风电业者熟悉而恐惧的一幕又回来了。去年9月28日，在当天大风呼啸的情况下，甘肃某大型发电集团新能源公司限电比例创下惊人的79%，再次刷新历史最严重水平。当天，该企业损失电量1304万千瓦时，意味着直接浪费经济效益600万元。
事实上，甘肃只是我国风电消纳困境的一个缩影。记者日前走访“三北”地区多家一线风场，相关负责人一致认为，在多重因素的叠加影响下，过去两年一度好转的弃风限电形势正在逆转，2015年全国风电限电进一步恶化已成必然，并在经济进入新常态后呈现出一些新特点。
弃风限电再升级
我国的弃风限电首现于2010年，此后弃风从零星现象快速扩散，成为行业顽疾，其中以2012年的情况最为严重，当年全国弃风电量高达208亿千瓦时，几乎是2011年的两倍。此后经过一系列国家政策引导和行业主动调整，弃风现象有所缓解，2013年和2014年全国平均弃风率均在10%左右，并呈逐年下降之势，但今年以来向好态势戛然而止——国家能源局公布的数据显示，今年上半年全国平均弃风率大幅回升至15.2%，直逼2012年17%的历史最差数据。
平均数据骤然下探意味着弃风最为集中的“三北”地区正面临严峻考验。记者日前在甘肃实地走访时发现，当地一家发电集团新能源企业今年下半年的限电比例逐月上升。“截至今年9月底，我们公司甘肃风场的年累计限电比例高达43.3%，同比增幅超过25%，9月当月的限电比例更是高达62.39%，全公司上下压力非常大。”据了解，截至9月底，该企业今年以来弃风电量达9.3亿千瓦时，直接经济损失4.3亿元。
甘肃并非孤例。在与甘肃毗邻的新疆，有统计数据显示，截至目前，全疆风电的平均限电率已达31%，而4年前这个数字仅为8%左右。但“31%”远非极限。记者在中广核位于新疆的一座风场实地采访时发现，该风场前八月平均限电率已达46%，其中5月的限电率一度飙68%。“相当于每两台风机就有一台不能发电，而去年限电率还不到25%。”该风场负责人告诉记者。
值得注意的是，新疆的困境毫无向好的迹象。“随着新疆地区在建项目的陆续投产使用，弃风限电的问题在5年内基本没办法改变，而且还有愈来愈严重的态势。”中节能风力发电新疆公司相关负责人告诉记者，“新疆地区是否还需要更多的新能源项目?这个问题确实应该认真考虑了。”
大规模的弃风对企业生产经营负面影响已多次上演。“一个鲜活的例子是，中海油前两年将甘肃玉门的风电资产全部转给了中广核，原因就在于弃风导致入不敷出。”华能新能源[-2.56%]相关负责人告诉记者，“在这种情况下，西北风电大省各大风场几乎都要依靠政府补贴才能维持盈利。”在我国风电的另外两个主战场——华北和东北地区，另一家以精细化管理著称的国字头风电运营商也在为高比例的限电而焦虑。该公司蒙东呼伦贝尔地区1-9月的限电比例已达50%，同期吉林限电比例为22.39%、河北张家口地区16.91%，均在全国平均水平之上。“更让我们担忧的是，马上就要进入四季度供暖期了，为保证供热机组稳定运行，风电限电只会增加，不会减少。”该公司一位风电运营管理人员告诉记者。
无消纳，不风电
我国风电产业从无到有、由小到大，只用了不到10年时间，便于2010年超越美国，成为全球风电装机规模最大的国家并延续至今。截至今年6月，我国风电累计并网容量已达1.06亿千瓦，提前完成风电“十二五”规划目标，堪称世界级的发展业绩。但在井喷式大发展的同时，消纳不畅的问题如影随形，成为业内公认的制约风电发展的最大瓶颈。
2013年，风电成为我国仅次于火电、水电第三大电源，但并网发电量占比仅为2.5%，与当年9000万千瓦的累计安装量形成巨大落差，由此亦可窥见消纳对风电产业的决定性影响。
事实上，大规模的风电消纳一直都是世界性难题，但我国弃风限电的成因更为复杂，特别是风资源与负荷错位分布引发的外送问题，以及与传统化石能源发电之间的不同步与不协调导致的调峰电源不足等问题，都在持续反作用于风电产业的健康发展，而在经济进入新常态后，这些问题均呈现出进一步恶化的趋势，甘肃风电的遭遇即为例证。
风能资源极为丰富的甘肃素有“世界风库”之称，截至今年6月底，全省风电装机已突破1100万千瓦，居全国第二，仅次于内蒙古。但受制于省内疲软的消纳能力，甘肃的风电消纳很大程度上依靠外送。
据记者了解，自2015年以来，受经济下行影响，西北五省电力总体过剩，各省均在积极争取外送份额，甘肃电网的外送电量需求也明显下降。官方统计数据显示，截至今年8月底，甘肃外送电量仅为83.3亿千瓦时，同比降幅达17%。
在此背景下，西北网调于去年9月将所有风电项目的调管权下放至省级电网，并对西北五省跨省联络线实施考核，超出计划的电量将以零电价结算。而在此之前，在电网安全允许的条件下，甘肃省的新能源电量可在西北五省范围内自由平衡、互为调峰。“由于甘肃新能源占比大，调峰能力不足，为减少和避免考核，甘肃省调践行的原则是尽可能压低新能源出力，极端情况下甚至将全省风电出力降为零。”当地一家风场负责人告诉记者，“自从去年实施联络线考核以来，风电出力一直在下滑，发三限七已成常态。可以预见，跨省联络线考核导致的电力电量平衡难题，将成为制约甘肃新能源送出与消纳的首要因素。”
好消息是，已于今年6月开工建设的酒泉至湖南±800千伏特高压项目理论上将有效缓解甘肃持续恶化的弃风限电形势。这条将于2017年投运的特高压线路预计每年可外送电量420亿千瓦时，其中超过40%为可再生能源电力。但据接近甘肃省政府的人士向记者透露，在陇电入湘特高压工程的刺激下，甘肃方面“正在酝酿”同步新建500万千瓦风电和150万千瓦光电。“如果成为现实，已经看到曙光的甘肃风电消纳又将重回原点，成为无解的难题。”
“风电属于清洁能源，且项目建设周期短、见效快，在经济增长乏力的背景下，地方政府显然乐于推动这类项目大批量上马，以快速增加绿色GDP。”一位行业权威人士告诉记者，“在消纳不畅已成固化现实的情况下，风电的发展节奏理应有所控制，一味盲目上项目无异于引鸩止渴，对整个行业有百害而无一利，最终形成投资浪费，地方政府乃至决策层对此必须要有清醒认识。”
每况愈下的弃风限电也得到了国家能源主管部门的持续高度关注，国家能源局年年发文布置解决弃风顽疾，但实际进展十分缓慢。国家能源局新能源和可再生能源司副处长李鹏日前在2015风能大会上更是再次强调，弃风限电是制约风电发展的主要因素之一，“十三五”不能有效解决这个问题，“整个行业发展没有意义”。
战略已确立，战术要跟进
去年11月，国务院办公厅正式发布《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》，明确指出要大力发展可再生能源，到2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%，届时风电的预期装机目标是2亿千瓦。按照目前的发展态势，实现这一目标并无压力，业界甚至预期风电“十三五”规划目标将上调至2.5亿至2.8亿千瓦。
但在消纳不力的背景下，国家能源局已在多个场合释放出淡化装机目标的政策导向，并将解决弃风限电问题列为“十三五”期间重点解决的问题。
“如果风电优先上网能落到实处，风电发展规模可达4亿千瓦，但如果现有调度机制和各方面运行没有变化，2亿千瓦的目标都过高。”李鹏坦言，风电消纳不是技术问题，更多是“利益分配问题”。
在此之前，风电业界一度将希望寄托在呼之欲出的可再生能源配额制之上。今年上半年，内蒙古和湖北陆续出台了“地方版”的可再生能源配额制政策，但已讨论近10年的国家层面的配额制始终“犹抱琵琶半遮面”。“配额制迟迟无法出台，主要卡壳在涉及现实利益的具体指标分配。在这种情况下，不妨在西北等消纳问题典型的地区先行试点，将非水电可再生能源电力纳入配额制考核范围，明确西北各省可再生能源消纳的比例，从制度上保障可再生能源消纳，最终以点带面推动配额制落地。”上述行业权威人士告诉记者。“此外，国家发改委10月19日刚刚下发了《关于开展可再生能源就近消纳试点的通知》，再次提出可再生能源全额保障性收购，电网公司也应主动作为，优化调度方式，积极加强区域内火电厂参与深度调峰，同时要适当提高750kV等线路断面稳定极限值，力争送出能力达到线路设计值。”
另一位不愿具名的西北新能源企业人士则建议取消西北电网跨省联络线考核机制，让新能源重新在西北电网范围内平衡和消纳，充分发挥跨省、跨区调峰能力，并建立跨省、跨区调峰的补偿机制。而在联络线考核短期改变无望，且可再生能源配额制迟迟无法出台的情况下，能够缓解甘肃等新能源富集区弃风的有效措施是自备电厂或西北区域内的公网电厂参与调峰，并尽快建立合理的补偿机制，研究关停部分公网火电厂并由新能源企业做出补偿的方案，从而解决电力电量严重供大于求的矛盾。国家层面也应加强协调，增加西北电网尤其是甘肃电网跨区外送的份额，让新能源电力在全国更广大的范围内消纳，在此过程中甘肃新能源可以与火电打捆外送，在电价方面建立优势。
与此同时，地方政府也应完善省内火电企业深度调峰补偿机制，让燃煤发电从辅助服务市场上挣钱。以新疆为例，据记者了解，当地企业自备电厂容量庞大，截至2015年6月底的装机量已接近1600万千瓦，占到全疆总装机容量的27%。据龙源新疆公司介绍，这些自备电厂的全年利用小时预计可达6000小时，远高于公共火电厂(今年预计4100小时左右)。“如果地方政府加大协调力度，对自备电厂和公共电厂一视同仁，通过合理的经济补偿鼓励这些自备电厂参与深度调峰，风电的消纳问题将得到有效缓解。”
此外，专家建议，地方政府应制定相应规划，让新能源发展与整个电力系统发展相协调，不要盲目上项目，保证优化发展。“以甘肃为例，在目前新能源限电没有有效缓解前，酒泉风电基地二期要缓建，即使将来动工也不要一窝蜂式的上马，而是要边看效果边分批、逐步建设。”
