7月27日，国家能源局公布了2016年上半年风电并网运行情况。据统计， 2016年上半年，中国弃风电量达323亿千瓦时，逼近去年全年弃风电量。平均利用小时数较15年上半年下降85小时至917小时，平均弃风率则上升至21%，创历史新高。弃风限电向常态化、恶性化发展。
图1 全国弃风电量/弃风率统计(2011-2016H1)
在全国弃风问题持续恶化的背景下，甘肃、新疆、内蒙等弃风限电原本严重地区的状况更是雪上加霜。 宁夏、新疆、内蒙等2016年上半年弃风电量均等同或超过2015年全年弃风电量。甘肃2016年上半年弃风电量也大幅度超过去年同期。依据往年的经验，受冬季供暖以及负荷下降等因素的影响，下半年的弃风情况将会较上半年进一步恶化。
图2 部分地区弃风电量统计
同“量的减少”一同出现的，还有“价的下跌”。2015年起，新能源企业需要向火电企业购买、或以降价方式来换取发电权的消息开始频频出现。以云南为例，2015年11月云南省工信委为解决火电企业困难在省内推行风火置换交易，要求风电企业补偿火电企业，将风电部分收益支付给火电企业。今年7月，云南省物价局发文要求在国家可再生能源补贴电价标准不变的情况下，参照云南水电企业平均撮合成交价结算云南省风电和光伏标杆上网电价。据业内人士核算，云南省风电光伏上网电价将因此减少0.13元/kWh以上。
同国家能源主管部门核定出的风电保障性收购小时数相比，宁夏、新疆、甘肃三省仅完成1/3左右的最低保障收购年利用小时数。上述地区在接下来的半年如何落实全额保障性收购，实现全额保障性收购管理办法中规定的“以国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数”全额收购规划范围的可再生能源发电项目的上网电量，成为了业界接下来关注的对象。
(图3 宁夏、新疆、甘肃保障利用小时数完成情况对比。注：国家能源主管部门的保障利用小时数要求按照“国家确定的上网标杆电价”收购，国家能源局统计的年发电利用小时数也包括大电力交易等未完全按照“标杆上网电价”结算的电量。)
为解决弃风问题，国家能源局不久前颁布了《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》，要求在风险预警级别为红色的地区，当年不下达年度开发建设规模，地方暂行核准新的风电项目(含已纳入年度开发建设规模的项目)。国家能源主管部门希望借此引导企业做出更慎重的投资决策，以优化产业布局。然而，笔者认为，企业理性投资固然重要，但预警过后各方如何合力已出现解决弃风顽疾才是更值得我们关注的内容。
