时，弃光量约30亿千瓦时，弃光率为10%，其中新疆（含兵团）弃光电量10.4亿千瓦时，弃光率20%。仅9月份，新疆弃光率就超过了前9个月的平均水平，达到47%。
新疆哈密地区被国家确定为7大千万千瓦级风电基地之一，也是全国日照时数最充裕的地区之一，具有发展风电、光电的独特优势。然而记者从哈密地区经信委获悉，今年上半年，哈密地区弃风率、弃电率分别达到28.8%和22%，数据创下近年来新高。
电能普遍过剩
截至去年年底，甘肃省内装机4642万千瓦，而省内用电负荷只有1300万千瓦左右。甘肃装机容量与用电负荷之比大约为4：1，电力市场严重过剩。业内人士公司记者，甘肃新能源装机已经超过该省的用电负荷，就地消纳肯定用不完，弃风弃光是必然的，只是弃多弃少的问题。
青海省格尔木市能源局负责人表示，一方面是西部地区经济发展相对滞后、电力需求不足、电力市场狭小，另一方面却是新能源比较富足，尤其是近年来的爆发式增长，这就必然导致新能源消纳上的矛盾。
既然煤价上涨、公路和铁路运输价格齐齐上涨，那么，为什么不把西部地区过剩的新能源电力，输送到东部地区去？这样既可以为西部地区增加经济收入，又可以减轻发电厂在煤价上涨时的负担。
“西部是新能源大省，但东部工业发达地区也有很多煤电企业。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强称，目前国内火电也很困难，以新疆为例，本身新疆的煤很多，火电厂自然也想多产电，如果火电厂开工多，新能源电厂自然就得停工。因为市场饱和，没有足够的工业企业可以消纳。各个省份都想让自己区域内的电厂开工，创造利润和增加就业率，这都是无可厚非的。
另外，青海、宁夏等地的新能源电厂，输电电网相对薄弱。适合做风力发电、光伏发电的地方，一般都是在地广人稀、自然条件恶劣的地方，也加剧了建设输电电网的难度。如青海省海西地区，从新疆送出的750千伏特高压线路对所经区域无法提供帮助，导致一些电站被弃光的比例高，众多电站无法上网。
一位电厂工作人员告诉记者，目前国内很多大型工厂都有自备电厂，加上冬季供暖企业产生的电力，导致了西部省份冬季电力供应过剩的局面。他说，“现在企业自己发电用起来更划算，所以没有必要去高价买电。”
目前，我国光伏产业已经走在了世界前列，然而电网建设远远慢于风电厂、光伏电厂建设。记者获悉，为了让新能源电力顺利并网，部分发电企业已开始联合集资建设升压站和汇集站。
调整煤电建设规划
国家能源局10月10日发布了一份《关于进一步调控煤电规划建设的通知》，进一步加大对自用煤电项目（不含民生热电）规划建设的调控力度。
目前纳入规划项目尚未核准的，暂缓核准；已核准项目，尚未取齐开工必要支持性文件或取齐开工必要支持性文件尚未开工的，暂缓开工建设；2016年开工建设的，停止建设；2015年底以前开工建设的，也要适当调整建设工期，把握好投产节奏。
这份文件明确指出了一些具体需要缩减的项目。文件称，为避免因接受外来煤电造成受端省份电力冗余，按需推进煤电基地配套煤电项目的规划建设，并相应调整配套风电、光伏发电投产时序。
除了控制、压缩煤电项目，相关省份也加大了“西电东送”的力度。
“目前首先应该把新能源电厂的建设速度降下来，其次通过市场调节，把风电、光电的价格降下来。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强称，解决弃风弃光局面的一个关键是降价，价格降低后愿意选择光电、风电的企业就多了。
