索比光伏网讯:“十三五”期间，风电和光伏翻倍才能完成清洁能源消费占比≥15%目标。基于此，业内普遍预测由于能源需求量较低，要实现光伏和风电消费量翻倍难度大、成本高，重点还是要解决补贴、基础设施，弃风弃光问题。其中值得注意的是，电力装机过剩，消纳难题的不断凸显正掣肘着曾经火热的“风光”。
“我国传统能源结构性过剩问题突出，发电机利用小时数创1978年以来最低水平。”国家能源局规划司副司长何勇健日前公开表示。与传统能源过剩并存的是，可再生能源发展面临诸多瓶颈。我国风电、光伏、水电装机均居全球第一，但部分地区弃风、弃光、弃水问题严重。
何勇健介绍，“十二五”期间，全国弃风率高达17%，累计弃风电量958亿度，弃水电量706亿度，“今年上半年，‘三弃’矛盾进一步加剧”。据国家能源局统计，2016年上半年，全国风电上网电量约1200亿千瓦时，平均利用小时数917小时，同比下降85小时；风电弃风电量323亿千瓦时，同比增加148亿千瓦时；平均弃风率21%，同比上升6个百分点。
事实上，宏观经济增速整体放缓，也拖累了全社会用电增速，各地不断出现弃风电、弃光伏发电和弃水电现象，福建甚至出现“弃核电”。此前新能源“过热”投资所隐藏的问题，正逐渐暴露。新能源电力装机过剩，消纳难题不断凸显。与此同时，传统能源也想夺回被新能源所占的市场份额。
风电上半年弃风率达21%
能源投资大跃进如今遭遇到了消化能力不足的困境。
来自7月28日国家能源局的公开消息称，能源局当晚发布上半年风电并网运行数据显示，上半年全国平均弃风率达21%，创下历史最高；西北多个地区近半风机处于停运状态。弃风，即处于正常运转的风机暂停工作。近年来，弃风现象持续发酵，风能资源最丰富的西北地区尤甚。能源局数据显示，上半年全国风电平均弃风率21%，同比上升6个百分点。其中，西北地区是弃风重灾区，甘肃弃风达47%，新疆45%，内蒙古30%。
面对弃风率持续攀高，能源局7月22日发布《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》，将西北多省区列入“投资红灯区”，能源局不对其下达年度开发建设规模，地方暂缓核准新的风电项目，建议风电开发企业慎重决策建设风电项目，电网企业不再办理新的接网手续。市场人士认为，新规下红灯区的省区实际上被叫停了风电投资。
另据能源局近日发布的2016年全国风电投资监测预警结果，青海、宁夏、新疆以及吉林、黑龙江均为红色预警。厦门大学能源研究中心主任林伯强表示，当前弃风率不断上升，主要是企业投资过快，第二是电力产能目前严重过剩，预计明年弃风现象会更严重。
光伏发展格局不均衡
同样的困境亦发生在光伏产业。2016年，光伏市场再现装机潮。而在光伏抢装“热闹”的背景，却隐藏着重重危机。近些年，我国光伏产业在经历了粗放式发展，已然走上了危险的“十字路口”。非常态化是光伏业发展的“标签”，光伏发电结构不平衡，发电消纳一直是阻碍光伏产业健康发展的一个难题。
2016年上半年，新增光伏电站规模很可能超过了15GW，留给下半年的空间不足3GW，这也意味着，今年下半年光伏电站并网量将不及上半年。国家能源局日前发布的最新消息表示，一季度，全国累计光伏发电装机容量达到5031万千瓦，比上年同期增加52%。一季度光伏发电量118亿千瓦时，同比增加48%。然而，全国弃光限电约19亿千瓦时。主要发生在甘肃、新疆和宁夏，其中甘肃弃光限电8.4亿千瓦时，弃光率39%；新疆(含兵团)弃光限电7.6亿千瓦时，弃光率52%；宁夏弃光限电2.1亿千瓦时，弃光率20%。
“一边是光伏业正在上演新一轮抢装潮，另一方面，弃光限电在不断增加。”光伏资深人士尚颜指出，在减少资源浪费的同时，又必须兼顾光伏产业的长远发展，目前，解决弃光的问题已刻不容缓。毫无疑问，化解光伏产能，唯一的核心办法就是解决需求问题，即使产品再好，没人买也没用。有业内观察者认为，后“6˙30”时代光伏业产能过剩将凸显。届时会有新一轮洗牌。
“市场好了，大家都去投资，投资多了就会产生过剩，就会停止投资，可能在今年下半年和明年，国内市场会出现供需关系的一个调整，会有一轮洗牌。”中国光伏行业协会理事长高纪凡说道。
新能源消纳政策还需完善
与此同时，各省间的壁垒也困扰着新能源的消化。作为风电大省，甘肃并没有过多能力就近消纳，于是跨省输送风电成了必然选择。此前甘肃向湖南输送过风电，但于湖南而言，这只是额外的补充。
在众多业内人士看来，湖南省政府的首要任务，是保证省内火电和水电机组，外购电量挤占了湖南火电发电市场空间，又没能满足湖南实际需求，且不能根据本省供需形势同步调整，只会造成省内火电生产能力过剩加剧。并且，湖南当地火电上网电价为0.472元/度，甘肃风电上网电价在0.52元到0.54元/度，再加特高压线路0.12元/度的过网费，送到湖南可以说毫无价格优势。
此外，在当前电力体制下，受省与省之间的壁垒阻碍，新能源外送仍难完全实现。据国家发改委、国家能源局联合发布的《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作有关要求的通知》（以下简称《通知》），在此前要求全额收购除水电外的其他新能源发电量，对要求弃风、弃光地区，风电、光伏发电保障性收购年利用小时数做出了具体规定。
上述《通知》要求，对弃风限电地区，风电项目按四类风资源区分别核定，结合资源条件和消纳能力，各地区风电保障性收购利用小时数在1800小时—2000小时之间；而对弃光限电地区，光伏发电项目保障性收购利用小时数则在1300小时—1500小时之间。
业内人士认为，这是当前最直接的应对弃风、弃光问题的措施，但是具体的实施效果仍待观察。因此，林伯强建议更为有效的措施是对各省的新能源消纳实行配额制，但是目前仍然处在探讨当中，各省间在配额交易上的成本也很高。
“我国传统能源结构性过剩问题突出，发电机利用小时数创1978年以来最低水平。”国家能源局规划司副司长何勇健日前公开表示。与传统能源过剩并存的是，可再生能源发展面临诸多瓶颈。我国风电、光伏、水电装机均居全球第一，但部分地区弃风、弃光、弃水问题严重。
何勇健介绍，“十二五”期间，全国弃风率高达17%，累计弃风电量958亿度，弃水电量706亿度，“今年上半年，‘三弃’矛盾进一步加剧”。据国家能源局统计，2016年上半年，全国风电上网电量约1200亿千瓦时，平均利用小时数917小时，同比下降85小时；风电弃风电量323亿千瓦时，同比增加148亿千瓦时；平均弃风率21%，同比上升6个百分点。
事实上，宏观经济增速整体放缓，也拖累了全社会用电增速，各地不断出现弃风电、弃光伏发电和弃水电现象，福建甚至出现“弃核电”。此前新能源“过热”投资所隐藏的问题，正逐渐暴露。新能源电力装机过剩，消纳难题不断凸显。与此同时，传统能源也想夺回被新能源所占的市场份额。
风电上半年弃风率达21%
能源投资大跃进如今遭遇到了消化能力不足的困境。
来自7月28日国家能源局的公开消息称，能源局当晚发布上半年风电并网运行数据显示，上半年全国平均弃风率达21%，创下历史最高；西北多个地区近半风机处于停运状态。弃风，即处于正常运转的风机暂停工作。近年来，弃风现象持续发酵，风能资源最丰富的西北地区尤甚。能源局数据显示，上半年全国风电平均弃风率21%，同比上升6个百分点。其中，西北地区是弃风重灾区，甘肃弃风达47%，新疆45%，内蒙古30%。
面对弃风率持续攀高，能源局7月22日发布《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》，将西北多省区列入“投资红灯区”，能源局不对其下达年度开发建设规模，地方暂缓核准新的风电项目，建议风电开发企业慎重决策建设风电项目，电网企业不再办理新的接网手续。市场人士认为，新规下红灯区的省区实际上被叫停了风电投资。
另据能源局近日发布的2016年全国风电投资监测预警结果，青海、宁夏、新疆以及吉林、黑龙江均为红色预警。厦门大学能源研究中心主任林伯强表示，当前弃风率不断上升，主要是企业投资过快，第二是电力产能目前严重过剩，预计明年弃风现象会更严重。
光伏发展格局不均衡
同样的困境亦发生在光伏产业。2016年，光伏市场再现装机潮。而在光伏抢装“热闹”的背景，却隐藏着重重危机。近些年，我国光伏产业在经历了粗放式发展，已然走上了危险的“十字路口”。非常态化是光伏业发展的“标签”，光伏发电结构不平衡，发电消纳一直是阻碍光伏产业健康发展的一个难题。
2016年上半年，新增光伏电站规模很可能超过了15GW，留给下半年的空间不足3GW，这也意味着，今年下半年光伏电站并网量将不及上半年。国家能源局日前发布的最新消息表示，一季度，全国累计光伏发电装机容量达到5031万千瓦，比上年同期增加52%。一季度光伏发电量118亿千瓦时，同比增加48%。然而，全国弃光限电约19亿千瓦时。主要发生在甘肃、新疆和宁夏，其中甘肃弃光限电8.4亿千瓦时，弃光率39%；新疆(含兵团)弃光限电7.6亿千瓦时，弃光率52%；宁夏弃光限电2.1亿千瓦时，弃光率20%。
“一边是光伏业正在上演新一轮抢装潮，另一方面，弃光限电在不断增加。”光伏资深人士尚颜指出，在减少资源浪费的同时，又必须兼顾光伏产业的长远发展，目前，解决弃光的问题已刻不容缓。毫无疑问，化解光伏产能，唯一的核心办法就是解决需求问题，即使产品再好，没人买也没用。有业内观察者认为，后“6˙30”时代光伏业产能过剩将凸显。届时会有新一轮洗牌。
“市场好了，大家都去投资，投资多了就会产生过剩，就会停止投资，可能在今年下半年和明年，国内市场会出现供需关系的一个调整，会有一轮洗牌。”中国光伏行业协会理事长高纪凡说道。
新能源消纳政策还需完善
与此同时，各省间的壁垒也困扰着新能源的消化。作为风电大省，甘肃并没有过多能力就近消纳，于是跨省输送风电成了必然选择。此前甘肃向湖南输送过风电，但于湖南而言，这只是额外的补充。
在众多业内人士看来，湖南省政府的首要任务，是保证省内火电和水电机组，外购电量挤占了湖南火电发电市场空间，又没能满足湖南实际需求，且不能根据本省供需形势同步调整，只会造成省内火电生产能力过剩加剧。并且，湖南当地火电上网电价为0.472元/度，甘肃风电上网电价在0.52元到0.54元/度，再加特高压线路0.12元/度的过网费，送到湖南可以说毫无价格优势。
此外，在当前电力体制下，受省与省之间的壁垒阻碍，新能源外送仍难完全实现。据国家发改委、国家能源局联合发布的《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作有关要求的通知》（以下简称《通知》），在此前要求全额收购除水电外的其他新能源发电量，对要求弃风、弃光地区，风电、光伏发电保障性收购年利用小时数做出了具体规定。
上述《通知》要求，对弃风限电地区，风电项目按四类风资源区分别核定，结合资源条件和消纳能力，各地区风电保障性收购利用小时数在1800小时—2000小时之间；而对弃光限电地区，光伏发电项目保障性收购利用小时数则在1300小时—1500小时之间。
业内人士认为，这是当前最直接的应对弃风、弃光问题的措施，但是具体的实施效果仍待观察。因此，林伯强建议更为有效的措施是对各省的新能源消纳实行配额制，但是目前仍然处在探讨当中，各省间在配额交易上的成本也很高。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201608/01/162430.html
