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一、我国新能源发展成绩突出
近年，我国颁布实施《可再生能源法》，提出了到2020年非化石能源达到能源消费15%的目标，将新能源作为七大战略性新兴产业之一。在政策扶持下，凭借资源和制造成本优势，我国迅速成长为全球新能源产业大国，实现了可再生能源技术、市场和服务体系的突破性进展，为可再生能源规模化发展奠定了重要基础。
我国风电装机以突飞猛进的速度增长，风电装备制造业已经成为具有国际竞争力的优势产业。2006—2011年，我国新增风电装机5000万千瓦左右，实现了从200万千瓦到5000万千瓦的巨大跨越，用5年半时间走过了美国、欧洲15年的发展历程。今年6月，我国并网风电达到5258万千瓦，超过美国跃居世界第一。我国已初步形成覆盖风电设计、装备制造、建设运行的完整产业链，风机平均造价下降40%左右，风电场建设平均造价下降20%左右，成效十分显著。此外，风电装备制造业已经成为具有国际竞争力的优势产业之一，部分风电机组制造企业进入全球前十强。
太阳能装机快速增长，已成为世界光伏电池制造大国。2000年以来，我国光伏发电装机容量累计增长110倍，年均增长54%。2011年，并网太阳能发电装机容量达到214万千瓦，一年增加7倍多，成为全球发展最快地区。在国际市场拉动下，我国10多年来光伏电池生产能力快速增加，产业技术水平不断提高。2011年，我国光伏电池产量达到2000万千瓦，占到全球光伏电池产量的60%以上，形成了从晶体硅提纯、电池生产、组件封装、系统集成等完整的光伏产品制造产业链，成为名副其实的光伏电池制造大国。
二、弃风限电使我国新能源发展面临重大挑战
由于种种原因，新能源并网消纳困难，一些风能、太阳能重点发展区域弃风、弃光、限电现象严重，使我国新能源发展面临重大挑战。
当前风电弃风限电严重。自2010年开始，我国风电弃风和上网难问题日益突出，成为社会各界关注的焦点。2011年，全国风电弃风比例在10%左右，部分风电基地弃风20%左右，个别地区高达40%。除弃风外，一些地区还存在着风电上网难问题，有的项目风机建成后并不了网，有的项目并网后上不了网。风电弃风和上网难问题不仅直接降低了风电企业的经营效益，而且造成社会投资浪费，并影响到风机设备制造和施工产业。2012年以来，风电弃风现象更加严重，风电企业经营困难进一步加剧，风电行业对可持续发展的要求和呼声日趋强烈。
风电后续消纳能力不足。由于内蒙古、黑龙江、吉林、甘肃等风电大省本地风电消纳能力不足，外送通道不畅，限电范围和严重程度不断加大，风能开发和利用效率大大降低。为避免限电形势进一步发展，国家采取了控制“三北”一线地区风电发展规模和速度的政策，这导致全国风电增长速度大幅下降。2011年以来，国家将风电发展的重点放在了山西、陕西、宁夏、河北、辽宁等电网接入相对较好的“三北”二线地区以及东南沿海、内陆低风速地区，预计2014年之前每年尚可维持1500万千瓦左右的新增并网规模。但是，在现有电力市场运行体制下，“三北”二线地区的电网可继续接入的风电容量是有限的，而沿海地区和内陆低风速地区省份受风资源总量、土地利用规划、环境影响、风电开发成本限制，可经济开发的风电规模也不大。因此，基本可以得出结论：如果2014年之前“三北”地区并网与消纳问题处理不好，则“十三五”期间我国风电将面临可持续发展的严重挑战，并将影响我国2020年节能减排目标的完成。
太阳能发电出现弃光现象。今年以来，随着2011年底建成的大量太阳能光伏电站投入运营，我国太阳能发电装机第一大省青海已出现太阳能弃光现象。但与此同时，仍然有大量太阳能电站在建设过程中，国家还将继续规划开工建设更多的太阳能电站。有理由担忧太阳能发电可能会重蹈风电覆辙。
三、多因素导致我国新能源弃风限电
导致新能源弃风限电的原因是多方面的，有发展思路、战略规划、体制、政策、技术等多种因素。
发展思路原因：分散式能源集中式利用的困境。间歇性、随机性和稀薄性的特点决定了风电、太阳能发电宜采用分散开发、分散利用的发展思路，就近接入中低压电网，就地、就近消纳，世界上新能源利用率高的国家莫不如此。例如北欧诸国，风电机组星罗棋布、三三两两，还有许多是单台接入20—10千伏以及电压等级更低的电网，大都直接接到供电系统。德国光伏发电容量2011年底达到2300万千瓦，与我国三峡水电站装机规模相当，基本都分散地建在用电户屋顶，分布式接入系统。我国对新能源采用了“大规模—高集中—远距离—高电压输送”的开发模式，而这种模式必然带来并网和消纳的问题。为远距离输送风电光电，需要层层升高电压而配套新建一系列高压、超高压甚至特高压输变电装置，长距离线损和层层变损对输电经济性影响颇大，对整个大系统，特别是对受端电网安全运行和电能质量也会带来较大负面影响。而目前提出的“风火打捆”输送方式，还需要配套建设大量价格昂贵的抽水蓄能电站。因此，通过建设大规模风电外送通道、进行跨区域消纳面临一系列技术和经济问题。
战略规划原因：新能源电力规划与电网建设脱节。从国际经验看，新能源发展领先的欧盟国家在新能源发展方面都有清晰的战略规划，并以法律或政策的形式明确。近年来，我国新能源电力的高速发展与电网建设不协调，与调峰电源建设不配套，电力外送通道不畅，电网局部环节产生“卡脖子”现象。黑龙江依兰地区、吉林通榆地区、内蒙古锡盟灰腾梁地区与乌拉特中旗川井地区、甘肃酒泉地区、辽宁北部地区等，受电网网架送出能力影响，风电被限出力。此外，企业、地方政府的风电发展规划与国家规划不协调，项目开发布局和建设时序调控困难，电网调峰、调频电源建设激励政策不到位，这些问题也导致风电在并网、送出、消纳、安全等方面积累的矛盾越来越突出。我国太阳能发电的发展政策和开发管理模式基本与风电类似，虽处起步阶段，但已显过热苗头，如不及时调整政策，可能重蹈风电覆辙。
管理体制原因：现行电力法和电力体制制约新能源发展。按照我国现行电力法，供电营业区只能有一个供电主体，新能源电力都必须经升压后通过大电网进行统一输送，而在发达国家非常普遍的自发自用式的分布式屋顶光伏发电、小规模风力发电、分布式天然气多联产电站，在我国尚未得到法律和体制上的许可。按照我国现行电力体制，电网企业的收入仍然是全部来自发电环节与终端销售环节之间“价差”。新能源“自发自用”一度电，将直接导致电网企业减少一度电的价差收入。并且，风能、太阳能的发电成本高，上网价格高，却按统一的终端价格销售，也导致电网企业的利润空间缩小。因此，在应得收入及其保障机制尚未落实的情况下，电网企业接受分布式新能源电力的意愿不足。当前，我国光伏产业遭受欧美“双反”调查，海外市场剧烈收缩，启动国内市场势在必行。而国内市场能否启动，关键则在于分布式能源发展的体制障碍能否破除。 政策激励原因：补贴政策缺陷带来了新能源投资的不当激励。新能源发展初期离不开政府补贴，但必须科学适度，讲求效率。2011年，与光伏电池快速降价的市场走向相反的高额补贴政策出台，加上地方政府的项目核准权限，两项因素迭加，引发西部数省区光伏发电脱离中长期规划和电网建设衔接的“大跃进”式建设热潮，电网企业措施不及，大量抢建的光伏电站陷入“窝电”的尴尬境地。当前，我国对新能源企业的补贴政策对效率兼顾不够：一是政策显反向激励效果。由于政府部门只按企业申报的成本进行审批，容易造成“高成本高补贴，低成本不补贴”，这不但没有充分体现鼓励先进的政策初衷，反而加大了发生道德风险的可能。二是补贴数额往往跟不上技术进步和市场供需所产生的成本变化，2009年甚至出现过政府补贴金额高于屋顶光伏工程整体造价的失误。这样的补贴方式收到适得其反的效果，很容易造成国家财产的损失。
技术标准原因：新能源电力的系统调峰能力差，接网与调度运行的技术难度大。风电、太阳能发电具有随机性、间歇性、波动性的特性，受自然条件如风力、光照变化的影响，不论日内还是短时间内出力曲线变化都非常大，功率预测难度大。大规模集中接入和并网不仅易对电网的电压和频率带来冲击，增大电网调度和运行管理难度，而且需要电网加大调峰调频能力建设，增大电网系统备用和调峰成本。此外，风电并网标准制定工作滞后，标准体系还不完善，也影响了风电的接入并网。
四、深化改革，多策并举，促进我国新能源可持续发展
优化布局，分散开发和集中开发并举。贯彻落实可再生能源发电量全额保障性收购的法律规定，科学分析和确定各层级电网接受和消纳风电、光电的比例。按照充分消纳，基本杜绝弃风、弃光，分散和集中并举，大中小型电站同步的原则，确定风电、太阳能发电的开发布局。合理把握各地区风能、太阳能开发节奏，在弃风、弃光现象明显和严重的地区，暂缓核准和建设新的风电、太阳能发电项目，提高已建成电站的利用小时数，最大限度地提高本地区消纳能力。适当提高太阳能、风能资源条件较好、电网设施坚实的沿海、南方以及内陆的电力负荷区的消纳潜力。
统筹规划，实现新能源与电网协调发展。加强新能源与电网、新能源与调峰电源的统一规划，统筹新能源开发与市场需求，建立新能源基地与电网工程同步规划、同步投产的有效机制，扩大新能源消纳范围。打通局部地区电网送出瓶颈，针对“卡脖子”的局部地区采取建设风电汇集站、扩容输电线路、扩容主变容量等措施，解决单纯由于电网网架薄弱原因导致的风电限出力问题。
深化改革，破除可再生能源发电上网的体制机制障碍。第一，修改电力法相关规定，鼓励新能源“分散上网，就地消纳”，构建有利于分布式能源发展的法律和政策体系。第二，深化电力体制改革，改革电网企业盈利模式，建立公开透明、竞争有序的电力市场机制，为提高能源利用效率、促进新能源发展提供体制保障。第三，尽快实施可再生能源配额制，明确地方政府、电网公司、电力开发商开发、利用和消纳新能源的职责和义务，从体制上重点解决电网企业接纳风电的积极性问题。第四，建立分布式能源电力并网技术支撑体系和管理体制，鼓励分布式能源自发自用，探索多余电力向周边用户供电机制。
完善政策，采取有利于新能源发展、符合效率原则的补贴措施。政府补贴政策必须贯彻效率原则，形成以政府阶段性适度补贴为基础的良性循环，尽可能减少因发展新能源给国民经济带来的负担。一是在新能源具有一定竞争力后，补贴政策应适时退出。二是要考虑成长性，对商业化新能源项目补贴的对象应是已经具有成长性的技术，且能够通过自身技术进步和商业化规模扩大不断降低成本的企业。三是补贴要紧扣实际发电业绩，建议将“改事前装机补贴”改为“事后度电补贴”，矫正重建设规模、轻发电量的片面思想。
多面着手，提升我国新能源消纳的技术水平。一是电网企业已推行了低电压穿越、无功补偿等风电场接入电网技术，建议根据实际运行效果，总结完善后加以推广。二是提高系统调峰与消纳能力，加快调峰调频电源建设，提高系统运行灵活性。三是加快智能电网建设，为更多地接入风电、光伏发电等新能源提供技术平台。四是积极探索新能源储能技术，提高经济性，为多种新能源的综合开发、提高新能源利用率、打捆外送奠定基础。■
（景春梅，1977年生，内蒙古阿左旗人，中国国际经济交流中心副研究员，经济学博士。研究领域：宏观经济、能源经济）
近年，我国颁布实施《可再生能源法》，提出了到2020年非化石能源达到能源消费15%的目标，将新能源作为七大战略性新兴产业之一。在政策扶持下，凭借资源和制造成本优势，我国迅速成长为全球新能源产业大国，实现了可再生能源技术、市场和服务体系的突破性进展，为可再生能源规模化发展奠定了重要基础。
我国风电装机以突飞猛进的速度增长，风电装备制造业已经成为具有国际竞争力的优势产业。2006—2011年，我国新增风电装机5000万千瓦左右，实现了从200万千瓦到5000万千瓦的巨大跨越，用5年半时间走过了美国、欧洲15年的发展历程。今年6月，我国并网风电达到5258万千瓦，超过美国跃居世界第一。我国已初步形成覆盖风电设计、装备制造、建设运行的完整产业链，风机平均造价下降40%左右，风电场建设平均造价下降20%左右，成效十分显著。此外，风电装备制造业已经成为具有国际竞争力的优势产业之一，部分风电机组制造企业进入全球前十强。
太阳能装机快速增长，已成为世界光伏电池制造大国。2000年以来，我国光伏发电装机容量累计增长110倍，年均增长54%。2011年，并网太阳能发电装机容量达到214万千瓦，一年增加7倍多，成为全球发展最快地区。在国际市场拉动下，我国10多年来光伏电池生产能力快速增加，产业技术水平不断提高。2011年，我国光伏电池产量达到2000万千瓦，占到全球光伏电池产量的60%以上，形成了从晶体硅提纯、电池生产、组件封装、系统集成等完整的光伏产品制造产业链，成为名副其实的光伏电池制造大国。
二、弃风限电使我国新能源发展面临重大挑战
由于种种原因，新能源并网消纳困难，一些风能、太阳能重点发展区域弃风、弃光、限电现象严重，使我国新能源发展面临重大挑战。
当前风电弃风限电严重。自2010年开始，我国风电弃风和上网难问题日益突出，成为社会各界关注的焦点。2011年，全国风电弃风比例在10%左右，部分风电基地弃风20%左右，个别地区高达40%。除弃风外，一些地区还存在着风电上网难问题，有的项目风机建成后并不了网，有的项目并网后上不了网。风电弃风和上网难问题不仅直接降低了风电企业的经营效益，而且造成社会投资浪费，并影响到风机设备制造和施工产业。2012年以来，风电弃风现象更加严重，风电企业经营困难进一步加剧，风电行业对可持续发展的要求和呼声日趋强烈。
风电后续消纳能力不足。由于内蒙古、黑龙江、吉林、甘肃等风电大省本地风电消纳能力不足，外送通道不畅，限电范围和严重程度不断加大，风能开发和利用效率大大降低。为避免限电形势进一步发展，国家采取了控制“三北”一线地区风电发展规模和速度的政策，这导致全国风电增长速度大幅下降。2011年以来，国家将风电发展的重点放在了山西、陕西、宁夏、河北、辽宁等电网接入相对较好的“三北”二线地区以及东南沿海、内陆低风速地区，预计2014年之前每年尚可维持1500万千瓦左右的新增并网规模。但是，在现有电力市场运行体制下，“三北”二线地区的电网可继续接入的风电容量是有限的，而沿海地区和内陆低风速地区省份受风资源总量、土地利用规划、环境影响、风电开发成本限制，可经济开发的风电规模也不大。因此，基本可以得出结论：如果2014年之前“三北”地区并网与消纳问题处理不好，则“十三五”期间我国风电将面临可持续发展的严重挑战，并将影响我国2020年节能减排目标的完成。
太阳能发电出现弃光现象。今年以来，随着2011年底建成的大量太阳能光伏电站投入运营，我国太阳能发电装机第一大省青海已出现太阳能弃光现象。但与此同时，仍然有大量太阳能电站在建设过程中，国家还将继续规划开工建设更多的太阳能电站。有理由担忧太阳能发电可能会重蹈风电覆辙。
三、多因素导致我国新能源弃风限电
导致新能源弃风限电的原因是多方面的，有发展思路、战略规划、体制、政策、技术等多种因素。
发展思路原因：分散式能源集中式利用的困境。间歇性、随机性和稀薄性的特点决定了风电、太阳能发电宜采用分散开发、分散利用的发展思路，就近接入中低压电网，就地、就近消纳，世界上新能源利用率高的国家莫不如此。例如北欧诸国，风电机组星罗棋布、三三两两，还有许多是单台接入20—10千伏以及电压等级更低的电网，大都直接接到供电系统。德国光伏发电容量2011年底达到2300万千瓦，与我国三峡水电站装机规模相当，基本都分散地建在用电户屋顶，分布式接入系统。我国对新能源采用了“大规模—高集中—远距离—高电压输送”的开发模式，而这种模式必然带来并网和消纳的问题。为远距离输送风电光电，需要层层升高电压而配套新建一系列高压、超高压甚至特高压输变电装置，长距离线损和层层变损对输电经济性影响颇大，对整个大系统，特别是对受端电网安全运行和电能质量也会带来较大负面影响。而目前提出的“风火打捆”输送方式，还需要配套建设大量价格昂贵的抽水蓄能电站。因此，通过建设大规模风电外送通道、进行跨区域消纳面临一系列技术和经济问题。
战略规划原因：新能源电力规划与电网建设脱节。从国际经验看，新能源发展领先的欧盟国家在新能源发展方面都有清晰的战略规划，并以法律或政策的形式明确。近年来，我国新能源电力的高速发展与电网建设不协调，与调峰电源建设不配套，电力外送通道不畅，电网局部环节产生“卡脖子”现象。黑龙江依兰地区、吉林通榆地区、内蒙古锡盟灰腾梁地区与乌拉特中旗川井地区、甘肃酒泉地区、辽宁北部地区等，受电网网架送出能力影响，风电被限出力。此外，企业、地方政府的风电发展规划与国家规划不协调，项目开发布局和建设时序调控困难，电网调峰、调频电源建设激励政策不到位，这些问题也导致风电在并网、送出、消纳、安全等方面积累的矛盾越来越突出。我国太阳能发电的发展政策和开发管理模式基本与风电类似，虽处起步阶段，但已显过热苗头，如不及时调整政策，可能重蹈风电覆辙。
管理体制原因：现行电力法和电力体制制约新能源发展。按照我国现行电力法，供电营业区只能有一个供电主体，新能源电力都必须经升压后通过大电网进行统一输送，而在发达国家非常普遍的自发自用式的分布式屋顶光伏发电、小规模风力发电、分布式天然气多联产电站，在我国尚未得到法律和体制上的许可。按照我国现行电力体制，电网企业的收入仍然是全部来自发电环节与终端销售环节之间“价差”。新能源“自发自用”一度电，将直接导致电网企业减少一度电的价差收入。并且，风能、太阳能的发电成本高，上网价格高，却按统一的终端价格销售，也导致电网企业的利润空间缩小。因此，在应得收入及其保障机制尚未落实的情况下，电网企业接受分布式新能源电力的意愿不足。当前，我国光伏产业遭受欧美“双反”调查，海外市场剧烈收缩，启动国内市场势在必行。而国内市场能否启动，关键则在于分布式能源发展的体制障碍能否破除。 政策激励原因：补贴政策缺陷带来了新能源投资的不当激励。新能源发展初期离不开政府补贴，但必须科学适度，讲求效率。2011年，与光伏电池快速降价的市场走向相反的高额补贴政策出台，加上地方政府的项目核准权限，两项因素迭加，引发西部数省区光伏发电脱离中长期规划和电网建设衔接的“大跃进”式建设热潮，电网企业措施不及，大量抢建的光伏电站陷入“窝电”的尴尬境地。当前，我国对新能源企业的补贴政策对效率兼顾不够：一是政策显反向激励效果。由于政府部门只按企业申报的成本进行审批，容易造成“高成本高补贴，低成本不补贴”，这不但没有充分体现鼓励先进的政策初衷，反而加大了发生道德风险的可能。二是补贴数额往往跟不上技术进步和市场供需所产生的成本变化，2009年甚至出现过政府补贴金额高于屋顶光伏工程整体造价的失误。这样的补贴方式收到适得其反的效果，很容易造成国家财产的损失。
技术标准原因：新能源电力的系统调峰能力差，接网与调度运行的技术难度大。风电、太阳能发电具有随机性、间歇性、波动性的特性，受自然条件如风力、光照变化的影响，不论日内还是短时间内出力曲线变化都非常大，功率预测难度大。大规模集中接入和并网不仅易对电网的电压和频率带来冲击，增大电网调度和运行管理难度，而且需要电网加大调峰调频能力建设，增大电网系统备用和调峰成本。此外，风电并网标准制定工作滞后，标准体系还不完善，也影响了风电的接入并网。
四、深化改革，多策并举，促进我国新能源可持续发展
优化布局，分散开发和集中开发并举。贯彻落实可再生能源发电量全额保障性收购的法律规定，科学分析和确定各层级电网接受和消纳风电、光电的比例。按照充分消纳，基本杜绝弃风、弃光，分散和集中并举，大中小型电站同步的原则，确定风电、太阳能发电的开发布局。合理把握各地区风能、太阳能开发节奏，在弃风、弃光现象明显和严重的地区，暂缓核准和建设新的风电、太阳能发电项目，提高已建成电站的利用小时数，最大限度地提高本地区消纳能力。适当提高太阳能、风能资源条件较好、电网设施坚实的沿海、南方以及内陆的电力负荷区的消纳潜力。
统筹规划，实现新能源与电网协调发展。加强新能源与电网、新能源与调峰电源的统一规划，统筹新能源开发与市场需求，建立新能源基地与电网工程同步规划、同步投产的有效机制，扩大新能源消纳范围。打通局部地区电网送出瓶颈，针对“卡脖子”的局部地区采取建设风电汇集站、扩容输电线路、扩容主变容量等措施，解决单纯由于电网网架薄弱原因导致的风电限出力问题。
深化改革，破除可再生能源发电上网的体制机制障碍。第一，修改电力法相关规定，鼓励新能源“分散上网，就地消纳”，构建有利于分布式能源发展的法律和政策体系。第二，深化电力体制改革，改革电网企业盈利模式，建立公开透明、竞争有序的电力市场机制，为提高能源利用效率、促进新能源发展提供体制保障。第三，尽快实施可再生能源配额制，明确地方政府、电网公司、电力开发商开发、利用和消纳新能源的职责和义务，从体制上重点解决电网企业接纳风电的积极性问题。第四，建立分布式能源电力并网技术支撑体系和管理体制，鼓励分布式能源自发自用，探索多余电力向周边用户供电机制。
完善政策，采取有利于新能源发展、符合效率原则的补贴措施。政府补贴政策必须贯彻效率原则，形成以政府阶段性适度补贴为基础的良性循环，尽可能减少因发展新能源给国民经济带来的负担。一是在新能源具有一定竞争力后，补贴政策应适时退出。二是要考虑成长性，对商业化新能源项目补贴的对象应是已经具有成长性的技术，且能够通过自身技术进步和商业化规模扩大不断降低成本的企业。三是补贴要紧扣实际发电业绩，建议将“改事前装机补贴”改为“事后度电补贴”，矫正重建设规模、轻发电量的片面思想。
多面着手，提升我国新能源消纳的技术水平。一是电网企业已推行了低电压穿越、无功补偿等风电场接入电网技术，建议根据实际运行效果，总结完善后加以推广。二是提高系统调峰与消纳能力，加快调峰调频电源建设，提高系统运行灵活性。三是加快智能电网建设，为更多地接入风电、光伏发电等新能源提供技术平台。四是积极探索新能源储能技术，提高经济性，为多种新能源的综合开发、提高新能源利用率、打捆外送奠定基础。■
（景春梅，1977年生，内蒙古阿左旗人，中国国际经济交流中心副研究员，经济学博士。研究领域：宏观经济、能源经济）