323亿度，这是2016年上半年中国弃风电量数字。
如果按照最低的一类资源区0.47元的上网电价计算，上半年弃风限电造成的直接损失超过150亿元。
7月27日，国家能源局发布的数据显示，全国上半年弃风率为21%，同比上升6%。
一家大型风电企业人士告诉《中国经营报》记者，因为弃风限电问题，国家将吉林、黑龙江、内蒙古、甘肃、宁夏、新疆六省份纳入暂停新增风电项目的区域。从2016年开始，“非限电”的南方区域、海上风电等已经成为风电企业发展的重点。
但在南方区域，电源之争的地方博弈又接踵而至——近期华能、华电、中广核等15家企业联名反对云南拟推出的风电、光伏上网电价政策，引发业内广泛关注。
风电投资由北转南
“21%只是一个平均值，实际上在新疆哈密、甘肃酒泉等地方，一些风电机组的弃风率已经高达70%。”前述风电企业人士表示，近年来西部风电新增装机大规模增长，特别是国家发改委提出对2016年1月1日投运的陆上风电项目上网电价下调2分、2018年下调3分，这导致了很多企业赶在电价调整前加大装机力度，弃风率进一步上升。
但随着“抢装潮”退去，全国风电投资已经出现大规模下滑。
近期中国电力企业联合会的数据，上半年风电电源完成投资244亿元，同比下降38.4%。并网容量上升、风电投资下降，如何理解这两个数据的“一升一降”?
“2016年是陆上风电进入调整期的转折点。”丹麦美科丹风公司亚太区首席代表孙文轩告诉记者，按照风场的建设程序，从投资到吊装然后实现并网，数据进入统计有一个“时间差”。企业去年的“抢装”，促使今年上半年并网量上涨。
孙文轩表示，投资的数据则代表着2016年下半年以及明年需要装机的风电状况，从上半年投点投资下降近40%来看，行业建设恢复理性，这也表明今年下半年、可能延续到明年上半年，风电装机量将有所下调。
从上半年弃风率按省份来看，甘肃弃风率47%、新疆45%、吉林39%、内蒙古30%、黑龙江23%、宁夏22%、辽宁19%，这六个省份的弃风率最高。
而这几个省份的弃风率数据，和7月21日国家能源局发布的2016年全国风电投资监测预警结果基本吻合。
预警将各省的风电投资，由高到低分为红色、橙色、绿色三个等级，其中新疆、宁夏、甘肃、黑龙江和吉林为红色;河北北网、蒙东、蒙西为橙色。
预警结果为绿色表示正常，地方政府和企业可根据市场条件合理推进风电项目开发投资建设。而红色的省份，表示风电开发投资风险较大，建议风电开发企业慎重决策建设风电项目，电网企业不再办理新的接网手续。橙色表示风电开发投资具有一定风险，国家能源局原则上在发布预警结果的当年不下达年度开发建设规模。
中国风能协会秘书长秦海岩认为，“三北”地区弃风恶化，发布风电投资预警机制的目的，就是为了引导企业的理性投资，避免造成投资浪费，促进风电项目的合理布局。
“弃风严重的地方已经限制开发，企业的投资思路也有所变化。”华南一家风电设备企业人士告诉记者，今年大企业开始了海上风电的项目筹备，而且陆上风电投资由南向北转移，比如加大南方高海拔的山地风电建设等。
该企业人士也表示，现在公司在多个省份都有叶片等风电设备制造厂，如果后期北方的风电产能不能提升，公司将考虑关停北方一些制造厂。
风电投资地域的变化，已经反映在2016年上半年的新增风电并网容量上。数据显示，云南新并网215万千瓦，位于全国第一;排在第二的是江苏，新并网68万千瓦。
风电上网遭遇地方博弈
风电投资格局因规避风险而由北向南转变，但现实却并不顺利。
7月15日，华能、华电、中广核等15家企业“抱团”反对云南物价局公布的《关于征求风电、光伏发电电价政策意见》，引发业内关注。
在这份15家企业共同联名的“红头文件”中，开篇就提到对云南物价局计划“在可再生能源补贴电价标准不变情况下，参照云南省水电企业平均撮合成交价作为云南省风电、光伏标杆上网结算电价”，表示坚决反对。其中“坚决反对”四个字还用加粗字体，予以强调。
国家发改委规定，云南省陆上风电上网电价为0.6元/千瓦时，光伏发电项目为0.88元/千瓦时。其中，新能源上网的电价先按照当地的脱硫燃煤上网电价结算，其中的差价由可再生能源电价附加资金补贴。
据了解，目前云南的脱硫燃煤上网电价约为0.3358元，而水电直购电成交价约为0.25元。如按照云南物价局征求的电价政策，这也意味着云南变相降低了风电、光伏的上网电价。
对于云南物价局提出上述政策的目的，记者多次联系该局综合处以及价格管理处，未能获得回应。
按照《可再生能源法》的规定，可再生能源的上网电量，按照常规能源发电平均上网电价计算，差额再由电价附加补偿。而云南因其水电装机容量占到了80%以上，所以云南物价局认为水电已经是云南省的常规能源。
“常规能源就指的是火电，而不是水电。”华能新能源一位人士告诉记者，云南物价局不按照国家法律规定，对风电的上网电价的定义存在错误。
新能源企业与地方物价部门争执的背后是，云南电力供需矛盾压力正在加大。2016年上半年中国全社会用电量同比增长2.7%，但云南用电量上半年下滑7.4%。电力需求下滑的同时，发电量在上涨。
厦门大学能源经济协同创新中心主任林伯强认为，对于云南而言，同样清洁、价格更低的水电都用不完，价格更高的风电和光伏发电后期无疑也将面临更大的消纳困局。
对于此事，中国风能协会也予以高度关注。该协会回应记者称，解决电力供需矛盾是电改的重中之重，但应该通过开拓市场提升消纳空间，而不应该以损害新能源产业为代价。“保价保量”是落实可再生能源政策的核心，云南这一做法“公然违抗中央政策”。
事实上，能源转型面临的地方博弈呈现出扩围之势。
此前甘肃将火电、水电以及集中式光伏、风力发电企业纳入2016年电力直接交易。另外，新疆2015年底曾要求继续发电的新能源电站要参与自备电厂替代交易，给自备电相应补贴。这些地方的做法都引发了新能源企业的不满。
进入2016年以来，虽然监管层公布了《可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，希望能够解决新能源面临的消纳问题，但对于地方政府的强制力有限。随着中国进入电力过剩时期，火、水、风、光几种不同的电力都面临着争抢市场的困局，新能源消纳短期难解。
