十年反思录：“风电大基地”回头看-第2页-北极星风力发电网

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「 失控的产能 」

为扶持风电国产化，主管风电项目审批的发改委下放了一定范围内的审批权，规定“装机规模在5万千瓦以上的风电项目须获得国家发改委的核准，5万千瓦以下的只需要在省区级发改委核准”。为了绕开发改委的审批，各地将10万千瓦的项目分两次批，批出多个4.95万千瓦的项目，“4.95现象”让发改委颇为尴尬。

通常，经由国家发改委审批的风电项目，国家电网公司需保证接收，而地方审批的4.95万千瓦项目，有的并不在国家电网公司的规划范围内，这就出现了风电开发商在山包上立起风机，却不被电网公司接收的情况。

风电场规划建设无序，导致风电开发规模野蛮生长，难以控制，很快便陷入产能过剩。我国用电负荷中心地处东部沿海地区，而风电基地主要位于“三北”地区，电力生产和消费布局在地理空间上存在巨大的不对称性，为风电发展和电力输送带来了极大的困扰。

而“建设大基地，融入大电网”是我国风电开发利用的主要模式。伴随着风电装机规模的突飞猛进，因未充分考虑消纳问题，未建设配套的输电设施，在本地无法消纳的情况下，又缺乏跨省特高压输电通道，并网、送出难题接踵而至，风电资源丰富的“三北”地区多个风电场深陷“弃风”泥淖。

实行“千万级大基地”政策的第二年，2009年，在全国2601万千瓦的风电装机容量中，并网风机仅为1613万千瓦，国内风电30%-50%的产能处于闲置状态，部分地区弃风率甚至一度达到接近100%。

2010年是国内风电产业的重要转折点，风电产业的主要矛盾由追求大规模和高速度的风电装机量，转向如何平衡消纳与建设速度之间的矛盾。据统计，该年全国弃风量不断恶化，达到了39.43亿千瓦时。

更为“沉重”的是，2011年，正值“三北”陆上风电建设如火如荼的一年，同时也是继2009年风机质量问题后，事故爆发最为频繁的一年。一直被高速发展暂时掩盖的问题集中爆发，多起大规模风机脱网事故引发电网对风电安全性的担忧，无疑成为弃风限电的一大因素。

据不完全统计，2011年我国风电弃风量超过100亿千瓦时，相当于损耗330万吨标煤。从统计数据来看，单就甘肃、内蒙古、吉林和黑龙江四省的弃风量，就达到全国弃风总量的50%。

2012年，弃风限电问题恶化，到达“抛物线”顶点，弃风率达到17%。国家能源局数据显示，全国限制风电出力的弃风电量达到约200亿千瓦时，比2011年的弃风电量翻了一番，占2012年实际风电全部发电量的20%。个别省(区)风电利用小时数下降到1400小时左右，造成直接经济损失在100亿元以上。限制风电出力最严重的地区仍集中在风能资源富集的“三北”地区。

2015年我国弃风量达339亿千瓦时再创新高，平均弃风率达到15%，“三北”地区弃风电量占全国总弃风电量的99.9%。国家大力打造“风电三峡”主力军的甘肃，弃风率接近40%，居全国首位。因“遭受区域性整体限电”，多家风电企业陷入净亏损。据统计，当年弃风电量对风能企业造成的直接经济损失达183亿元。金风科技位于新疆某处风电场的弃风率达到40%以上，仅一家电场的损失就接近5亿元。

十年后的今天，大部分风电基地建设进度基本达到了规划规模，但“弃风”问题也愈发恶劣，有限的市场终难以承受“风电三峡”之重。

为遏制“弃风”，国家能源局于2017年2月和5月两次发布了风电建设、投资红色预警，明确内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆（含兵团）等6省区被列为2017年风电开发建设红色预警区域，覆盖了七大千万级风电基地所在省区中的4个。《能源》记者梳理了七大风电基地现状，有的千亿元投资被闲置，有的机组弃风率高达70%，有的项目盈利率低，有的夜间风力发电全停成为了常态。

发电公司认为，如果不建立全国电力市场消纳风电的机制，不解决边远地区风电送出通道问题，无疑是把风电这个刚出生的孩子遗弃，或者说是在刚刚出土的风电幼苗上压一块大石头。

但大规模风电并网将大量风电机组通过联络线汇集后接入电网带来较大的安全隐患，电网企业对风电上网存有排斥心态。国家电网出于安全考虑推行其自定的技术标准，风电场被限制出力的现象在蒙东、吉林等地电网频频出现，风电场发电被电网全额接收成为奢望。

「 破解“弃风”难题 」

十年间，“弃风”问题深深地困扰着风电行业，因安全问题遭受局部电网“卡脖子”以及跨省跨区通道输送能力不足成为制约新能源消纳的两大“拦路虎”。因此，优化电网结构，加快新能源送出及跨省跨区输电通道建设，提供坚实的物质基础保障迫在眉睫。

目前，我国已经着手加快远距离高压输电线路规划和建设，加快特高压跨区电网建设，构建坚强的“三华”同步受端电网，以实现“三北”地区风电在全国范围内统筹消纳。国网公司也于2017年初推出20项措施，明确提出到2020年根本解决新能源消纳问题，将弃风弃光率控制在5%以内。

“弃风”问题的解决，需囊括发电、输配电及用电在内的各环节的共同努力。而剥开风电自身的间歇性、波动性特点，以及电力系统缺少消纳风电能力的表皮，愈演愈烈的“弃风”现象并不完全归咎于产能过剩、电网接收困难。其中所涉关系、利益错综复杂，风电大规模输送和消纳是技术挑战，更是利益机制问题。

对于电网公司而言，我国不少风电场距离电网主线路有上百公里，甚至几百公里，线路投资动辄数亿元，巨大的投资额是一个很大的负担。此外，由于风电发电量较小，约相当于火电同等装机的40%左右，在相同电网等级条件下，对风电的线路投资会在很大程度上影响电网的投资效益，影响电网企业投资风电线路的积极性。

除此之外，机制问题也脱不了干系。煤电助力地方政府的GDP和财政收入，在煤价下滑的大背景下，只有让火电多发电，才能提升当地煤炭的销售。一些地方政府出现了运用行政手段限制风电出力，变相压低可再生能源上网电价的行为，甚至关停可再生能源电场站“弃风救火”，为传统火电行业提供优惠，致使弃风率攀升、恶化。“利益的博弈很难解决，在不完全竞争领域要用一些行政手段”，一位不愿具名的风电从业者对《能源》记者表示。

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原标题：十年反思录 | “风电大基地”回头看

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