在眾多業內人士看來，棄風、棄光問題如不能盡快有效解決，我國提出的2020年非化石能源占一次能源消費15%的目標承諾就不可能兌現，不僅能源結構調整和綠色發展任務無法完成，一個本可以領先全球的戰略新興產業也會半路夭折。

2016年5月，國家發改委及能源部發出通知，首次公布了風電和光伏的最低保障利用小時數，要求各地區必須達到保障小時要求，否則不得新建風電、光伏項目。

這份文件名為《國家發展改革委及國家能源局關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》(下稱“文件”)，已下發至國家電網、南方電網、內蒙古電力及多個電力巨頭。文件重點提及，光伏發電重點地區的最低保障收購年利用小時數在1300小時至1500小時之間，風電則位于1800小時至2000小時之間。文件強調，各地要嚴格落實規劃內的風電及光伏保障收購電量，確保這些電量以最高優先等級優先發電，嚴禁對保障范圍內的電量采取由可再生能源發電項目向煤電等其他電源支付費用的方式來獲取發電權。

此外，保障性收購電量應由電網企業按標桿上網電價和最低保障收購年利用小時數全額結算，超出最低保障收購年利用小時數的部分應通過市場交易方式消納，由風電、光伏發電企業與售電企業通過市場化的方式進行交易，并按新能源標桿上網電價與當地煤電標桿上網電價(含脫硫、脫硝、除塵)差額享受可再生能源補貼。

而在國家發改委及能源局發布的上述文件背后，是橫亙在清潔能源的一大門檻日漸凸顯——消納困境。

“棄風棄光”愈演愈烈

國家能源局數據顯示，2016年上半年，全國風電平均棄風率高達21%，同比上升6個百分點，甘肅、新疆等棄風“重災區”棄風率甚至接近50%;上半年全國風電平均利用小時數917小時，同比下降85小時;風電棄風電量323億千瓦時，同比增加148億千瓦時。

棄風加劇的同時，光伏發電也未能幸免。根據國家電網提供的數據，上半年，國家電網公司經營區累計棄光電量為33.05億千瓦時，同比增加91%;棄光比例為12.1%，同比上升2.05個百分點。這樣的“雙棄”數據意味著什么?據國家發展改革委能源研究所可再生能源發展中心主任王仲穎透露：“今年上半年全國棄風棄光共371億千瓦時，這半年的棄風棄光量已經相當于去年全年的棄風棄光量，超過了2015年全年全社會新增用電量。”

嚴重的“棄風棄光”，極大影響了新能源行業的健康發展，打擊了社會資本進入新能源投資領域的信心。對我國風電產業來說，2000小時是個檻，如果利用小時低于這個數，開發企業的壓力就會增大。而由于棄風限電，僅2015年我國風電就損失了300多億千瓦時，相當于150億元。

一位風電企業負責人指出，“棄風加劇嚴重影響風電企業的贏利能力，2015年公司已經全年虧損，而且鑒于目前的經濟形勢，今后幾年也將面臨繼續虧損的巨大壓力，公司的生存和發展已經進入前所未有的困境”。光伏企業同樣不容樂觀，東方日升總裁王洪坦言，“高居不下的棄光率造成了可再生能源資源的巨大浪費，并嚴重影響了光伏電站的收益和企業的投資積極性”。

癥結何在

從目前來看，造成“棄風棄光”問題的一個主要原因就是電力過剩。中國電力企業聯合會日前發布了《2016年全國電力供需形勢分析預測》。根據報告的數據來看，隨著經濟發展速度的逐步放緩，2016年電力過剩可能將更加嚴重，電力需求減弱將加劇“棄風棄光”。

廈門大學能源經濟協同創新中心主任林伯強指出，如果2016年電力消費維持低速增長，而中電聯預計今年新增裝機在1億千瓦左右，那么到2016年底，發電裝機容量將達到16.1億千瓦，火電設備利用小時或將進一步降至4000小時左右。電力過剩一方面造成了投資浪費;另一方面，電力供過于求也是導致“棄風棄光”的重要原因，不利于可再生能源的發展。

除了電力過剩之外，配套電網規劃建設滯后于風電項目并網運行的需求，是造成目前一些局部地區棄風的重要原因。國家能源局負責人表示，風電棄風限電形勢加劇，主要原因是全國電力需求放緩、風電本地消納不足以及部分地區配套電網建設與風電建設不協調等原因所致。

此外，可再生能源規模化利用主要集中在電網結構薄弱的末端，但是風、光電有功出力隨機波動導致遠距離送出線路電壓大幅度變化，電力系統保持安全穩定也是要解決的問題。“當前經濟下行導致的用電量下滑，使得那些用電本來就少的地區，消納新能源的能力更差。同時，在政策制定中，也無法避免夾雜著政府對火電等去產能時不得不考慮的就業、經濟性等多重問題的考量。在各種因素綜合之下，解決棄風棄光問題也變得十分困難”。一位不愿意具名的風電業內人士介紹說。

新能源消納政策還需完善

更為值得注意的是，各省間的壁壘也同樣困擾著新能源的消化。作為風電大省，甘肅并沒有過多能力就近消納，于是跨省輸送風電成了必然選擇。此前甘肅向湖南輸送過風電，但于湖南而言，這只是額外的補充。

來自權威媒體的報道消息稱，湖南省政府的首要任務，是保證省內火電和水電機組，外購電量擠占了湖南火電發電市場空間，又沒能滿足湖南實際需求，且不能根據本省供需形勢同步調整，只會造成省內火電生產能力過剩加劇。并且，湖南當地火電上網電價為0.472元/度，甘肅風電上網電價在0.52元到0.54元/度，再加特高壓線路0.12元/度的過網費，送到湖南可以說毫無價格優勢。

此外，在當前電力體制下，受省與省之間的壁壘阻礙，新能源外送仍難完全實現。據上述文件，要求全額收購除水電外的其他新能源發電量，對要求棄風、棄光地區，風電、光伏發電保障性收購年利用小時數做出了具體規定。此外，對棄風限電地區，風電項目按四類風資源區分別核定，結合資源條件和消納能力，各地區風電保障性收購利用小時數在1800小時——2000小時之間;而對棄光限電地區，光伏發電項目保障性收購利用小時數則在1300小時——1500小時之間。

業內人士認為，這是當前最直接的應對棄風、棄光問題的措施，但是具體的實施效果仍待觀察。而在業界資深人士林伯強看來，更為有效的措施是對各省的新能源消納實行配額制，但是目前仍然處在探討當中，各省間在配額交易上的成本也很高。