近日，包括华能、云南龙源风电、水电十四局、华电、中广核、中国水电、三峡新能源、国电、国投电力等在内的15家发电企业联名反对云南物价局电价政策。这15家发电企业称，这实际上是变相降低风电和光伏上网电价。

据记者了解，由于风电和光伏等新能源发电成本过高，云南的政策可能会导致风电和光伏的上网电价低于发电成本，迫使发电企业放弃风电和光伏发电上网。

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。

多地新能源发电过剩

当前全国各地不断出现弃风、弃光和弃水电事件，这也从一个方面印证了部分地区新能源产业的尴尬。

风电是新能源的重要组成部分，而来自全球风能理事会（GWEC）的数据显示，2015年，受到中国风电新增装机30.5GW（吉瓦）的影响，全球风电产业2015年新增装机63GW，实现了22%的年度市场增长率。而中国风电在2005年~2015年间，累计装机容量增长143.8GW。

然而，大量新增风电装机带来的却是不断的弃风限电。据中国可再生能源学会风能专业委员会数据，2010年~ 2015年，弃风电量累计近1000亿千瓦时，相当于三峡、葛洲坝两大水电站在2015全年的发电量。

一位从事新能源的业内人士告诉《每日经济新闻》记者，目前甘肃和吉林的风电装机容量都在3000万千瓦以上，但是本省的消纳能力只有几百万千瓦。一些地方没有什么很优势的产业，急切想上马千亿级的风电项目，希望将风电打造成当地的支柱性产业。

记者注意到，过热的新能源投资，导致放弃新能源发电在全国较为普遍。公开资料显示，2015年甘肃弃风率达39%，新疆和吉林达32%。

卓创资讯新能源分析师朱春凯分析称，国内部分地区对新能源的投资确实过热，面对当前各地弃风、弃光，火电还有成本优势，新能源发电装机的发展，应该先停一停。新能源与传统能源的博弈，最主要的是新能源的发电成本远高于传统能源。

新能源消纳政策还需完善

除了在省内各类能源发电成本的差异比较，各省间的壁垒也同样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。

据《南方能源观察》报道，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。

厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强在接受《每日经济新闻》记者采访时建议，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。

来源: 每日经济新闻