日前，新疆电力调度控制中心发布了《关于控制新能源场站出力的业务通知》，让新能源企业在本来日子就不好过的寒冬又增加了一层严霜。该通知指出，“近日新疆电网用于消纳新能源的新疆公司口径用电负荷已降至530万千瓦，全网火电机组最低技术出力已高于此数值，后续为保证供暖，全网火电机组最低出力还要进一步提高，而新疆公司经营口径负荷增长率2015年12月已为-12%，随着农副产品的加工停产，用电负荷已无法满足新能源消纳需求，新能源已无消纳空间。”

　　“故从即日(2015年12月4日)起暂定本月内，参与外送交易和自备电厂替代的新能源的场站所发电量均为交易电量或替代交易电量，未参与外送交易或替代交易的新能源场站暂停发电。参与外送交易的新能源场站当签订外送电量合同完成后将暂停发电。暂停发电场站停电期间‘两个细则’不予考核。”

　　另据了解，受新疆用电需求整体下降影响，加之火电冬季供热与新能源消纳矛盾的加剧，进入去年12月以来，新疆约有四成新能源电站无法上网发电，新能源“弃风弃光”问题呈加剧态势。

　　“弃光弃风”形势严峻

　　据新疆电力公司调度控制中心副主任杨永利介绍，目前新疆电网平均每日用电负荷已降至2100万千瓦，其中能够用于新能源调峰的公用电网只有650万千瓦，无法满足新能源上网需要，而不参与新能源调峰的自备电厂和自营电网用电负荷占了大多数。

　　目前，新疆新能源装机总容量已超过1500万千瓦，较2014年增长28.4%。“就算全部使用新能源电力，目前也无法保证全部消纳。”杨永利说，从技术层面看，风光等新能源受天气影响具有不稳定性，为了保证电网运行安全必须要配备火电调峰。而随着供暖季的到来，采用热电联产的公用火电厂必须要保证稳定的用电负荷来保障供热，使新能源消纳空间进一步缩小。

　　金风科技天润集团西北分公司电力营销部主管崔伟表示：“公司在新疆150万千瓦装机容量的风电场，去年弃风率达40%，到去年12月底，全部机组几乎停运。由于弃风限电，仅去年损失就达近5亿元，公司感到压力重重。按照现在的发展态势，2016年的损失会更大。”

　　考虑到电网运行安全和供暖刚性需求，今年初，新疆电力公司牵线不参与调峰的自备电厂和新能源电站，让自备电厂给新能源上网“让路”，同时新能源电站上网每度电给予自备电厂0.2元的补偿费用。

　　据新疆电力公司电力交易中心副主任龚文军介绍，从去年初到去年11月，这种方式共替代电量2.6亿千瓦时，相当于1000万千瓦装机容量的风电机组满负荷运行26小时，但受新能源与自备电厂的距离、网架限制，能参与替代交易的新能源电站不占多数。

　　其实，弃风弃光的现象还不仅是新疆一个地方，过去10年，特别是“十二五”时期，我国新能源发展迅速，西北、华北等新能源富集地区弃风、弃光现象尤为突出。以去年为例，数据显示，截至去年9月末，仅甘肃新能源发电弃风就达37%、弃光达27%。

　　在环境压力日益加大的背景下，大力发展新能源、替代化石能源，既是大势所趋，也是民心所向。我国明确提出，2020年、2030年全国非石化能源占一次能源消费比重分别达到15%和20%。面对如此严峻的节能减排形势，为何风光新能源还会大量被“待岗”呢?

　　破解困局需“一盘棋”

　　要解决问题首先得找出问题的症结所在。“细细想来，新能源发电被‘窝’可归结为三大原因：规模大、用量少、送不出。”业内人士指出。过去10年，特别是“十二五”时期，我国新能源发展迅速。仅甘肃一省，自2010年以来，新能源装机就从147万千瓦猛增到1723万千瓦，算上火电、水电，全省电源总装机已达4408万千瓦，而2015年甘肃电网最大负荷仅1300万千瓦。

　　由于经济欠发达，新疆、甘肃、内蒙古等新能源富集地区自身消纳能力有限，大量富余电能需要外送，但却遭遇到了难题。那就是，我国电源的发展速度远远超过了电网的建设速度，两者之间的规划不配套。据了解，新能源从立项到审批的周期短，而相关电网建设即使审批立项完成，最快的建设周期也要2年至3年。甘肃酒泉至湖南±800千伏特高压输变电工程，更是经历了5年之久的审批过程于去年6月才开工，而距离建成还需要两年，影响了新能源的外送。此外，我国电力负荷中心集中在东部沿海发达地区，而西北新能源电力南下势必会对当地发电企业的效益产生一定影响。

　　如何解决这一瓶颈问题呢?

　　“党的十八届五中全会通过的‘十三五’规划建议提出，‘加快发展风能、太阳能、生物质能、水能、地热能，安全高效发展核电，’为国家新能源事业的发展指明了方向。因此，我们更需要破解新能源弃风、弃光限电困局，从更高层面加强规划设计，盘活全国新能源生产、输送与消纳，全国要形成‘一盘棋’。”一位业内人士建议。

　　首先，要处理好发展速度与合理布局的关系。在“十二五”时期的迅猛发展后，新能源的发展步伐不能再一味求快了，而是要更注重稳中求进、合理布局、降低成本。从目前来看，西北、华北地区已有不少千万千瓦级等大规模风电基地、百万千瓦级光电基地，在外送、消纳等问题没有彻底解决的情况下，不宜再大规模进行新能源建设;东部沿海地区则可规划布局海上风电、分布式光电等项目。此外，还要加大科研力度，切实降低新能源装备成本，从而降低新能源上网电价。

　　其次，要处理好电源建设与电网建设“齐步走”的关系。为解决我国资源禀赋的逆向分布问题，国家电网公司已经启动了“四交四直”特高压工程建设，并将于2017年建成投运。届时，现有的新能源输送难题将基本得到解决。但在今后规划新能源建设项目时，要统筹电网规划建设，否则又将陷入新的“窝电”困局。

　　最后，要处理好能源中心与负荷中心的利益协调关系。要实现新能源的健康快速发展，从根本上看，理顺消纳不畅矛盾是第一要务。为此，应出台全国范围的新能源消纳布局和规划，按照各省(区、市)的能源资源条件、经济总量、电力消费总量及电力输送能力，尽快制定跨省区可再生能源配额制度，扩大新能源电力消费范围和比例，支持新能源富集省区加快资源转化利用，尽快把新能源的资源优势最大限度地转化为经济优势。

　　多名新能源电站负责人也表示了他们更大的希望———增加疆外用电需求和通道，以为新能源消纳提供更大空间。

　　储能或可从技术上解决新能源窝电

　　在全球化石能源日益匮乏和气候变化的日益恶化的情况下，可再生能源迎来了快速发展。普及应用可再生能源，对调整能源产业结构，构建安全、稳定、经济的现代能源产业体系具有重要战略意义。而储能技术发展是可再生能源发电大规模并网的必要条件，它可在较大程度上解决可再生能源发电的随机性和波动性问题，使间歇性、低密度的可再生能源得以广泛、有效地利用。

　　据了解，如果不应用储能技术，光伏并网发电系统对电网造成的影响会比较大。一方面，由于电网支路潮流一般是单向流动的，当光伏电源接入电网后，从根本上改变了系统潮流的模式且潮流变得无法预测，使得电压调整很难维持，甚至导致配电网的电压调整设备出现异常响应，影响系统的供电可靠性。另一方面，由于光伏电源的自身输出不稳定性，可调度性受到制约，而当光伏发电系统并网运行后，系统必须增加相应容量的旋转备用，降低了机组利用小时数，牺牲了电网的经济性运行。另外，光伏电价与常规电价存在着差异，如何在满足各种安全约束的条件下对电网进行经济性调度政策也并不明确。

　　专家表示，可以通过对并网光伏电站配备储能装置，来解决光伏电站输出不稳定的问题。将储能技术应用于光伏并网发电系统中，为解决光伏发电对电网带来的不良影响提供了可行性方案，同时可提高用户和电网的经济性。由此可看出，储能将是未来发展趋势。

　　中国储能产业起步晚，最近五年国家才开始重视。北美、日本20年前就有了储能方面的产业政策，也都已经形成了各自的运行机制。目前，国内也已经有了一些地区性规定，提供了一些发展机会和市场模式，但离整体产业的健康发展还有很大距离。储能企业希望未来这些规定能够上升到国家政策层面，真正纳入到电力体制改革，成为一个法规，这样可以提高投资方参与的可靠性，也可以尽量减少投资风险。

　　厦门大学能源经济与能源政策协同创新中心主任林伯强表示，中国政府应抓住储能技术处于突破前夕的机会，利用产业规模与市场优势，推进各种技术的电池储能研究与产业结合，争取在其他国家的前面早日实现电池储能大规模应用。