关于解决弃风限电问题的几点思考

2016-06-23 09:13 [风能] 来源于：能源观察作者：谢长军

导读：自2010年以来，我国风电已连续6年超越美国成为全球最大的风电市

自2010年以来，我国风电已连续6年超越美国成为全球最大的风电市场。虽然我国风电装机容量绝对值已经位居世界第一位，但在全国电源结构中的占比仍然较低。

随着“十三五”规划的深入，风电发展目标有望进一步调升。但是，与发展速度和规模相悖的是，弃风限电现象愈发突出，已成为影响我国风电产业健康发展的主要瓶颈。

一、弃风限电的由来及演变过程

弃风限电是指风机处于正常情况下，电力调度机构要求部分风电场风机降出力或暂停运行的现象。

2010年，我国开始出现明显的弃风限电现象，并且随着风电的快速发展，限电问题更加突出。当年我国风电新增装机1890万千瓦，累计装机达到4473万千瓦，增速73%，超过美国并跃居世界第一，全国限电量39.43亿千瓦时，限电比例10%。

2011年，我国风电限电量首次超过100亿千瓦时。东北、西北地区大规模的弃风限电现象开始频繁和常态化，仅甘肃、内蒙古、吉林和黑龙江等4个省(区)的限电量就达到了53.04亿千瓦时，占全国限电总量的50%;全国限电比例达到16%。

2012年是有史以来弃风限电最为严重的一年，全年风电限电量达到208亿千瓦时，较2011年增加了一倍，限电量占2012年风电全部发电量的20%;全国限电比例达到17.12%，为历年最高值。弃风限电最严重的地区集中在风资源富集的“三北”地区，其中蒙东、吉林限电问题最为突出，风电利用小时数低于1500小时，冬季供暖期限电比例超过50%;蒙西、甘肃、张家口地区限电比例达到20%以上;黑龙江、辽宁等省份限电比例达到10%以上。

2013年，在政府部门、电网公司和业界的共同努力下，全国弃风率开始下降，限电量为162亿千瓦时，同比下降46亿千瓦时，限电比例10.7%，同比下降6个百分点。但这并不意味着弃风限电的好转，因为风电重点省份区弃风率依然高居不下，吉林、甘肃两省限电比例仍高达20%以上。

2014年，由于全国来风情况普遍偏小，风电弃风限电情况明显好转，限电量为126亿千瓦时，平均弃风率8%，达近年来最低值，全国除新疆外弃风率均有不同程度的下降，但“三北”限电比例依然相对较高，如新疆、吉林的限电比例达到15%，河北、黑龙江、甘肃都超过了10%。

2015年上半年开始，全国弃风限电形势又出现明显反弹，风电弃风电量175亿千瓦时，同比增加101亿千瓦时;平均弃风率15.2%，同比上升6.8个百分点，局部地区更为严重，吉林、甘肃、新疆、黑龙江、内蒙古、辽宁等6个风电大省限电比例超过或接近20%，其中吉林省高达43%。2015年下半年甘肃、新疆等省份限电进一步加剧，7~10月份甘肃限电比例每月都在50%以上，严重程度前所未有。预计2015年全国风电弃风电量将超过400亿千瓦时，平均弃风率超过15%，均创历史新高。

二、弃风限电背后多种问题并存

大规模风电消纳是世界性难题，与外国相比，我国风电消纳问题更为突出。弃风问题难解，暴露了我国能源规划、建设和运行中的种种矛盾。总体而言，我国弃风限电原因大致可以归纳为以下几个方面：

第一，风电发展电源与电网规划脱节，与火电、水电等其他电源规划脱节。我国风电发展的主要矛盾是大规模和高速度发展的风电装机、发电能力与电力送出、消纳能力的矛盾。近几年来，风电电源工程建设投资与并网装机容量一直呈上升态势：2013年，风电完成投资631亿元，同比增长3.9%，全国并网风电装机容量7548万千瓦，同比增长24.5%;2014年，风电完成投资960亿元，首次攀升至榜首，并网风电9581万千瓦;去年1~8月，风电完成投资571亿元，同比增长28.7%，新增发电生产能力1014万千瓦，在建规模2225万千瓦。虽然电网企业已加大对可再生能源接入工程投资，但由于电网规划与风电发展规划脱节，加上二者建设工期不匹配，导致风电项目与电网项目不协调，风电窝电问题严重。

目前，更值得注意的一个现象是，在经济新常态电力需求放缓的背景下，各地火电项目出现了热火朝天“大干快上”的局面。去年1~8月，火电在建规模同比大幅上升，已投产3082万千瓦，在建规模8758万千瓦，数字有些触目惊心。投建火电项目虽有拉动经济增长的积极作用，但长远看无异于饮鸩止渴。

火电大规模上马加剧电力产能过剩，风电的生存空间也被进一步挤压。如果这种势头不加以遏制，未来几年“三北”地区风火矛盾或将变得更加尖锐，弃风限电问题也将更严重、更难解决。这一矛盾还反映出一个深层次问题，即我国能源发展缺乏统一规划，在年均经济增长速度放缓的背景下，火电、水电、风电、核电、光伏究竟发展到多大规模比较合适至今没有定论，各规划目标在政府部门之间未达成统一共识，各电源规划的制定带有明显的局限性。

第二，风电区域布局不均衡。我国能源生产和消费呈现典型的逆向分布特点。一方面，我国风电资源集中在“三北”地区，当地由于经济欠发达，电力市场容量不大，消纳能力较弱。“十二五”期间，东北地区风电装机增长速度远远高于当地电力需求的增长。受气温及经济稳中趋缓等因素影响，2014年电力消费需求增速创1998年以来新低，去年东北和西北区域电力供应能力仍然有可能富余较多。

为消纳“三北”地区风电、加大非化石能源利用强度，国家能源局等有关部门规划建设12条大气污染防治输电通道，从西部向京津冀鲁、长三角及珠三角等地区送电。大气污染防治12条输电通道以及已投运的风火打捆外送专用通道中，已确定配套外送风电1500万千瓦、光伏发电400万千瓦左右。经测算，所有输电通道经挖潜还可再打捆外送2000万千瓦左右风电，尽管如此，“十三五”期间也只有约4000万千瓦的可再生能源外送能力，仍难以满足所有风电大基地送出需求。

另一方面，我国风电集中地区电源结构单一，系统调峰能力薄弱。风电本身具有随机性、波动性和间歇性特点，风电并网需要配套建设调峰电源。而我国风电集中的“三北”地区电源结构单一，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重不足2%，特别是冬季由于供热机组比重大，调峰能力严重不足。从理论而言，火电系统拥有一定的灵活调节裕度，火电机组可以为风电进行调峰，但调峰所付出的成本需要有所补偿。由于各个发电机组的上网电价由政府确定，机组之间丧失了灵活调节的动力，市场激励机制缺乏，导致电力辅助服务动力缺乏。

第三，保障可再生能源发展的相关法律难以全面落实。2006年我国《可再生能源法》的施行，使可再生能源终于有法可依，“国家鼓励和支持可再生能源并网发电”“国家将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域，推动可再生能源市场的建立和发展”等表述彰显了国家推动清洁能源发展的决心。2007年，我国发布《节能发电调度办法(试行)》，去年，国家对《可再生能源法》进行了修改，国家发展改革委、国家能源局又配套电改出台了《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》。从整体上看，这些文件都不具有法律约束能力，落实这些制度的具体执行办法“缺位”，很难对优先使用清洁能源进行强有力的制约。面对这种现实，发电企业不得不将希望寄托在“可再生能源配额制”之上，但由于配额制涉及多个地区、多家企业的切身利益，政府、企业难以达成共识，制度至今都未出台。目前，多数省区仍采用年度发电量计划管理，维持所有机组“平均上网小时数”的政策，加上省级政府具有自由裁量权，导致风电机组为火电机组让路。“十三五”期间，如果电力运行管理还以常规电源为主，不针对新能源发展特点作出实质性调整，弃风限电局面仍将持续，并有继续扩大的可能性。

三、关于解决弃风限电问题的几点思考

作为推动能源生产和消费革命与破解环境污染难题的首选，“十三五”及未来一段时期，我国风电发展仍有较大的增量空间。但是在电力市场进入低增长、低利用小时数“双低”通道的背景下，由于风电发展仍存在系列体制机制问题，弃风限电现象短期内难以消除。要缓解弃风限电问题，建议重点实施以下举措：

(一)通过运用风火替代交易、探索风电供热和制氢，以及建设智能电网等手段，进一步拓宽渠道缓解消纳问题。当前，首先应在近期限电严重地区通过建立风火替代交易机制，扩大风电就地消纳份额。由火电企业为风电企业提供发电空间，火电企业获得双方协议约定的经济补偿，风电企业减少因电网调度限制出力而造成的电量损失。风火替代交易机制的推广，不仅促进解决风电消纳问题，还节约了大量的煤炭资源，减轻了环境污染程度，有利于推动新旧能源交替使用，促进能源结构优化。

其次，要深入研究风电供热、风电制氢等新模式，进一步拓展风电消纳渠道。我国“三北”地区多属于冬季供暖区域，北方地区的风能资源冬季夜间最大，而这正是用电负荷的低谷时段和取暖供热的高峰时段，为了满足建筑取暖供热需要，按目前电网调度规则热电联产机组需优先运行，风电机组被迫停运，如果能够设计合理规则和机制，风电供暖将有助于缓解这个问题。另外，国内首个风电制氢工业应用项目也已进入加速施工阶段。值得注意的是，风电供暖与风电制氢在我国仍处于示范阶段，其发展成熟需要一定过程，政府部门仍须协调各方利益关系，加快制定包括规划、合理定价、交易制度等在内的促进风电消纳的一揽子政策。

再次，以互联网发展为契机，通过建设智能电网等手段解决风电消纳问题。“互联网+”时代的到来，也让风电机组及其设备变得更加智能化，将互联网、大数据的思维应用于风电设备制造和风电场运维，将很快成为现实。将来电力系统会以能源互联网、智能电网、需求侧响应及相关储能技术作为手段，辅以各类社会资源，合理安排间歇用能负荷，随时动态优化能源的需求和供应，并实时进行电力交易，保证最大限度消纳新能源。此外，智能电网通过技术的延伸，可实现“横向多源互补，纵向源—网—荷—储协调优化”，将在最大程度上促进可再生能源消纳利用。

(二)严格控制限电严重地区风电项目核准和建设，调整风电电价政策，放缓风电开发节奏，为存量项目留出消纳空间。国家能源局明确提出，坚持把风电运行状况作为风电开发建设的基本条件。对市场消纳能力充足，不存在弃风限电情况的省(区、市)，原则上不限制新建项目规模;对局部地区存在弃风限电情况的省(区、市)，应限制新建项目的建设规模，并避免新建项目在弃风限电地区的布局;对于弃风限电情况较为严重的省(区、市)，原则上不安排新建项目规模。而今，风电项目审批权下放至地方政府，地方能源主管部门应该加强对本地资源、系统配套和消纳能力的高度重视和深入理解，避免盲目核准项目;要着眼长远利益，全面考虑开发企业的健康可持续发展问题，不要在电网送出条件不成熟情况下，催促开发企业开工建设项目，避免局部弃风限电加重。风电开发企业也要根据市场消纳的实际情况理性发展，不要为了急于扩大规模、抢占市场份额，不计后果加快项目上马，造成无序建设。

同时，可以通过调整风电电价政策，降低限电严重地区增量项目上网电价，控制装机容量规模。价格信号的顺畅传导将形成消费带动生产、生产促进消费的良性循环。就电力生产而言，“以销定产”将抑制发电企业的盲目扩张冲动。目前，我国第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风资源区风电电价的调整，应该以消除弃风限电为前提条件。建议充分发挥价格调节机制，对限电严重地区新开发的风电项目上网电价进行下调，从整体角度弱化限电地区新投风电项目赢利能力，减缓风电开发企业继续抢占风电资源、扩大装机规模的动力，在风电限电问题解决前，放慢限电严重地区风电发展脚步。

(三)加强风电发展规划管理，科学有序地进行风能资源的开发利用。风电发展规划应纳入电力发展总体规划，将风电开发与其他能源开发相结合，统筹规划，“水火核风光”通盘考虑，以尽快形成煤、油、气、核、可再生能源多轮驱动的能源供应体系。只有真正制定科学、统一、合理的风电发展规划，合理安排风电发展的速度和规模，加强风电项目与电网、火电、水电、核电等电力项目的协调，才能从源头解决弃风限电问题。

一方面，合理规划风电发展方向，控制年度新增装机规模。《国家应对气候变化规划(2014~2020年)》提出，到2020年并网风电装机容量达到2亿千瓦，精细化、高效化、稳定化应成为实现这一发展目标的前提。目前限电严重的“三北”地区风电项目的投资回报已呈逐年下降趋势，并已出现大量风电场经营亏损状况，应严格控制这些地区的装机节奏，尽量减少大规模并网导致弃风限电带来的损失。

另一方面，加强风电与电网建设规划的协调统一。面对我国风电产业持续快速发展，电网企业已做了大量工作，国家电网数据显示，截至2014年年底，国家电网公司累计投资795亿元，建成新能源并网及送出线路4万千米，其中，风电3.7万千米、太阳能发电2625千米。未来一段时间内，应进一步加强风电与电网的统一规划，建立风电项目与电网工程同步规划、同步投产的有效机制。此外，特高压需要规划好输电通道中风电和火电的结构，从而保证风电的上网空间。但是，从目前实际情况看，通过风电上网通道建设，是否能够保证风电全额发电送出还是一个值得期待的问题。

(四)切实转变发展思路，让风电“集中规模化开发”与“分散式开发”并举，鼓励风电就地消纳。在开发大型风电基地同时，积极建设中小型风电项目接入配电网就地消纳。可再生能源发电外送有7%以上的损耗，加上需大量配套调峰电源，而且外送距离超过2000千米，项目经济性就会变差，还不如在东中部地区发展分散式风电。从短期发展目标来看，国家能源主管部门已将风电的利用水平，作为国家第五批核准计划布局与规模的前提条件，中东部和南方地区首次占据发展的主要位置。在中长期内，仍应因地制宜，积极稳妥推进分散式风电，建议国家能源主管部门尽快出台分散式风电的扶持政策，完善产业规范、技术标准，地方政府出台相关实施细则，尽快促进分散式风电市场的形成。

(五)积极推进风电系统辅助服务的市场化。风电要想发展，必须解决调峰问题。从实际经验来看，火电具有很强的调峰能力，抽水蓄能电站、蓄电池、燃气电站都能为风电调峰，但相关辅助服务市场尚未建立，利益补偿机制仍处于缺位状态。

建议政府部门进一步测算有关辅助服务的补偿标准，或建立调峰调频等辅助服务交易市场，运用经济办法调动有调峰能力电厂调峰的积极性，建立调峰、调频等辅助服务的补偿机制，深入挖掘系统调峰能力，不断提高本地电网消纳风电的能力。

出台配套细则，加快建设抽水蓄能、燃气发电等调峰电源，积极发展调峰性能好、高参数、大容量、高效率燃煤机组，并加快调节性能好的大型水电基地建设，以满足系统调峰需求、促进风电与调峰电源协调发展。

(六)推进电力体制改革，建立公平竞争的电力市场和调度机制，才是解决弃风限电的根本之策。电改的最终目标是构建政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。目前我国尚未完全建立起电力市场机制，电力资源配置基本停留在行政审批的计划经济管理模式上;电价改革严重滞后，电价传导机制不健全。这些都是《可再生能源法》难执行、节能调度办法难实施的根本原因。其实，电力系统实现较高比例的风电接入在技术上是可行的，比如蒙西电网一直保持着高比例风电接纳记录。可以说，电力体制改革及其营造的市场环境是否到位，将决定风电能否优先上网及全额收购。建议加快电力市场化改革，改变当前以计划电量为基础的电力系统运行模式，构建公平有效的电力市场运行机制;加快放开售电和配电业务，同时出台可再生能源配额制，为能源新业态健康发展创造条件;通过市场手段改变水电、风电等可再生能源跨区输送价格及利益分配机制，促进可再生能源良性发展。

（编辑：韩语）

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