導讀：2010年，我國開始出現明顯的棄風限電現象，并且隨著風電的快速發展，限電問題更加突出。2015年上半年開始，全國棄風限電形勢又出現明顯反彈，上半年風電棄風電量175億千瓦時，同比增加101億千瓦時;平均棄風率15.2%，同比上升6.8個百分點，局部地區更為嚴重，吉林、甘肅、新疆、黑龍江、內蒙古、遼寧等6個風電大省限電比例超過或接近20%，其中吉林省高達43%。

當前，能源安全、環境污染和氣候變暖問題，越來越受到國際社會的普遍關注，積極推進能源革命，大力發展新能源和可再生能源，已成為世界各國尋求可持續發展途徑和培育新的經濟增長點的重大戰略選擇。

我國改革開放以來，在實現經濟快速增長的同時，也付出了很高的資源和環境代價。近幾年，全國范圍頻發霧霾天氣，面對嚴峻的環境污染形勢，2013年9月，國務院發布了《大氣污染防治行動計劃》，明確將發展可再生能源替代更多的化石能源作為改善環境的重要舉措之一;2014年3月，國家發展改革委、國家能源局、國家環保部聯合印發《能源行業加強大氣污染防治工作方案》，強調要大幅提高清潔能源供應能力，為能源結構調整提供保障;2015年10月，黨的十八屆五中全會提出五大發展理念，在“綠色發展”中強調要推動低碳循環發展，建設清潔低碳、安全高效的現代能源體系。風電作為國際上公認的技術最成熟、開發成本最低、最具發展前景的可再生能源，必將是推動我國能源生產和消費革命，落實中央提出綠色發展、建設生態文明和美麗中國的重要保障。

自2010年以來，我國風電已連續6年超越美國成為全球最大的風電市場。雖然我國風電裝機容量絕對值已經位居世界第一位，但在全國電源結構中的占比仍然較低。2014年，我國風電上網電量僅占總電量的2.78%，而整個歐洲已超過10%，特別是丹麥、西班牙、葡萄牙等國這一比例更是超過20%，美國已有9個州風電供電占比達到12%以上的水平。根據規劃，歐洲2020年風電裝機將達到2.3億千瓦，屆時德國風電發電量將占電力消費的17%以上。相比之下，我國風電發展深度距歐洲、美國等風電強國還有較大差距。根據中國氣象局第四次風能資源普查結果，同時考慮可利用土地、海域面積等因素，我國風能資源足夠支撐10億千瓦以上風電裝機，以此推算，目前全國已開發容量占比僅為10%，可見我國風電發展的潛力和空間還很大。

隨著“十三五”規劃的深入，風電發展目標有望進一步調升。但是，與發展速度和規模相悖的是，棄風限電現象愈發突出，已成為影響我國風電產業健康發展的主要瓶頸。受風電調價政策影響，今年華北、東北和西北地區投產的風電規模會有較大幅度的提高，風電消納的形勢更加嚴峻。與此同時，山西、寧夏、貴州等風電發展的新興省(區)也開始出現不同程度的棄風。這不僅造成了大量清潔能源的浪費，同時也嚴重影響發電企業的經濟效益，挫傷風電企業的積極性。目前，政府、發電集團與電網之間對此仍未形成統一認識，棄風限電短期內仍難根本消除。

棄風限電成為常態

一、棄風限電的由來及演變過程

棄風限電是指風機處于正常情況下，電力調度機構要求部分風電場風機降出力或暫停運行的現象。

2010年，我國開始出現明顯的棄風限電現象，并且隨著風電的快速發展，限電問題更加突出。當年我國風電新增裝機1890萬千瓦，累計裝機達到4473萬千瓦，增速73%，超過美國并躍居世界第一，全國限電量39.43億千瓦時，限電比例10%。

2011年，我國風電限電量首次超過100億千瓦時。東北、西北地區大規模的棄風限電現象開始頻繁和常態化，僅甘肅、內蒙古、吉林和黑龍江四個省(區)的限電量就達到了53.04億千瓦時，占全國限電總量的50%;全國限電比例達到16%。

2012年是有史以來棄風限電最為嚴重的一年，全年風電限電量達到208億千瓦時，較2011年增加了一倍，限電量占2012年風電全部發電量的20%;全國限電比例達到17.12%，為歷年最高值。棄風限電最嚴重的地區集中在風資源富集的“三北”地區，其中蒙東、吉林限電問題最為突出，風電利用小時數低于1500小時，冬季供暖期限電比例超過50%;蒙西、甘肅、張家口地區限電比例達到20%以上;黑龍江、遼寧等省份限電比例達到10%以上。

2013年，在政府部門、電網公司和業界的共同努力下，全國棄風率開始下降，限電量為162億千瓦時，同比下降46億千瓦時，限電比例10.7%，同比下降6個百分點。但這并不意味著棄風限電的好轉，因為風電重點省(區)棄風率依然高居不下，吉林、甘肅兩省限電比例仍高達20%以上。

2014年，由于全國來風情況普遍偏小，風電棄風限電情況明顯好轉，限電量為126億千瓦時，平均棄風率8%，達近年來最低值，全國除新疆外棄風率均有不同程度的下降，但“三北”限電比例依然相對較高，如新疆、吉林的限電比例達到15%，河北、黑龍江、甘肅都超過了10%。

2015年上半年開始，全國棄風限電形勢又出現明顯反彈，上半年風電棄風電量175億千瓦時，同比增加101億千瓦時;平均棄風率15.2%，同比上升6.8個百分點，局部地區更為嚴重，吉林、甘肅、新疆、黑龍江、內蒙古、遼寧等6個風電大省限電比例超過或接近20%，其中吉林省高達43%。下半年甘肅、新疆等省(區)限電進一步加劇，7～10月份甘肅限電比例每月都在50%以上，嚴重程度前所未有。預計2015年全國風電棄風電量將超過400億千瓦時，平均棄風率超過15%，均創歷史新高。

二、各區域棄風限電的特點

縱觀歷年限電數據可知，棄風限電主要集中在西北、東北、華北三大區域，主要涉及甘肅、新疆、內蒙古、黑龍江、吉林、遼寧、河北等多個省(區)，而各地區之間棄風限電又呈現出不同的特點：

(一)西北地區：新能源裝機增加迅猛，而電力通道有限，加之遠離用電負荷中心，本地電力需求較低，導致電力供應過剩，風電棄風嚴重。最典型的省(區)是甘肅和新疆。截至2015年6月底，甘肅的光伏和風電裝機分別已達575萬千瓦和1102萬千瓦，繼續分別穩居全國第一和第二，其中風電裝機自2012年至2015年上半年增加了467.8萬千瓦，增加幅度達73.74%，于2014年末超過水電裝機成為甘肅省第二大電源，占到全省電力裝機的25.22%。由于受到電價政策變動的影響，2013年光伏裝機大幅增加，較2012年增加幅度高達896%，躍居全國裝機容量第一。與裝機迅猛增加相反的是，甘肅消納能力和外送能力都在明顯減弱。自2015年以來，西北各省電力總體過剩，各省都在積極爭取外送份額，甘肅省電力公司售電量和外送電量需求均在下降，截至2015年8月底，外送電量83.3億千瓦時，同比下降17%，由此造成棄風限電形勢加劇。新疆亦是如此，新疆電網裝機連續四年增幅超過25%，風電裝機連續四年增幅超過55%。電源裝機連續高速增長，而最大用電負荷平均增幅僅為20%，截至2015年6月底，新疆最大用電負荷與外送容量之和僅為電源裝機的53%，電源建設的飛速發展和消納增長緩慢、電網送出線路建設滯后呈鮮明對比，新疆電網限電比例已呈現逐年大幅增加的趨勢。

(二)東北地區：用電需求增長緩慢，電力富余，且本地有剛性供熱需求，普遍存在較大的風電與供熱之間的矛盾。黑龍江限電最嚴重的時間主要集中在每年冬季(10月中旬至下一年4月中旬)。數據顯示，黑龍江火電機組占總裝機容量77.53%，其中供熱機組占火電機組的68.86%，具備快速調峰能力的機組只有97.81萬千瓦的水電。每年冬季受燃煤質量和供熱安全約束，全省火電(主要是供熱機組)按最小方式出力也在600萬千瓦以上，而用電負荷在低谷時段(當日10時至次日6時)僅為560萬千瓦左右，按照省內發供平衡的原則，即使全省風電出力全部降至0，省內供電仍有40萬千瓦左右的富余，而這期間正是一年中的大風季節，造成大面積的棄風限電。目前，黑龍江地區供熱機組占比還在進一步加大，棄風形勢將進一步加劇。除了黑龍江，吉林省90%的火電機組是熱電聯產機組，即使當地對熱電聯產機組按“以熱定電”的原則運行，在冬季采暖期，滿足供熱機組尚存在困難，保障風電正常運行的空間就更加有限了。

(三)華北地區：靠近用電負荷中心，限電水平受外送通道送出計劃及通道暢通性的影響較大，突出表現為電網網架結構不合理，外送通道建設與電源發展不匹配等問題。河北主要限電問題集中在張家口，張家口是否棄風限電主要受外送通道影響。2010年，張家口地區風電項目開發進入了高速發展時期，截至2015年9月，張家口地區風電累計裝機容量為604萬千瓦。同時，由于張家口地區網架斷面幾年內未發生變化，限電情況逐年嚴重。根據規劃，國網公司還將配套建設張南—昌平500千伏三回線和房山—天津南蔡500千伏雙回線工程，預計全部建成投運后，張家口風電外送能力可新增200萬千瓦。內蒙古地區主要是電網網架結構對風電影響較大。2009年以來，蒙西電網陸續開始出現棄風限電情況。一是蒙西電網網架結構整體滯后，部分500千伏主變容量不夠，部分區域線路穩定極限受限;二是外送通道受限，地區只有兩條通道，共四回線路，通道數量多年未增加，送出能力一直很低。蒙東地區也存在電網建設進度滯后的問題，目前最大外送電力570萬千瓦，允許風電最大出力僅303萬千瓦，風電送出能力明顯不足。

棄風限電背后多種問題并存

大規模風電消納是世界性難題，與國外相比，我國的風電消納問題更為突出。棄風問題難解，暴露了我國能源規劃、建設和運行中的種種矛盾。總體而言，我國風電棄風限電原因大致可以歸納為以下幾個方面：

第一，風電發展規劃不完善，電源與電網規劃脫節，風電規劃與火電、水電等其他電源規劃脫節。中國風電發展的主要矛盾是大規模和高速度發展的風電裝機、發電能力與電力送出、消納能力的矛盾。近幾年來，風電電源工程建設投資與并網裝機容量一直呈現上升態勢：2013年，風電完成投資631億元，同比增長3.9%，全國并網風電裝機容量7548萬千瓦，同比增長24.5%;2014年，風電完成投資960億元，首次攀升至榜首，并網風電9581萬千瓦;2015年1～8月，風電完成投資571億元，同比增長28.7%，新增發電生產能力1014萬千瓦，在建規模2225萬千瓦。雖然電網企業已加大對可再生能源的配套電網工程投資，但由于電網規劃與風電發展規劃脫節，加上二者建設工期不匹配，導致風電項目與電網項目不協調，風電窩電嚴重。

目前，更值得注意的一個現象是，在經濟新常態、電力需求放緩的背景下，各地火電項目出現了熱火朝天“大干快上”的局面。2015年1～8月，火電在建規模同比大幅上升，已投產3082萬千瓦，在建規模8758萬千瓦，數字有些觸目驚心。投建火電項目雖有拉動經濟增長的積極作用，但長遠看無異于“飲鴆止渴”。

火電大規模上馬加劇電力產能過剩，風電的生存空間也將被進一步擠壓。如果這種勢頭不加以遏制，未來幾年“三北”地區風火矛盾或將變得更加尖銳，棄風限電問題也將更嚴重、更難解決。這一矛盾還反映出一個深層次問題，即我國能源發展缺乏統一規劃，在年均經濟增長速度放緩的背景下，火電、水電、風電、核電、光伏究竟發展到多大規模比較合適至今沒有定論，各規劃目標在政府部門之間未達成統一共識，各電源規劃的制定帶有明顯的局限性。

第二，風電布局不均衡，消納問題突出。我國能源生產和消費呈現典型的逆向分布特點。一方面，我國風電資源集中在“三北”地區，當地由于經濟欠發達，電力市場容量不大，消納能力較弱。“十二五”期間，東北地區風電裝機增長速度遠遠高于當地電力需求的增長。受經濟增長穩中趨緩等因素影響，2014年電力消費需求增速創1998年以來新低，預計今年東北和西北區域電力供應能力仍然富余較多。

為消納“三北”地區風電、加大非化石能源利用強度，國家能源局等有關部門規劃建設12條大氣污染防治輸電通道，從西部向京津冀魯、長三角及珠三角等地區送電。大氣污染防治12條輸電通道以及已投運的風火打捆外送專用通道中，已確定配套外送風電1500萬千瓦、光伏發電400萬千瓦左右。經測算，所有輸電通道經挖潛還可再打捆外送2000萬千瓦左右風電。盡管如此，“十三五”期間也只有約4000萬千瓦的可再生能源外送能力，仍難以滿足所有風電大基地送出需求。

另一方面，我國風電集中地區電源結構單一，系統調峰能力薄弱。風電本身具有隨機性、波動性和間歇性特點，風電并網需要配套建設調峰電源。而我國風電集中的“三北”地區電源結構單一，抽水蓄能、燃氣電站等靈活調節電源比重不足2%，特別是冬季由于供熱機組比重大，調峰能力嚴重不足。從理論而言，火電系統擁有一定的靈活調節裕度，火電機組可以為風電進行調峰，但調峰所付出的成本需要有所補償。由于各個發電機組的上網電價由政府確定，機組之間喪失了靈活調節的動力，市場激勵機制缺乏，導致電力輔助服務動力缺乏。

第三，風電審批權下放，地方政府規劃監管能力不一。《國務院關于取消和下放一批行政審批項目等事項的決定》明確，企業投資風電站項目核準由國家發展改革委下放至地方政府投資主管部門。權力下放之后，風電項目如何核準，如何加強規劃、監管成為擺在當地政府面前的難題。總體而言，地方政府積極性高，但也有盲目追求政績的短視。有些地方政府對本地資源、系統配套能力和消納的重要性認識和理解不透，在穩增長壓力之下，盲目推進項目進程，在不具備電網送出等開發條件的前提下，催促開發企業開工建設項目。部分地方甚至不按國家統一規劃，擅自審批計劃外新項目，導致國內眾多地區風電場棄風限電現象加重。

再加上，有的企業也急于擴大規模、搶占市場份額，不計后果加快項目上馬，造成無序建設。此外，國家發展改革委釋放的風電調價信號，也導致眾多開發商爭相趕在年底大限之前搶上項目，這客觀上進一步加劇了部分地區的棄風限電形勢。

第四，電力管理存在突出矛盾，保障可再生能源發展的相關法律難以全面落實。2006年，我國《可再生能源法》的施行，使可再生能源終于有法可依，“國家鼓勵和支持可再生能源并網發電”、“國家將可再生能源的開發利用列為能源發展的優先領域，推動可再生能源市場的建立和發展”等表述彰顯了國家推動清潔能源發展的決心。2007年，我國發布《節能發電調度辦法(試行)》。2015年，國家對《可再生能源法》進行了修改，國家發展改革委、國家能源局又配套電改出臺了《關于改善電力運行調節促進清潔能源多發滿發的指導意見》。從整體上看，這些文件都不具有法律約束能力，落實這些制度的具體執行辦法“缺位”，很難對優先使用清潔能源作出強有力的規制。面對這種現實，發電企業不得不將希望寄托在“可再生能源配額制”之上，但由于配額制涉及多個地區、多家企業的切身利益，政府、企業難以達成共識，制度至今都未出臺。目前，多數省區仍采用年度發電量計劃管理，維持所有機組“平均上網小時數”的政策，加上省級政府具有自由裁量權，導致風電機組為火電機組讓路。“十三五”期間，如果電力運行管理還以常規電源為主，不針對新能源發展特點作出實質性調整，棄風限電的局面仍將持續，并有繼續擴大的可能性。

關于解決棄風限電問題的幾點思考

作為推動能源生產和消費革命和破解環境污染難題的首選，“十三五”及未來一段時期，我國風電發展仍有較大的增量空間。但是在電力市場進入低增長、低利用小時數的“雙低”通道背景下，由于風電發展仍存在系列體制機制問題，棄風限電現象短期內難以消除。要緩解棄風限電問題，建議重點實施以下舉措：

一、通過運用風火替代交易、探索風電供熱和制氫，以及建設智能電網等手段，進一步拓寬渠道，緩解消納問題。首先，應在當前限電嚴重地區通過建立風火替代交易機制，擴大風電就地消納份額。由火電企業為風電企業提供發電空間，火電企業獲得雙方協議約定的經濟補償，風電企業減少因電網調度限制出力而造成的電量損失。風火替代交易機制的推廣，不僅促進解決風電消納問題，還節約了大量的煤炭資源，減輕了環境污染程度，有利于推動新舊能源交替使用，促進能源結構優化。

其次，要深入研究風電供熱、風電制氫等新模式，進一步拓展風電消納渠道。我國“三北”地區多屬于冬季供暖區域，北方地區的風能資源冬季夜間最大，而這正是用電負荷的低谷時段和取暖供熱的高峰時段，為了滿足建筑取暖供熱需要，按目前電網調度規則熱電聯產機組需優先運行，風電機組被迫棄風停運，如果能夠設計合理規則和機制，風電供暖將有助于緩解這個問題。另外，國內首個風電制氫工業應用項目也已進入加速施工階段。值得注意的是，風電供暖與風電制氫在我國仍處于示范階段，其發展成熟需要一定過程，政府部門仍須協調各方利益關系，加快制定包括規劃、合理定價、交易制度等在內的促進風電消納的一攬子政策。

再次，以互聯網發展為契機，通過建設智能電網等手段解決風電消納問題。“互聯網+”時代的到來，也讓風電機組及其設備變得更加智能化，將互聯網、大數據的思維應用于風電設備制造和風電場運維，將很快成為現實。將來電力系統會以能源互聯網、智能電網、需求側響應及相關儲能技術作為手段，輔以各類社會資源，合理安排間歇用能負荷，隨時動態優化能源的需求和供應，并實時進行電力交易，保證最大限度消納新能源。此外，智能電網通過技術的延伸，可實現“橫向多源互補，縱向源—網—荷—儲協調優化”，將在最大程度上促進可再生能源消納利用。

二、嚴格控制限電嚴重地區風電項目核準和建設，調整風電電價政策，放緩風電開發節奏，為存量項目留出消納空間。國家能源局明確提出，堅持把風電運行狀況作為風電開發建設的基本條件。對市場消納能力充足，不存在棄風限電情況的省(區、市)，原則上不限制新建項目規模;對局部地區存在棄風限電情況的省(區、市)，應限制新建項目的建設規模，并避免新建項目在棄風限電地區的布局;對于棄風限電情況較為嚴重的省(區、市)，原則上不安排新建項目規模。而今，風電項目審批權下放至地方政府，地方能源主管部門應該加強對本地資源、系統配套能力和消納的高度重視和深入理解，避免盲目核準項目;要著眼長遠利益，全面考慮開發企業的健康可持續發展問題，不要在電網送出條件不成熟情況下，催促開發企業開工建設項目，避免局部棄風限電加重。風電開發企業也要根據市場消納的實際情況理性發展，不要為了急于擴大規模、搶占市場份額，不計后果加快項目上馬，造成無序建設。

同時，可以通過調整風電電價政策，降低限電嚴重地區增量項目上網電價，控制裝機容量規模。價格信號的順暢傳導將形成消費帶動生產、生產促進消費的良性循環。就電力生產而言，“以銷定產”將抑制發電企業的盲目擴張沖動。目前，我國第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類風資源區風電電價的調整，應該以消除棄風限電為前提條件。建議充分發揮價格調節機制，對限電嚴重地區新開發的風電項目上網電價進行下調，從整體角度弱化限電地區新投風電項目贏利能力，減緩風電開發企業繼續搶占風電資源、擴大裝機規模的動力，在風電限電問題解決前，放慢限電嚴重地區風電發展腳步。

三、加強風電發展規劃管理，科學有序地進行風能資源的開發利用。風電發展規劃應納入電力發展總體規劃，將風電開發與其他能源開發相結合，統籌規劃，“水火核風光”通盤考慮，以盡快形成煤、油、氣、核、可再生能源多輪驅動的能源供應體系。只有真正制定科學、統一、合理的風電發展規劃，合理安排風電發展的速度和規模，加強風電項目與電網、火電、水電、核電等電力項目的協調，才能從源頭解決棄風限電問題。

一方面，合理規劃風電發展方向，控制年度新增裝機規模。《國家應對氣候變化規劃(2014-2020年)》提出，到2020年并網風電裝機容量達到2億千瓦，精細化、高效化、穩定化應成為實現這一發展目標的前提。目前限電嚴重的“三北”地區風電項目的投資回報已呈逐年下降趨勢，并已出現大量風電場經營虧損狀況，應嚴格控制這些地區的裝機節奏，盡量減少大規模并網導致棄風限電帶來的損失。

另一方面，加強風電與電網建設規劃的協調統一。面對中國風電產業持續快速發展，電網企業已做了大量的工作，國家電網數據顯示，截至2014年年底，國家電網公司累計投資795億元，建成新能源并網及送出線路4萬千米，其中，風電3.7萬千米、太陽能發電2625千米。未來一段時間內，應進一步加強風電與電網的統一規劃，建立風電項目與電網工程同步規劃、同步投產的有效機制。此外，特高壓需要規劃好輸電通道中風電和火電的結構，從而保證風電的上網空間。但是，從目前實際情況看，通過風電上網通道建設，是否能夠保證風電全額發電送出還是一個值得期待的問題。

四、切實轉變發展思路，讓風電“集中規模化開發”與“分散式開發”并舉，鼓勵風電就地消納。在開發大型風電基地同時，積極建設中小型風電項目接入配電網就地消納。可再生能源發電外送有7%以上的損耗，加上需大量配套調峰電源，當外送距離超過2000千米，項目經濟性將變差，還不如在東中部地區發展分散式風電。從短期發展目標來看，國家能源主管部門已將風電的利用水平，作為國家第五批核準計劃布局與規模的前提條件，中東部和南方地區首次占據發展的主要位置。在中長期內，仍應因地制宜，積極穩妥推進分散式風電，建議國家能源主管部門盡快出臺分散式風電的扶持政策，完善產業規范、技術標準，地方政府出臺相關實施細則，盡快促進分散式風電市場的形成。

五、積極推進風電系統輔助服務的市場化。風電要想發展，必須解決調峰問題。從實際經驗來看，火電具有很強的調峰能力，抽水蓄能電站、蓄電池、燃氣都能為風電調峰，但相關輔助服務市場尚未建立，利益補償機制仍處于缺位狀態。建議政府部門進一步測算有關輔助服務的補償標準，或建立調峰調頻等輔助服務交易市場，運用經濟辦法調動有調峰能力電廠調峰的積極性，建立調峰、調頻等輔助服務的補償機制，深入挖掘系統調峰能力，不斷提高本地電網消納風電的能力。出臺配套細則，加快建設抽水蓄能、燃氣發電等調峰電源，積極發展調峰性能好、高參數、大容量、高效率燃煤機組，并加快調節性能好的大型水電基地建設，以滿足系統調峰需求、促進風電與調峰電源協調發展。

六、推進電力體制改革，建立公平競爭的電力市場和調度機制，才是解決棄風限電的根本之策。電改的最終目標是構建政企分開、公平競爭、開放有序、健康發展的電力市場體系。目前我國尚未完全建立起電力市場機制，電力資源配置基本停留在行政審批的計劃經濟管理模式上;電價改革嚴重滯后，電價傳導機制不健全。這些都是《可再生能源法》難執行、節能調度辦法難實施的根本原因。其實，電力系統實現較高比例的風電接入在技術上是可行的，比如蒙西電網一直保持著高比例風電接納記錄。可以說，電力體制改革及其營造的市場環境是否到位，將決定風電能否優先上網及全額收購。建議加快電力市場化改革，改變當前以計劃電量為基礎的電力系統運行模式，構建公平有效的電力市場運行機制;加快放開售電和配電業務，同時出臺可再生能源配額制，為能源新業態健康發展創造條件;通過市場手段改變水電、風電等可再生能源跨區輸送價格及利益分配機制，促進可再生能源良性發展。(原載2016年1月8日《電力決策與輿情參考》)