我国"风向标"指向何处?

     风电是最清洁的能源，然而2011年，我国弃风限电现象严重，多达584个风电场平均弃风率达15％，直接经济损失近百亿元。

     我国风电产业迅猛发展的背后隐藏着不少问题，导致近几年来弃风限电现象开始出现。

     在甘肃省河西走廊广大的戈壁滩上，风大是这里最显著的特征之一。当地民谚称“地上不长草，风吹石头跑”、“一年一场风，从春刮到冬”。因风力资源丰富，甘肃省成为中国风电发展的风向标。

     然而在去年，这个风向标却有了“回摆”。根据中国可再生能源研究会风能专业委员会(以下简称“风能专委会”)前段时间公布的数据显示，2011年我国因弃风损失风电电量约100亿千瓦时，创历史新高。而在风能专委会进行调查的10个省份中，甘肃省弃风限电比例最高，达到25.25％。

     针对风电弃风限电现象严重，国家能源局迅速发出文件，要求各省(区市)发改委严格执行风电项目核准计划，对于风电弃风超过20％的地区，原则上不得安排新的风电建设项目。

     与太阳能发电、水电、生物质发电等相比，风电是最清洁的能源。风起之时，即为电力喷涌而出之际。风电有着先天优势，为何还会发生弃风失电现象？丰富低廉的风能为何会白白遭受损失？

     我国风电产业发展迅猛

     “跑马圈风”隐藏几多隐忧

     在全球能源日益紧缺的大背景下，风能、太阳能、核能等可再生能源日益成为各国电力系统的新宠。由于风能本身清洁、无污染，加之风力发电技术成本较低、安全系数较高，相比而言，风能在众多可再生能源中受到了格外关注。

     我国发展风电的步伐起始于上世纪八十年代。虽然起步较晚，但发展速度并不慢。尤其是进入本世纪以来，随着我国能源供需矛盾进一步突出，更是推动了风电的大力发展。

     随着国家《可再生能源法》等相关法律、法规的出台，以及在电价优惠及税收补贴等政策扶持下，我国风电企业的数量与规模、装机容量与发电量均出现了较大增长，“十一五”期间更是出现了爆炸式的翻番扩张。

     在接受记者采访时，风能专委会副理事长施鹏飞先生提供了这样一组数字：截至“十一五”末，我国风电累计吊装容量已经从2000年年底的35.1万千瓦猛增到4473万千瓦，居世界第一。

     凭借着“十一五”期间年均100％的增速，中国已成为全球风电装机容量增速最快、新增装机容量最多的国家。同时，中国风电占世界风电市场份额也从2005年的2％增加到2010年底的23％，排名从世界第九上升到第一，成为不折不扣的风电大国。

     然而，在这些看起来令人振奋的数字背后，却隐藏着风电企业大干快上不健康发展方式所带来的隐忧。

     据一位从事风电场建设的业内人士透露，由于风力发电可享受政府可再生能源发电的电价优惠政策，且投资风电市场门槛较低、收回成本较快，因而引来不少企业纷纷“跑马圈风”，造成一些地区风电供需失衡、消纳困难。

     这位业内人士还告诉记者，由于此前5万千瓦以下风电项目可由当地政府直接审批，一些地方政府便大力鼓励开发这类小风电项目，以提高当地可再生能源占一次能源的消费比重。

     “这种不考虑当地实际情况、为建而建的做法，十分不利于风电产业的长期健康发展。”这位业内人士如此评论。

     “十二五”开局之年，疾速追风的风电企业不得不面临利润缩水的窘境。2011年，我国风电累计吊装容量6236万千瓦，而累计运营容量仅为4505万千瓦，两者相差1700万千瓦，已装机组长时间无法获益。

     与此同时，高速增长时期积累下的一些弊病也开始暴露。去年2月~4月，由于风机设备质量参差不齐、电网接入把关不严及风场管理与运行安全监管不到位等因素，甘肃省酒泉及瓜州、河北省张家口等地连续发生多起风电机组大规模脱网事故，造成大量风电损失。

     利润下滑、事故频发也影响了风力发电对整个电力系统的贡献度。风能专委会提供的数据显示，2011年，中国风电装机容量仅占全国电力装机容量的3％，发电量也只有2％，严重滞后于丹麦、德国等风电强国的水平。

     弃风限电背后

     存在三大不足

     根据风能专委会提供的数据显示，包括内蒙古、吉林、甘肃等省在内的10个弃风较多省区的584个风电场平均弃风率达15％，直接经济损失近百亿元。

     “北方个别风资源丰富的地区弃风率可能更高，在20％~30％之间。”施鹏飞告诉记者。据了解，除了甘肃省弃风限电比例达到25.25％之外，内蒙古和吉林弃风限电比例分别达到23.1％和21.02％。

     严重的弃风问题引起了政府相关层面的关注。去年8月，国家能源局印发《风电开发建设管理暂行办法》指出，在风能资源丰富的“三北”(东北、华北、西北)地区，大量弃风问题已成为制约风电发展的重要因素，要求对于风电弃风率超过20％的地区，原则上不得安排新的风电项目建设。

     同时，国家能源局收回了地方政府之前所拥有的对5万千瓦以下风电项目的审批权，开始收紧风电项目建设的年度开发计划。

     今年2月，国家能源局以特急文件的形式下发了《关于规范风电开发建设管理有关要求的通知》，再次强调清理计划外项目，严控风电新上马项目。

     “这些文件虽然显示了国家对于严格规范风电发展的决心，但限批并不能解决根本问题。”国网能源研究院副总经济师兼能源战略与规划研究所所长白建华在接受记者采访时便指出，对于弃风问题，需要用发展的眼光从全局的高度来“统筹规划、系统分析、协同解决”。

     白建华认为，当前制约风电发展的问题涉及政策、技术、经济、管理等多个层面，政府、风电企业、电网企业等相关各方都需要参与问题的排查与解决。

     首先，我国在风电开发方面缺乏较为统一的提前规划。

     白建华告诉记者，在风电发展方面，我国存在着重资源开发轻市场消纳的现象，“在鼓励大规模风电开发的同时，既没有做好前期的市场配置研究，也没有兼顾电力系统对风电的承受与接纳水平。”

     由于“十一五”风电发展实在太过迅速，2015年的风电装机目标经历了多次调整，先后从最初的6千万千瓦调高到8千万千瓦、9千万千瓦，直至如今的1亿千瓦。

     “这实际上是一种质量被速度牵着走的本末倒置的发展顺序，正确的做法应该是先做好前期市场及电网的相关研究。根据研究结果，再制定科学合理的近期及中长期风电发展目标和相应的电网建设发展规划，继而严格遵照规划进行项目审批。”白建华评价道。

     其次，在风电并网方面欠缺科学统一的技术标准和强制执行制度。

     白建华说，2006年颁布实施的《可再生能源法》为促进清洁能源发展，规定电网企业必须全额收购风电，但目前的电网现状不可能做到全额收购。为此，2010年4月起实施的《可再生能源法(修正案)》将“全额收购”改为了“全额保障性收购”，要求对“符合条件”的可再生能源发电企业，应全额收购其“合乎条件的”上网电量。

     然而，到《可再生能源法(修正案)》出台时，对于何为“符合条件”的上网电量，并没有一个明确的标准。

     “我国此前采用的风电场接入技术标准主要针对的是小型风电场，且不具备强制力。加上风电发电设备并网监测和认证环节较松，给电网安全稳定运行带来了隐患。因此事故频发也是造成去年并网机组弃风严重的重要原因之一。”白建华说。

     值得注意的是，国家能源局去年在完善风电技术标准方面已经开始有所动作。“大型风电场并网设计技术规范”等风电产业发展急需的18项重要技术标准已于去年11月1日起实施，对风电场接入系统设计、风电场及风电机组技术条件做出了明确规定。

     于今年6月起实施的风电并网新国标还增加了对风电场低电压穿越能力的规定。所谓“低电压穿越”，是指当电网出现故障，使风电场并网点的电压降低到一定数值的情况下，风机能够做到不脱离电网而继续运行，从而可以在故障消除之后恢复正常运行，同时也在一定程度上减少了对电网的冲击。

     增加这项技术指标在一定程度上提高了风电并网的标准，减少了因技术不过关造成风电脱网的可能性。但业内专家认为，技术标准能否得到严格参照执行才是关键，毕竟配套的监管、执行制度还没有跟上。

     第三，电网建设与风电场建设不同步。

     白建华告诉记者，风电项目前期工作流程相对简单，核准进度快，建设周期短；而电网接入系统核准程序复杂，影响因素多，协调工作难度大，工程的建设周期也较长。因此，很多地方的电网建设跟不上风电发展的步伐。

     从项目审批程序上看，风电项目与电网项目存在严重脱节现象。在发电项目接入电网方面，存在部分地区发电项目规划建设与接网工程规划建设不协调、发电工程与配套电网工程核准及建设周期不匹配等问题。

     为此，白建华建议，风电场开工建设时，要使电网项目同时跟进。同时做好二者的规划工作，创新审批程序，把握好施工进度，做到步调一致，协调统一。

     缺乏强大外送输电网络

     电力系统“吃不消”导致弃风

     虽然与其它可再生能源发电相比，风力具有诸多优势，但风力资源本身的不确定性及波动性也给电网稳定运行带来了困难。

     中国能源网首席信息官韩晓平在接受记者采访时指出，风力资源具有间歇性和随机性，甚至经常与人们的用电习惯背道而驰。例如内蒙古地区夜间风大，但夜间电网负荷很小，如果风机满额发电，电量根本无法得到消纳，只能弃风；又如北方地区风力资源最好的时期，又恰恰是当地供暖供热紧张时期，为了满足冬天取暖需求，只能在燃煤供热的同时用大量煤电替换下风电。

     另外，风力资源的不确定性也造成了风电出力的波动性，可预测性差。由于电力系统要实现供电与用电电量的实时平衡，而风力所发电力又无法储存，因而风电在调峰能力上表现较差，需要其它电源提供备用和调峰服务。

     我国目前的电源结构还是以煤电为主，而在煤电装机中供热机组所占比重较大，因而煤电电源的调峰能力十分有限。在为风电提供灵活电源方面，韩晓平比较看好气电，“燃气发电机组启动迅速、调节较为灵活，可作为旋转备用和调峰机组的良好选择之一。”

     白建华也表示，我国风电要实现可持续健康发展，灵活的调峰电源建设必须跟上。

     “在提高现有机组调峰能力的基础上，未来必须做好可支持风电发展的灵活调峰电源规划建设研究。为适应风电的快速发展，在发展大容量、高效率的燃煤机组及调节性能较好的大型水电基地建设之外，适度发展调节性能好的抽水蓄能及燃气机组。”

     据了解，风电强国西班牙的风力发电量占总电量的16％，其电源结构中，燃油燃气及抽水蓄能机组等灵活调节电源所占比例达到了34.3％。“因此，我国也需加快优化电源结构，提高各类灵活调节电源的补充。”白建华说。

     风力资源自身的一些特点给风电并网及电力系统稳定运行带来了一定困难。但白建华指出，弃风问题的本质在于“电力系统对风电的消纳能力问题”。

     白建华强调，首先要弄清楚“风电消纳”的概念，“风电并网后，不是电网在消纳风电，而是整个电力系统在消纳风电。”

     电力系统是由电源、用户和电网构成的。电源包括火电、水电等常规电源，也包括风电等可再生能源，其作用是发电；电网负责将电源发出的电力传输给电能的消费者即电力用户，电网起到电能的传输及市场配置的作用，除少量网损外电网本身并不消耗电能。

     由于各地的用电情况不一，不同地区风电消费者的需求也就各有差异，因而有的地区会出现电力系统“吃不消”的情况。

     白建华以“三北”地区为例向记者说明，“‘三北’地区电力系统负荷小，消纳能力较弱，但这一地区风能资源丰富，是风电开发的集中区域，风电肯定无法全部就地消纳，如果没有强大的外送输电网络，过多开发的风电必然白白浪费掉。”

     中国在风电发展之初就提出了“大规模、集中”的发展方式，并在哈密、酒泉、蒙西、河北、蒙东、吉林、山东和江苏沿海规划建设了八大千万千瓦级风电基地。而由于前期对当地的用电需求研究不够，这些大基地的风电发电量本地消纳情况都出现了不同程度的问题，加之外送通道建设没有跟上，弃风问题随之愈演愈烈。

     欧洲等国的电网互联经验为我国提供了很好的借鉴。丹麦电网与挪威和瑞典等国通过14条联络线实现互联，设计容量超过500万千瓦，风电消纳通过大容量的跨国输送通道在欧洲各国得到了有力支持。当丹麦风电发电量超出其用电所需，多余电力输送到挪威和瑞典，当无风的时候，挪威等国丰富的水电资源则发挥了“蓄电池”作用，将水电输送到丹麦。通过共享大电网范围内的灵活资源，欧洲各国都有效提高了本地风电开发水平和风电消纳能力。

     反观我国，我国大部分风电基地所在电力系统规模小，风电消纳能力不足。对此，白建华指出，未来必须通过加快远距离、大容量、跨区域外送通道建设，扩大风电消纳市场，实现风电的高效利用。例如，新疆、甘肃、内蒙等省区风电除了在当地电网内消纳外，需要大规模向发达地区电网输送。通过建立良好的跨区、跨省互动，最大程度地消纳风电、减少弃风。

     “十二五”风电如何回归理性？

     需从国家层面进行统筹规划

     经过了“十一五”时期的高速增长，风电产业在去年的艰难运营让业内人士开始冷静反思未来如何实现风电的可持续健康发展。许多业内专家呼吁，“十二五”风电急需回归理性。

     在具体发展思路方面，一些专家建议引导我国风电产业从“集中式发展”向“集中与分散发展并重”的模式转变。在集中式大规模风电基地建设的同时，因地制宜开发中小型风电场，支持风电机组在配电网分散接入，实现电力就地消纳；同时积极开展海上风电开发的技术研发，拓展海上风电项目发展，形成陆地与海上并举的风电发展版图。

     业内专家强调，在创新风电发展模式的过程中，要同时加强风机设备制造业、发电企业的技术创新与研究，为风电可持续发展提供强有力的技术支撑。

     即便如此，所有的发展路径还要统一到国家层面的完整规划中。

     施鹏飞认为，为风电发展制定统筹协调的完整规划是“十二五”风电回归理性的首要条件，包括开发建设布局、技术装备、产业体系等各个方面，要重点做好风电规划与电网规划的协调。规划还应具备对项目建设的调控能力，并明确到年度和区域布局。未纳入规划和年度开发方案的项目不能享受国家价格和财政补贴。

     在制度保障方面，施鹏飞建议建立可再生能源发展目标考核制度，纳入地方政府的国民经济和社会发展规划。大型能源生产和消费企业要承担发展可再生能源的社会责任，国家能源主管部门建立责任考核与信息披露制度。实施可再生能源电力配额制度，制定电网企业年度收购非水电可再生能源电量额度；规定大型发电企业投资可再生能源发电项目比例；提出各省可再生能源发电量的指标；建立可再生能源电力配额考核与交易制度；完善可再生能源价格和税收政策。

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