一方面是不斷增加的棄風棄光，一方面是不斷增加的裝機總量，我國新能源越來越陷入“邊建邊棄”的怪圈。面對愈演愈烈的棄風棄光，國家不斷采取措施進行化解。甘肅、寧夏、新韁、內蒙古、吉林等省區通過新能源與自備電廠電量置換、大用戶直購點、發展高載能產業、實施清潔供暖等措施擴大就地消納規模。但是有史以來最嚴重的棄風棄電顯示，這些措施效果有限。
　　
　　遍地開花暗藏消納困境 清潔能源疾呼破局良方
　　
　　剛剛過去的一年，“中國已成為可再生能源市場的世界領頭羊。”日前，美國能源經濟和金融分析研究所發布報告稱，2016年中國海外新能源投資同比增長了60%，增至320億美元。目前，中國擁有世界上最大的6家太陽能電池板生產企業中的5家。在太陽能、風能、水電和相關行業方面的投資已經超過1000億美元，是美國在該領域國內投資的兩倍以上。
　　
　　該所所長蒂姆˙巴克利說：“清潔能源市場正在繁榮發展。在奪取這一市場更大份額的比賽中，美國已經遠遠落后于中國。”據國際可再生能源機構估計，全球新能源領域的810萬個就業崗位，有350萬個是在中國創造的，美國創造的只有80萬個。近日，據國家能源局相關負責人透露，“十三五”期間中國可再生能源總投資規模將達到2.5萬億元人民幣。
　　
　　與此形成對照的是，近年來，中國清潔能源發展中棄風棄光棄水現象不斷蔓延，且呈加劇態勢。數據顯示，2016年1—10月全國棄風棄光棄水電量達到980億千瓦時，超過三峽電站全年發電量。其中，2016年前三季度，新疆、甘肅棄風分別高達41%和46%；2016年上半年，西部五省區棄光率為19.7%，其中新疆棄光率為32.4%，甘肅棄光率為32.1%。
　　
　　與此相伴，據中電聯發布數據顯示，2016年1—9月，全國6000千瓦及以上火電裝機容量10.3億千瓦，同比增長7.3%。這意味著，當前中國僅火電裝機容量已經接近整個美國的電力總裝機容量。同時，2016年四季度，電煤價格急劇上漲，電煤供需形勢一度極為緊張，全國也在整個冬季經歷了嚴峻的霧霾考驗。
　　
　　“原本期望借助經濟下行倒逼化石能源的使用，但現實中可再生能源反倒受傷最大。”清潔能源市場人士分析說，經濟高漲時，一些地方不顧資源配置的供需平衡，盲目跟風風電、光伏等項目；經濟下行時，基于利益關系，地方政府首保本省火電消納，不顧甚至減壓社會投資的可再生能源上網。
　　
　　他舉例說，西北某排名全國第二大的新能源大省，其新能源裝機容量達1950萬千瓦，但全省電網最大負荷僅1300萬千瓦。電力需求疲軟背景下，2016年8月，不顧國家發改委3個月前統一規定，該省主管部門出臺文件，強行壓縮了2/3的可再生能源上網電量力保火電，引發市場一片嘩然。
　　
　　目前，決策部門對可再生能源棄電困境高度關注。2016年，國家發展改革委和國家能源局聯合發布多個文件以扭轉可再生能源發展困局。相關決策咨詢人士建議，國家應盡快出臺可再生能源配額制管理辦法，明確地方政府、電網企業和風電企業的責任與義務，制定可再生能源交易機制和配額管理辦法，確定全國各地區可再生能源的消費配額比例。
　　
　　“對待清潔能源，不能‘只管生、不管養’。否則成不了清潔能源強國。”他說。
　　
　　“棄電”矛盾交織
　　
　　“棄風棄光棄水，暴露了我國基礎設施建設的問題。”北京理工大學能源與環境政策研究中心主任魏一鳴表示，中國資源集中的地方基本都遠離負荷中心，當地市場難以消納大量的電力資源，因而對跨區域輸電、遠距離輸電等電網建設提出了較高的要求。矛盾的是，在大范圍支持鼓勵發展可再生能源的同時，對配套的電網建設支持卻較少。
　　
　　他認為，電網發展滯后，跨省、跨區通道能力不足，已成為制約清潔能源消納的剛性約束。以甘肅為例，甘肅省風光電90%以上在河西走廊，其中大部分集中在遠離負荷中心1000公里以外電網末端而難以送出，風光電“過剩”矛盾十分突出。
　　
　　另一個掣肘因素是，可再生能源資源最為集中的內蒙古、甘肅、河北、新疆、遼寧、吉林和黑龍江等地，恰好也是熱電聯產火電機組比重最大的地區。冬季，出于供熱需要，熱電聯產火電發電負荷難以降低。熱電聯產火電機組占用了發電容量空間，清潔能源消納市場空間和調峰容量不足的矛盾更加突出。
　　
　　最令人頭疼的是，可再生能源“棄電”背后的利益糾葛和羈絆。魏一鳴透露，風電、光電等企業大多屬于央企或社會資本，其利潤不歸當地政府所有且有較多稅收優惠，而發展火電會為地方帶來明顯的就業和經濟效益。這便導致了“以風補火”、“棄風限電”等現象。
　　
　　對此，國家發展改革委能源所所長戴彥德則解釋說，經濟增速下降帶來電力需求的不旺，進一步加劇了地方之間、企業之間的利益沖突。特別是近年來，可再生能源大規模建設，“西電東送”從2015年起已全面形成買方市場格局。
　　
　　比如，增加云電外送是消納富余水電最重要的措施，但這勢必擠占廣東火電的發電空間。2015年，廣東全社會用電量同比增長1.4%，但廣東省內火電機組利用小時數不升反降，原因是“云電送粵”同比增加2%，這激化了廣東火電企業與云南水電企業，以及兩省政府之間的利益矛盾。
　　
　　當然，電力傳輸技術層面的矛盾也是重要原因。國家電網能源研究院副院長蔣莉萍表示，可再生能源的不穩定性是制約并網率提升的重要因素，“傳統上電網的穩定性是靠電源的可調度性來滿足負荷的隨心所欲，現在可再生能源發電也是隨心所欲的，兩個都隨心所欲的話，系統怎么運行呢？”這對電力系統的靈活性和穩定性提出了更高的要求。
　　
　　不過，在她看來，在整個系統的調度上，要提升可再生能源的消納能力，技術上并非做不到，當風電、太陽能等發電的時候，壓煤電的負荷就可以了，“如果在現有能源結構里燃煤機組壓縮10%，解決西北五省區棄風就沒有問題。”
　　
　　這也意味著，燃煤機組就不能按照每年4500小時或者5000小時的負荷發電。但在現有的管理體制下，燃煤機組國家給予的是標桿電價。標桿電價是按照電煤價格確定，必須要達到一定的發電小時數，企業才能獲得合理的利潤。
　　
　　“在目前的管理體制下，即便是現在能夠把電網建起來，棄風棄光等問題還是解決不了，因為你送來的電我不愿意要。”因此，在蔣莉萍看來，可再生能源棄電困境根本上還在于機制改革。多路徑破解“過剩”困局
　　
　　日前，國家能源局副局長李仰哲在談及可再生能源時表示，未來要努力把三北地區的棄風棄光率控制在5%以內。其他地區基本做到不棄風，不棄光。多位受訪人士也表示，要實現這個目標，多途徑解決“過剩”是關鍵。
　　
　　其一，可再生能源在布局上需要優化。
　　
　　據悉，政策對此已有明確指向，未來要推進一些棄風棄光地區有序發展、適當放緩規模和節奏。國家能源局局長努爾˙白克力在日前召開的全國能源工作會議上明確表示，“棄風率超過20%、棄光率超過5%的省份，暫停安排新建風電、光伏發電規模。”同時將堅持集中建設與分散建設并舉的原則，以就近消納為主。
　　
　　以風電為例，預計我國2016年至2020年新增風電裝機容量8100萬千瓦以上，年均新增約1600萬千瓦，年均增速7.4%。相比“十二五”時期23.4%的實際年均增速，有較大降低。在開發方向上，將加快開發中東部和南方地區陸上風能資源。
　　
　　晉能科技總經理楊立友建議，在政策層面，可以適當控制棄光棄風現象嚴重地區地面電站的配額，在用電量大的東南沿海地區推廣分布式的應用；在西部地區，用電需求較弱，可以在當地鼓勵電力替代，“以電代煤、以電代油、以電代氣”，新能源產生的電力在當地消納的同時，還能減少二氧化碳的排放。
　　
　　其二，從電網建設上加強對可再生能源接納和消納的力度。
　　
　　這被業內人士認為是破解可再生能源當前困境的現實需要，同時也是支撐未來長遠發展的重要保障。國家能源局總工程師韓水表示，新出臺的電力“十三五”規劃，一大特點就是全面提升電力系統的靈活性和調峰能力。
　　
　　一是加大調峰電源的建設規模。“十三五”期間建成1700萬千瓦抽水蓄能，同時將開工建設6000萬千瓦；
　　
　　二是建設一部分調峰用的氣電。目前的部署大約為500萬千瓦；
　　
　　三是加大燃煤電站靈活性改造力度，加大煤電調峰的能力。“十三五”期間，熱電聯產機組改造1.33億千瓦，純凝機組改造8600萬千瓦，主要用于增加“三北”地區的調峰能力。
　　
　　其三，跨區交易和調度也被認為是重要途徑。
　　
　　東方日升總裁王洪從市場層面介紹說，在之前國家政策及地區政策的雙重保護下，西北地區光伏電站建設速度明顯加快，但缺少統籌規劃。尤其在供給大于需求的現狀下，市場消納水平跟不上建設水平。有關部門也正在籌劃外送通道，增強資源配置能力。
　　
　　“十三五”期間將建設特高壓輸電和常規輸電技術的“西電東送”輸電通道，新增規模1.3億千瓦，達到2.7億千瓦左右。其中包括利用現有已規劃建設的輸電通道加大電力外送。如西電東送輸電通道就將增加4000萬千瓦的可再生能源外送電量。
　　
　　在促進跨區交易上，電力交易中心被寄予厚望。2016年10月17日，北京電力交易中心市場管理委員會正式成立。北京電力交易中心市場管理委員會主任、國家電網公司副總經理韓君表示，“作為能源資源大范圍配置的平臺，北京電力交易中心有責任和義務，充分發揮輸電通道和市場機制作用，努力促進清潔能源消納。”
　　
　　其四，加強技術水平的提升與應用，著力降低清潔能源的成本。
　　
　　近期國家發改委就發布了《關于下調光伏發電陸上風電標桿上網電價的通知》，2017年光伏上網電價Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區分別調整為每千瓦時0.65元、0.75元、0.85元，比2016年分別下調0.15元、0.23元、0.13元，幅度超出業界預期。陸上風電也自2018年1月1日起將四類資源區電價調整為每千瓦時0.40元、0.45元、0.49元、0.57元。
　　
　　在業內專家看來，在目前的補貼缺口之下，未來隨著可再生能源裝機規模的擴大，依賴補貼發展不可持續。需要進一步通過技術的提升，降低發電成本，提升參與市場競爭的能力。對于成本走勢，光伏發電領域的市場人士表示，光伏發電價格目前已大幅下調到0.6元每千瓦時左右，預計未來五年內有望下降到0.3元甚至以下，為光伏發電等清潔能源的使用迎來更廣闊的前景。
　　
　　此外，儲能技術的應用，也被認為是解決可再生能源發電不連續、不穩定、不可控性，實現安全穩定供電的必要手段。圍繞著儲能技術的經濟性業界多有討論，中科院大連化學物理研究所首席研究員張華民表示，“儲能的效益必須從經濟效益、社會效益、環境效益、健康效益、幸福指數等多方考量。”
　　
　　供給側改革“騰挪”新空間
　　
　　相關政策人士從更廣闊的層面解讀說，隨著中國發展進入到新的階段，可再生能源的發展在能源供給側改革中被擺在了突出的位置，“結合國內發展實際和國際環境觀察，可再生能源的發展都被推到了能源大國推進能源結構轉型的最前沿。”
　　
　　國內方面，中國經濟步入新常態，經濟增速可能較長期處于相對較低的增速區間。能源發展面臨需求減速換擋、能源價格下降、傳統能源過剩、能源系統運行效率低等問題，可再生能源發展受到制約也是顯著特征之一。能源供給側改革面臨著緊迫而又艱巨的任務，在能源發展方式轉型和能源結構調整帶動下，中國能源市場正在迎來新的格局。
　　
　　國際方面，全球氣候變暖日益嚴峻。中國不僅簽署了聯合國巴黎協定，而且在中美聯合聲明中作出了到2030年左右達到碳排放峰值，并將于2030年將非化石能源在一次能源消費中的比例提高到20%的承諾。作為能源消費大國的中國，推動國內的低碳發展，既是國內民眾的現實需求，也是國際社會實現節能減排的需要。
　　
　　內外形勢之下，中國在推進可再生能源發展上作出了一系列部署。北京理工大學能源與環境政策研究中心副教授郝宇表示，能源行業供給側改革目標已大體確定。煤炭在2013年已達峰值的基礎上，預計到2020年將淘汰火電落后產能2000萬千瓦左右。“十三五”期間，將取消和推遲煤電建設項目1.5億千瓦以上，到2020年，全國煤電裝機總規模將控制在11億千瓦以內。
　　
　　與此相反，清潔能源將得到大力發展。到2020年，全國風電裝機達到2.1億千瓦以上(其中海上風電500萬千瓦左右)，太陽能發電裝機達到1.1億千瓦以上(其中分布式光伏6000萬千瓦以上、光熱發電500萬千瓦)，常規水電裝機有望達到3.4億千瓦。
　　
　　為實現2020、2030年非化石能源占一次能源消費比重分別達到15%、20%的能源發展戰略目標，《可再生能源發展“十三五”規劃》也提出了一系列任務，要求進一步促進可再生能源開發利用，加快對化石能源的替代進程，改善可再生能源經濟性。
　　
　　開發利用方面，到2020年，全部可再生能源發電裝機6.8億千瓦，發電量1.9萬億千瓦時，占全部發電量的27%；改善可再生能源經濟性方面，到2020年，風電項目電價可與當地燃煤發電同平臺競爭，光伏項目電價可與電網銷售電價相當。到2020年，基本解決水電棄水問題，限電地區的風電、太陽能發電年度利用小時數全面達到全額保障性收購的要求。
　　
　　尤其為業界所關注的是，《電力發展“十三五”規劃》確立了清潔能源優先發展的原則。韓水指出，“在電源結構優化的過程中將優先布局清潔能源，在電力電量平衡時，首先平衡水電、風電、光伏和核電，然后看這些電源能否滿足電力需求，差額部分再用氣電、煤電進行補充。這是貫穿整個《規劃》的非常重要的一個原則。”
　　
　　對此，市場人士表示了期待，“大力發展新能源，優化調整開發布局”、“大力提高電力需求側響應能力”、“實施電能替代，優化能源消費結構”等，都是《電力發展“十三五”規劃》的重點任務，這些為光伏發電等清潔能源的發展提供了堅強的后盾。