刚刚过去的一年，“中国已成为可再生能源市场的世界领头羊。”日前，美国能源经济和金融分析研究所发布报告称，2016年中国海外新能源投资同比增长了60%，增至320亿美元。目前，中国拥有世界上最大的6家太阳能电池板生产企业中的5家。在太阳能、风能、水电和相关行业方面的投资已经超过1000亿美元，是美国在该领域国内投资的两倍以上。
该所所长蒂姆•巴克利说：“清洁能源市场正在繁荣发展。在夺取这一市场更大份额的比赛中，美国已经远远落后于中国。”据国际可再生能源机构估计，全球新能源领域的810万个就业岗位，有350万个是在中国创造的，美国创造的只有80万个。近日，据国家能源局相关负责人透露，“十三五”期间中国可再生能源总投资规模将达到2.5万亿元人民币。
与此形成对照的是，近年来，中国清洁能源发展中弃风弃光弃水现象不断蔓延，且呈加剧态势。数据显示，2016年1～10月全国弃风弃光弃水电量达到980亿千瓦时，超过三峡电站全年发电量。其中，2016年前三季度，新疆、甘肃弃风分别高达41%和46%;2016年上半年，西部五省区弃光率为19.7%，其中新疆弃光率为32.4%，甘肃弃光率为32.1%。
与此相伴，据中电联发布数据显示，2016年1～9月，全国6000千瓦及以上火电装机容量10.3亿千瓦，同比增长7.3%。这意味着，当前中国仅火电装机容量已经接近整个美国的电力总装机容量。同时，2016年四季度，电煤价格急剧上涨，电煤供需形势一度极为紧张，全国也在整个冬季经历了严峻的雾霾考验。
“原本期望借助经济下行倒逼化石能源的使用，但现实中可再生能源反倒受伤最大。”接受记者采访中，清洁能源市场人士分析说，经济高涨时，一些地方不顾资源配置的供需平衡，盲目跟风风电、光伏等项目;经济下行时，基于利益关系，地方政府首保本省火电消纳，不顾甚至减压社会投资的可再生能源上网。
他举例说，西北某排名全国第二大的新能源大省，其新能源装机容量达1950万千瓦，但全省电网最大负荷仅1300万千瓦。电力需求疲软背景下，2016年8月，不顾国家发改委3个月前统一规定，该省主管部门出台文件，强行压缩了2/3的可再生能源上网电量力保火电，引发市场一片哗然。
目前，决策部门对可再生能源弃电困境高度关注。2016年，国家发展改革委和国家能源局联合发布多个文件以扭转可再生能源发展困局。相关决策咨询人士向本刊记者建议，国家应尽快出台可再生能源配额制管理办法，明确地方政府、电网企业和风电企业的责任与义务，制定可再生能源交易机制和配额管理办法，确定全国各地区可再生能源的消费配额比例。
“对待清洁能源，不能‘只管生、不管养’。否则成不了清洁能源强国。”他说。
“弃电”矛盾交织
“弃风弃光弃水，暴露了我国基础设施建设的问题。”北京理工大学能源与环境政策研究中心主任魏一鸣对记者表示，中国资源集中的地方基本都远离负荷中心，当地市场难以消纳大量的电力资源，因而对跨区域输电、远距离输电等电网建设提出了较高的要求。矛盾的是，在大范围支持鼓励发展可再生能源的同时，对配套的电网建设支持却较少。
他认为，电网发展滞后，跨省、跨区通道能力不足，已成为制约清洁能源消纳的刚性约束。以甘肃为例，甘肃省风光电90%以上在河西走廊，其中大部分集中在远离负荷中心1000公里以外电网末端而难以送出，风光电“过剩”矛盾十分突出。
另一个掣肘因素是，可再生能源资源最为集中的内蒙古、甘肃、河北、新疆、辽宁、吉林和黑龙江等地，恰好也是热电联产火电机组比重最大的地区。冬季，出于供热需要，热电联产火电发电负荷难以降低。热电联产火电机组占用了发电容量空间，清洁能源消纳市场空间和调峰容量不足的矛盾更加突出。
最令人头疼的是，可再生能源“弃电”背后的利益纠葛和羁绊。魏一鸣透露，风电、光电等企业大多属于央企或社会资本，其利润不归当地政府所有且有较多税收优惠，而发展火电会为地方带来明显的就业和经济效益。这便导致了“以风补火”、“弃风限电”等现象。
对此，国家发展改革委能源所所长戴彦德则向本刊记者解释说，经济增速下降带来电力需求的不旺，进一步加剧了地方之间、企业之间的利益冲突。本刊记者调研发现，特别是近年来，可再生能源大规模建设，“西电东送”从2015年起已全面形成买方市场格局。
比如，增加云电外送是消纳富余水电最重要的措施，但这势必挤占广东火电的发电空间。2015年，广东全社会用电量同比增长1.4%，但广东省内火电机组利用小时数不升反降，原因是“云电送粤”同比增加2%，这激化了广东火电企业与云南水电企业，以及两省政府之间的利益矛盾。
当然，电力传输技术层面的矛盾也是重要原因。国家电网能源研究院副院长蒋莉萍向记者表示，可再生能源的不稳定性是制约并网率提升的重要因素，“传统上电网的稳定性是靠电源的可调度性来满足负荷的随心所欲，现在可再生能源发电也是随心所欲的，两个都随心所欲的话，系统怎么运行呢?”这对电力系统的灵活性和稳定性提出了更高的要求。
不过，在她看来，在整个系统的调度上，要提升可再生能源的消纳能力，技术上并非做不到，当风电、太阳能等发电的时候，压煤电的负荷就可以了，“如果在现有能源结构里燃煤机组压缩10%，解决西北五省区弃风就没有问题。”
这也意味着，燃煤机组就不能按照每年4500小时或者5000小时的负荷发电。但在现有的管理体制下，燃煤机组国家给予的是标杆电价。标杆电价是按照电煤价格确定，必须要达到一定的发电小时数，企业才能获得合理的利润。
“在目前的管理体制下，即便是现在能够把电网建起来，弃风弃光等问题还是解决不了，因为你送来的电我不愿意要。”因此，在蒋莉萍看来，可再生能源弃电困境根本上还在于机制改革。
多路径破解“过剩”困局
日前，国家能源局副局长李仰哲在谈及可再生能源时表示，未来要努力把三北地区的弃风弃光率控制在5%以内。其他地区基本做到不弃风，不弃光。多位受访人士也对记者表示，要实现这个目标，多途径解决“过剩”是关键。
其一，可再生能源在布局上需要优化。
本刊记者了解到，政策对此已有明确指向，未来要推进一些弃风弃光地区有序发展、适当放缓规模和节奏。国家能源局局长努尔•白克力在日前召开的全国能源工作会议上明确表示，“弃风率超过20%、弃光率超过5%的省份，暂停安排新建风电、光伏发电规模。”同时将坚持集中建设与分散建设并举的原则，以就近消纳为主。
以风电为例，预计我国2016年至2020年新增风电装机容量8100万千瓦以上，年均新增约1600万千瓦，年均增速7.4%。相比“十二五”时期23.4%的实际年均增速，有较大降低。在开发方向上，将加快开发中东部和南方地区陆上风能资源。
晋能科技总经理杨立友也向本刊记者建议，在政策层面，可以适当控制弃光弃风现象严重地区地面电站的配额，在用电量大的东南沿海地区推广分布式的应用;在西部地区，用电需求较弱，可以在当地鼓励电力替代，“以电代煤、以电代油、以电代气”，新能源产生的电力在当地消纳的同时，还能减少二氧化碳的排放。
其二，从电网建设上加强对可再生能源接纳和消纳的力度。
这被业内人士认为是破解可再生能源当前困境的现实需要，同时也是支撑未来长远发展的重要保障。国家能源局总工程师韩水表示，新出台的电力“十三五”规划，一大特点就是全面提升电力系统的灵活性和调峰能力。
一是加大调峰电源的建设规模。“十三五”期间建成1700万千瓦抽水蓄能，同时将开工建设6000万千瓦;
二是建设一部分调峰用的气电。目前的部署大约为500万千瓦;
三是加大燃煤电站灵活性改造力度，加大煤电调峰的能力。“十三五”期间，热电联产机组改造1.33亿千瓦，纯凝机组改造8600万千瓦，主要用于增加“三北”地区的调峰能力。
其三，跨区交易和调度也被认为是重要途径。
东方日升总裁王洪从市场层面向本刊记者介绍说，在之前国家政策及地区政策的双重保护下，西北地区光伏电站建设速度明显加快，但缺少统筹规划。尤其在供给大于需求的现状下，市场消纳水平跟不上建设水平。有关部门也正在筹划外送通道，增强资源配置能力。
记者采访了解到，“十三五”期间将建设特高压输电和常规输电技术的“西电东送”输电通道，新增规模1.3亿千瓦，达到2.7亿千瓦左右。其中包括利用现有已规划建设的输电通道加大电力外送。如西电东送输电通道就将增加4000万千瓦的可再生能源外送电量。
在促进跨区交易上，电力交易中心被寄予厚望。2016年10月17日，北京电力交易中心市场管理委员会正式成立。北京电力交易中心市场管理委员会主任、国家电网公司副总经理韩君表示，“作为能源资源大范围配置的平台，北京电力交易中心有责任和义务，充分发挥输电通道和市场机制作用，努力促进清洁能源消纳。”
其四，加强技术水平的提升与应用，着力降低清洁能源的成本。
近期国家发改委就发布了《关于下调光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》，2017年光伏上网电价Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区分别调整为每千瓦时0.65元、0.75元、0.85元，比2016年分别下调0.15元、0.23元、0.13元，幅度超出业界预期。陆上风电也自2018年1月1日起将四类资源区电价调整为每千瓦时0.40元、0.45元、0.49元、0.57元。
在业内专家看来，在目前的补贴缺口之下，未来随着可再生能源装机规模的扩大，依赖补贴发展不可持续。需要进一步通过技术的提升，降低发电成本，提升参与市场竞争的能力。对于成本走势，光伏发电领域的市场人士表示，光伏发电价格目前已大幅下调到0.6元每千瓦时左右，预计未来五年内有望下降到0.3元甚至以下，为光伏发电等清洁能源的使用迎来更广阔的前景。
此外，储能技术的应用，也被认为是解决可再生能源发电不连续、不稳定、不可控性，实现安全稳定供电的必要手段。围绕着储能技术的经济性业界多有讨论，中科院大连化学物理研究所首席研究员张华民表示，“储能的效益必须从经济效益、社会效益、环境效益、健康效益、幸福指数等多方考量。”
供给侧改革“腾挪”新空间
接受记者采访中，相关政策人士从更广阔的层面解读说，随着中国发展进入到新的阶段，可再生能源的发展在能源供给侧改革中被摆在了突出的位置，“结合国内发展实际和国际环境观察，可再生能源的发展都被推到了能源大国推进能源结构转型的最前沿。”
国内方面，中国经济步入新常态，经济增速可能较长期处于相对较低的增速区间。能源发展面临需求减速换挡、能源价格下降、传统能源过剩、能源系统运行效率低等问题，可再生能源发展受到制约也是显著特征之一。能源供给侧改革面临着紧迫而又艰巨的任务，在能源发展方式转型和能源结构调整带动下，中国能源市场正在迎来新的格局。
综合能源基地“弃电”破题
新疆新能源市场“风光”的背后却是“风光电”的大量弃用。如何解决新能源的消纳难，这是作为综合能源基地的新疆不得不破的题。
2015年6月5日，工人在新疆哈密烟墩第七风电场进行风机吊装 李华/摄
国际方面，全球气候变暖日益严峻。中国不仅签署了联合国巴黎协定，而且在中美联合声明中作出了到2030年左右达到碳排放峰值，并将于2030年将非化石能源在一次能源消费中的比例提高到20%的承诺。作为能源消费大国的中国，推动国内的低碳发展，既是国内民众的现实需求，也是国际社会实现节能减排的需要。
内外形势之下，中国在推进可再生能源发展上作出了一系列部署。北京理工大学能源与环境政策研究中心副教授郝宇对记者表示，能源行业供给侧改革目标已大体确定。煤炭在2013年已达峰值的基础上，预计到2020年将淘汰火电落后产能2000万千瓦左右。“十三五”期间，将取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上，到2020年，全国煤电装机总规模将控制在11亿千瓦以内。
与此相反，清洁能源将得到大力发展。到2020年，全国风电装机达到2.1亿千瓦以上(其中海上风电500万千瓦左右)，太阳能发电装机达到1.1亿千瓦以上(其中分布式光伏6000万千瓦以上、光热发电500万千瓦)，常规水电装机有望达到3.4亿千瓦。
为实现2020、2030年非化石能源占一次能源消费比重分别达到15%、20%的能源发展战略目标，《可再生能源发展“十三五”规划》也提出了一系列任务，要求进一步促进可再生能源开发利用，加快对化石能源的替代进程，改善可再生能源经济性。
开发利用方面，到2020年，全部可再生能源发电装机6.8亿千瓦，发电量1.9万亿千瓦时，占全部发电量的27%;改善可再生能源经济性方面，到2020年，风电项目电价可与当地燃煤发电同平台竞争，光伏项目电价可与电网销售电价相当。到2020年，基本解决水电弃水问题，限电地区的风电、太阳能发电年度利用小时数全面达到全额保障性收购的要求。
尤其为业界所关注的是，《电力发展“十三五”规划》确立了清洁能源优先发展的原则。韩水告诉记者，“在电源结构优化的过程中将优先布局清洁能源，在电力电量平衡时，首先平衡水电、风电、光伏和核电，然后看这些电源能否满足电力需求，差额部分再用气电、煤电进行补充。这是贯穿整个《规划》的非常重要的一个原则。”
对此，市场人士向记者表示了期待，“大力发展新能源，优化调整开发布局”、“大力提高电力需求侧响应能力”、“实施电能替代，优化能源消费结构”等，都是《电力发展“十三五”规划》的重点任务，这些为光伏发电等清洁能源的发展提供了坚强的后盾。
地处雄鸡版图西端的新疆，六分之一的国土面积上，一座座风车和一排排光伏电板，追风逐日，将绿色电送往千家万户。
如今行驶在南北疆的高速公路，空旷的戈壁荒滩上风力发电机森林般成片矗立，密密麻麻的光伏电板不时映入眼前，有的电站绵延10余公里。国网新疆电力公司最新数据显示，目前新疆新能源装机已超过2550万千瓦，位居全国前三。
一方面是风光电装机规模迅速扩大，另一方面却是自备电厂和自营电网挤占公用电厂的市场，再加上外送能力限制，新疆新能源市场“风光”的背后却是“风光电”的大量弃用。特别在冬季，大量的新能源发电设备闲置在戈壁滩上。
北方城市被雾霾笼罩的时候，为何清洁能源无法被利用?作为我国新能源储备最丰富的地区，新疆在打造综合能源基地的路上该如何行进?
新疆发展新能源得天独厚
“十二五”以来，在能源供应结构调整和环境污染双重压力下，我国连续推出政策“红利”，扶持风电、光伏发电等新能源产业发展。2014年开始，新疆风光电装机容量出现“井喷式”增长，当年就从排名全国第八跃升至第二。
新疆确有发展新能源得天独厚的条件。从著名的达坂城到天山以北的阿勒泰，新疆有9大风区，可装机容量超过8000万千瓦，约占全国4成。新疆全年平均日照小时数居全国第二，大片戈壁极其适合建设大型光伏电站。因此，前来“抢滩”的企业络绎不绝。
一名来疆投资的光伏电站负责人对表示，从2014年开始，大家看到在新疆建设新能源电站的好处，甚至以前没有涉足能源领域的企业也来投资。一方面是企业“有心”。随着国内新能源产业规模扩大、技术成熟，风电机组和光伏电站投资成本大幅度降低，发电企业可享受相当可观的补贴电价。新疆大片戈壁荒漠几乎是“零地价”，风电和光电可平均利用小时数比全国平均水平分别高出300小时和230小时，这使得企业在技术层面可获得比其他地区更多的利润。在新疆，光电项目建设周期仅需三四个月，风电也可当年开工、当年受益，更增加了民间游资的投资冲动。
政府同样“有意”。在新疆“风城”托克逊县，仅一个光伏项目就上缴地方利税2000多万元，吸纳就业数百人。南疆阿克苏地区柯坪县有关负责人表示，新能源项目不仅能拉动投资，带动地方经济快速发展，还能促进就业，有利稳定。有条件发展新能源的地方大多对风光电项目提供土地、财税等方面的优惠政策。
此外，随着丝绸之路经济带的建设，新疆被多方期许建成我国与中亚、南亚电力互联互通的枢纽，使得不少企业提前在此布局。
不仅电站，新能源装备制造也突飞猛进。特变电工、金风科技等大型企业能源装备制造项目快速发展，而且吸引了天合能源、中船重工等龙头企业落地设厂。这些企业生产的风光电设备除大部分供应新疆新能源电站，有的企业产品已经走出国门，参与到部分中亚国家新能源项目建设中。
装机高歌猛进带来了新能源发电量的不断增长。本刊记者从自治区发改委了解到，2016年前三季度，新疆风电完成发电量160.2亿千瓦时，同比增长36.5%，占总发电量的9.5%;光伏52亿千瓦时，同比增长43.5%，占总发电量的3.1%。
被挤占的公用电厂市场
然而，衡量新能源发展的重要指标——弃风弃光率，却给新疆新能源蒙上了一层阴影。连续两年，新疆“弃风弃光”率位居全国前列。国网新疆电力公司统计，2016年上半年新疆弃风率达到43.9%，同比上升16个百分点;弃光率31.8%，同比上升15.7个百分点，均创历史新高，弃风率全国第二，仅次于甘肃。
自治区发改委副主任李创军告诉记者，2016年上半年，新疆风电设备利用小时数750小时，同比减少100小时，太阳能发电设备平均利用小时数499小时，同比减少117小时，这是新疆新能源开发历年来最低的数据。
对于新疆新能源消纳难，业内人士分析，新疆有全国其他地区新能源电源建设过快而消纳市场开发不足的共性。
2013年，新疆用电量增速超过30%，此后连年增速递减，2015年这一数字为16%，2016年上半年仅为12%，电力需求的疲软与迅速增长的新能源装机容量形成反差。2016年底新疆电网装机超过7500万千瓦，而电网最大负荷只有2800万千瓦。
此外受政策影响，2015年底风电降价两分钱，一批风电机组抢着并网，2016年6月30日光伏又调电价，促使一些新能源电站超前并网。这些都造成风光电利用小时数下降，市场消纳日益困难。
新疆企业自备电厂和自营电网比例过高，挤占公用电厂的市场，也是致使电力消纳能力受限的重要因素。
目前，新疆自备电厂和自营电网装机超过2000万千瓦，居全国第一，占比逾3成。经济大省山东排第二，为1470万千瓦，其总装机9997万千瓦，自备电厂占比也只有14.7%。
一位不愿透露姓名的自备电厂负责人表示，在新疆一些地方建自备电厂，一度电成本只1毛多钱，十分诱人。目前新疆自备电厂装机容量几乎占到新疆火电装机总量的一半，年发电在6000小时以上，与新能源企业的境遇可谓“冰火两重天”。
受访的多名新能源企业负责人对此感到不解，虽然自备电厂帮助企业获得了较大的利润空间，却不符合国家的能源政策导向，到底是一个企业或者一个地区一时的经济利益重要，还是社会长远的环境问题更急需解决?
自备电厂和新能源的“僵局”似有松动迹象。在当地政府、国网公司以及新能源企业压力下，一种名为“替代交易”的交易模式，让新疆自备电厂开始消纳一部分新能源电力。所谓替代交易，是指在电力市场没有足够消纳空间的情况下，燃煤自备电厂通过交易出让发电空间，获取来自新能源企业的市场补偿。
2016年5月，除去哈密南至郑州±800千伏特高压直流输电工程配套的新能源电站和分布式发电站，国网公司将新疆所有符合准入条件的新能源企业都纳入与燃煤自备电厂的替代交易，产生交易的新能源总装机规模约为1600万千瓦，总交易电量达到50亿千瓦时。
中船重工旗下海为支油公司在新疆投资了29万千瓦新能源电站。公司负责人许晓峰说，2016年发电量的一半是靠替代交易电量解决，即便如此，公司风电场的弃风率超过50%，弃光率近30%。
冬季供暖更增加了新疆电网消纳新能源的难度。热电联产机组承担的集中供暖面积不断增加，火电机组调峰能力下降。新疆电力公司调度中心副主任杨永利介绍，近4年新疆热电联产机组供热面积增加了83%，新疆电网为保证供暖，最低发电量增长了59%，高峰时增长了73%，火电机组可出让的发电空间大幅度减小。
据西北电力设计院测算，2016年供暖期，新疆调峰缺额将从供暖初期的80万千瓦，上涨至春节期间的最高峰230万千瓦，新能源最大弃电比将达90%以上。
“内扩外送”消化存量
为解决新疆新能源过剩问题，根据国家安排，2016年未再新增疆内风光电年度计划。2016年7月，自治区人民政府印发《关于扩大新能源消纳促进新能源持续健康发展的实施意见》，今后新疆对于不具备电网接入和市场消纳条件的地区，不再规划、建设新能源项目;弃电比例超过20%的区域，不得申报下一年度风光电项目计划。
在限制增量的同时，还通过一系列“内扩外送”措施消化存量。目前，新疆已着手推进“电化新疆”“电能替代”工程，扩大新能源外送能力，做好自备电厂深度调峰，做好可再生能源发电权交易，加强新能源全额保障性收购监管等一系列措施，促进新能源持续健康发展。
2016年9月，国家发改委、国家能源局批准的《新疆维吾尔自治区开展电力体制改革综合试点方案》也提出，在保障电网安全稳定和民生的前提下，全额安排可再生能源发电，优先预留风电、光伏发电机组发电空间，鼓励可再生能源发电项目优先与用户直接交易。
这些政策已经开始实行，新疆在2016年下半年开始推行电动公交车和出租车，在公共场所建设充电桩;推行“井井通”工程;利用弃风电力供暖等。在调峰能力建设方面，新疆开工建设阜康抽水蓄能电站。抽水蓄能电站在电力需求低谷时，通过抽水将系统难以消耗的电能转换为势能;在需求高峰或系统需要时，通过发电将势能转换为电能，为当地大规模发展新能源提供有利条件。
杨永利对表示，当务之急是要让更多新疆自备电厂更加积极地参与调峰替代交易，但这需要从调峰补偿电价、自备电厂管理等方面平衡利益，实现多方配合。相关部门做过测算，如果新疆自备电厂让出10%的发电空间，新疆新能源弃电问题便会解决。
此外，新疆风电项目分布广泛，风的同步性不强，如果在全疆层面建立一个调度系统，不同地区间可以相互调峰，新疆风电消纳便可实现自平衡。
新疆电力公司副总经理赵青山认为，新疆新能源消纳难，归根结底是消纳市场增长没有跟上装机规模增速。解决电力严重过剩难题，扩大疆电外送规模是题中之义。
2016年，新疆提高已有外送特高压电网对新能源的输送量，加快建设准东-华东皖南±1100千伏特高压直流输电工程，超前启动“疆电外送”第三条、第四条特高压外送通道，并加快对重点援疆省市拓展外送市场。近年来“疆电外送”电量迅速增加，2015年全年外送电量288亿千瓦时，同比增长64.3%。2016年北京、江苏、天津等8个援疆省市预计新增消纳新疆电力约40亿千瓦时。
“华东等地区是用电大户，也是缺电的。把新能源消纳机制建设完备，让新能源富集地区的西部地区新能源得以有效输送，缺电省份能够受益，也能促进新能源的消纳。”李创军说。
