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风机在大风中停摆,光伏电站在烈日下“晒太阳”。尽管我国近年来不断出台支持新能源消纳的政策,国家能源局近日发布的数据却显示,“弃风弃光”问题不但未能有效解决,反而随着装机容量的上升,呈现愈演愈烈态势,成为阻碍我国新能源产业健康发展的一个“顽疾”。
“弃风弃光”愈演愈烈
国家能源局数据显示,今年上半年,全国风电平均弃风率高达21%,同比上升6个百分点,甘肃、新疆等弃风“重灾区”弃风率甚至接近50%;上半年全国风电平均利用小时数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。
弃风加剧的同时,光伏发电也未能幸免。根据国家电网提供的数据,上半年,国家电网公司经营区累计弃光电量为33.05亿千瓦时,同比增加91%;弃光比例为12.1%,同比上升2.05个百分点。
这样的“双弃”数据意味着什么?据国家发展改革委能源研究所可再生能源发展中心主任王仲颖透露:“今年上半年全国弃风弃光共371亿千瓦时,这半年的弃风弃光量已经相当于去年全年的弃风弃光量,超过了2015年全年全社会新增用电量。”
严重的“弃风弃光”,极大影响了新能源行业的健康发展,打击了社会资本进入新能源投资领域的信心。记者了解到,对我国风电产业来说,2000小时是个槛,如果利用小时低于这个数,开发企业的压力就会增大。而由于弃风限电,仅2015年我国风电就损失了300多亿千瓦时,相当于150亿元。
一位风电企业负责人告诉记者,“弃风加剧严重影响风电企业的赢利能力,2015年公司已经全年亏损,而且鉴于目前的经济形势,今后几年也将面临继续亏损的巨大压力,公司的生存和发展已经进入前所未有的困境”。
光伏企业同样不容乐观,东方日升总裁王洪坦言,“高居不下的弃光率造成了可再生能源资源的巨大浪费,并严重影响了光伏电站的收益和企业的投资积极性”。
“十三五”期间,我国风电、光伏发电装机规模还将进一步扩大,可再生能源消纳面临更大压力。“弃风弃光情况加剧,可能降低新能源企业投资建设的积极性,对企业盈利能力带来一定的影响。”国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧强调,但这种负面影响是短暂的,是我国步入经济新常态、电力需求放缓的特殊背景下带来的,并不是长久存在的。
电力需求不足是主因
“弃风弃光”伴随着我国新能源行业的发展一直存在,不过今年“双弃”的急剧恶化还是引发了担忧。
记者调查发现,去年底风电抢装是导致今年部分地区风电消纳困难的直接原因。国家规定2015年前核准且于2016年前投运的风电项目可以享受原有电价政策,受风电标杆上网电价下调的影响,风电企业为了享受较高电价在去年年底突击抢装。
数据显示,2015年12月,国家电网公司经营区新增风电1400万千瓦,环比增长8.5倍,同比增长155%,约占2015年风电全年新增装机容量的一半,并且主要集中在西北地区,占新增风电装机容量的69%。这是今年上半年西北地区风电消纳形势更加严峻的主要原因。
中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩则认为,今年以来,由于全社会电力需求增速放缓以及火电争相上马,常规能源对可再生能源电力的挤出效应加剧,致使弃风弃光问题越发严重。
不过究其根源,用电需求放缓、灵活调节电源比例低、电源电网缺乏统一规划以及缺乏激励政策,才是部分地区弃风弃光问题长期无法解决的根本原因。
2015年,国家电网公司经营区用电量同比增长仅0.1%,增速比上年低2.9个百分点,其中东北、华北、西北地区分别为-2.0%、-1.7%、2.0%;2016年上半年用电量有所回暖,但增长仍然乏力。
“在电力需求增长放缓的情况下,包括新能源在内的各类电源装机仍保持较快增长,新增的用电市场已无法支撑新能源等各类电源增长。”李琼慧说。
截至2016年6月底,国家电网公司经营区电源总装机容量同比增长12.19%,超过用电需求增速9.25个百分点。其中,风电同比增长30.5%,光伏发电同比增长105%,火电为8.64%,核电为23.87%。
此外,李琼慧表示,新能源与调峰电源在规划和项目安排上缺乏统筹协调,电源结构性矛盾突出,系统调峰困难;新能源发展与电网规划脱节,跨区跨省通道建设滞后,这都是造成“弃风弃光”的重要原因。
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2月28日,国家能源局福建监管办公室报送福建省2021年可再生能源电力消纳责任权重监管工作情况的函。文件介绍了福建省2021年可再生能源消纳情况、主要监管工作情况、问题和建议。按照通知要求,国家能源局福建监管办印发《福建省2021年清洁能源消纳情况综合监管实施方案》,并针对电网企业全额收购可再
每2度电,就有1度来自清洁能源。最新数据显示,今年上半年,广西水力、风力、光伏、生物质等清洁能源总发电量创历史新高,全额消纳水电、光电、风电、生物质电和核电,累计超过488.8亿千瓦时,非化石能源占比近48%。
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1-5月,新疆光伏发电利用率、设备利用小时数不断提升,光伏发电整体运行情况良好。
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“预计2020年,非化石能源发电装机合计达9.3亿千瓦左右、占总装机容量比重上升至43.6%,比2019年提高约1.6个百分点。”近日,中电联专职副理事长兼秘书长于崇德公开表示,新能源发电装机比重提升对电力系统调峰能力需求进一步增加,调峰能力不足问题已经显现。对此,有业内人士认为,我国已有现货试点
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4月29日,全国新能源消纳监测预警中心发布2024年3月全国新能源并网消纳情况。3月,全国光伏发电利用率为96.4%。值得关注的是,今年2月,全国光伏发电利用率为93.4%,环比下降4.7%,这也是光伏利用率首次跌破95%。详情点击:《首次!光伏利用率跌破95%》全文见下:根据《国家能源局关于2021年风电、光伏
作为系关光伏项目收益的关键因素,上网电价受到业内外的高度关注。纵观我国光伏上网电价政策,自2008年商业化电站启幕,历经核准电价、特许权竞价、标杆电价、指导电价+竞争电价多个阶段(十五年光伏电价变迁),最终在2021年大规模迈向平价上网。2021年6月,发改价格〔2021〕833号文正式官宣,自2021
随着分布式光伏装机规模的快速增加,多地电网低压端承载力不足,分布式光伏开发容量受限、并网难、就近消纳困难等问题显现。以山东、黑龙江、河南、广东、福建等为首,全国陆续已有超150地区亮起红灯,对于分布式户用光伏配储能提出了明确要求。以山东为例,2023年6月1日,山东省德州市发改委正式下发
4月15日,河北景县发改局发布《2024年二季度景县分布式光伏可开放容量一览表》。根据表格信息,景县16乡镇,3个220千伏变电站供电区,考虑在途工单之后,剩余可开放容量全部为0。按照《河北省发展和改革委员会关于加强屋顶分布式光伏发电管理有关事项的通知(冀发改能源【2022】1243号)》要求:严禁超容
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随着新能源装机量的不断攀升,消纳问题成为其发展的“卡脖子”环节。为适应新型电力系统的发展建设,我国多地政府旨在通过完善峰谷分时电价机制,来调控、引导电力用户削峰填谷,从而保障电力系统安全稳定经济运行。北极星统计发现,目前已有13省区在午间光伏大发时段,执行低谷/深谷电价,分别是河南
4月2日,全国新能源消纳监测预警中心公布了2024年2月全国新能源并网消纳情况。具体来看,2月全国光伏发电利用率为93.4%,环比下降4.7%。值得关注的是,这也是光伏利用率首次跌破95%。事实上,早在2018年国家发改委、国家能源局联合印发《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》政策中,首次提出把弃电
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4月2日,国家发改委官网发布《增量配电业务配电区域划分实施办法》(以下简称“办法”),文件提出:“在一个配电区域内,只能有一家企业拥有该配电网运营权,按照有关规定履行电力社会普遍服务、保底供电服务和无歧视提供配电服务义务,退出配电业务时履行配电网运营权移交义务,配电网运营权移交前应
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武夷山市发展改革科技局公布武夷山市2024年第一季度末分布式光伏可开放容量信息。根据《国家能源局综合司关于印发开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作的通知》(国能综通新能〔2023〕74号)文件精神,为积极引导分布式光伏合理布局、有序建设、促进源网协同发展,对武夷山市分布式光伏
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4月30日,保山市人民政府关于印发保山市2024年进一步推动经济稳进提质政策措施的通知,通知指出,积极争取将更多新能源项目列入省级建设方案清单,力争年内新能源项目开工规模40万千瓦以上,积极谋划一批抽水储能项目,提速实施白玉、浪戛等9个光伏发电项目,新增新能源并网容量100万千瓦以上。加快推
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4月29日,安徽省马鞍山市雨山区人民政府公布4月份企业项目备案情况,经北极星太阳能光伏网统计,共包含12个分布式光伏项目,总装机容量3558.92kW。项目详情如下:
4月27日,恒羲光伏首个海外光伏项目组件顺利发货,迎来又一里程碑,标志着恒羲光伏在全球化战略中又迈出了坚实一步。项目位于中东地区,由于独特的气候条件和光照特点,客户对光伏组件的尺寸有特别需求。市面上的光伏组件尺寸多为标准化生产,该项目所需组件尺寸不常见,需要进行特殊定制。恒羲光伏注
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4月25日,山东省发展改革委党组成员、副主任,省能源局党组书记、局长胡薄带队到滨州市调研风电光伏项目建设。胡薄一行实地察看了国家第三批大型风电光伏基地——华能滨州沾化85万千瓦光伏发电项目、华能沾化清风湖风光同场项目,与项目负责人深入交流,详细询问发展规划、建设任务、工程时序等,全面了
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4月28日,萧山区发展和改革局发布关于申报2023年度萧山区光伏发电项目补助资金的通知,通知指出,对经有关部门验收合格、装机容量在30KWp以上已建成企业的屋顶分布式光伏发电项目,自并网发电之月起按实际发电量给予项目投资企业0.2元/千瓦时(从并网之月起连续补助60个月),单个项目补助资金累计最高
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