遠光軟件（來源：國家電網報　作者：不詳）

　　在國家政策支持下，近年來我國風電發展迅速。截至2012年底，并網容量達到6083萬千瓦，居世界第一位，占全國發電總裝機容量的5.3%。風電裝機主要集中在西北、華北和東北地區，約占風電全部容量的87%。

　　據中電聯統計，2006-2012年，全國風電利用小時數分別為1917、2015、2046、2077、2047和1875和1893小時，并在2009年達到最高值，2010年和2011年連續下降，2012年略有回升。

　　我國出現明顯的棄風限電始于2010年，2011年全國棄風限電總量超過100億千瓦時，平均利用小時數大幅下降，個別省份甚至降至1600小時左右，風電場運行經濟性嚴重下降。

　　據國家電監會2012年7月發布的《重點區域風電消納監管報告》，2011年“三北”地區風電場平均利用小時數1907小時，同比下降266小時，棄風電量達123億千瓦時，棄風率約16%，電費損失約66億元，折合火電標煤384萬噸，折合二氧化碳760萬噸。“三北”風資源較好地區的風電設備利用小時數低于中、東部和南方風資源一般的地區。內蒙古、吉林、甘肅等風資源大省低于云南、貴州、江西等風資源一般的省份。

　　據國家能源局發布的消息，2012年全國棄風電量約200億千瓦時，與2011年相比幾乎翻番，相當于浪費了670萬噸標準煤，經濟損失超過100億元，不僅造成能源浪費，更加重了環境污染。從目前各地電源、電網結構及電力需求增長趨勢看，2014年之前“三北”地區棄風限電問題很難緩解。

　　2011年丹麥、西班牙和德國的風電裝機容量占總發電容量的40%、20%和15%，風電量則占總發電量的22%、18%和10%。反觀我國棄風嚴重的地區和省份，風電在全社會用電量中所占比重還很低，例如2011年東北、華北和西北三個地區只達到6.5%、4.2%和2.8%，甘肅、吉林和黑龍江三個省只達到7.7%、6.3%、5.6%。國內外情況對比表明，我國出現的嚴重棄風限電現象，并不是風電發展飽和所致。

　　本文認為，我國風電棄風限電的原因可以歸納為以下三個方面：

　　一、風電建設規劃不完善

　　風電規劃中存在“重發、輕供、不管用”的問題。甘肅、蒙東、蒙西和冀北等大型風電基地都位于經濟發展程度較低的地區，本地電量消納空間有限，而電網外送能力又不足，只能棄風。

　　風電與并網投資存在不匹配的現象。據國家電監會發布的《重點區域風電消納監管報告》，截至2011年底，國家電網公司風電并網工程累計投資440億元，還不到2006年至2011年電網建設總投資的5%，而同期全國電源投資中，風電達到4098億元，占電源建設投資的16%。

　　風電與電網規劃需要進一步協調。風電項目前期工作周期短、核準快且建設周期短，但配套的電網送出工程則相反。部分地區還存在風電規劃和建設時序不斷調整、項目規模和進度遠超規劃，以至于配套送出工程難以在電網規劃和建設時統籌安排。

　　二、風電市場運行機制需要健全

　　當前以計劃電量為基礎的交易模式不利于風電消納。目前節能發電調度還未在全國范圍內得到全面推行，電源間的競爭主要體現在計劃電量分配上，風電的節能降耗和減排貢獻得不到合理評估，清潔優勢沒有完全體現出來。由于風電具有隨機性、間歇性和波動性等特點，電網收購風電的成本高于水、火電，因此風電競爭力比水、火電差，在爭取計劃電量指標時處于不利地位。

　　系統輔助服務未實現市場化導致風電送出受阻。風電出力不穩定，需要其他電源為其提供調峰服務，但目前這類輔助服務的價格還沒有通過市場手段解決，而是由其他電源無償提供，因此在冬季供熱期間調峰容量緊缺時，棄風限電特別嚴重。

　　三、風電調度運行水平不高

　　目前部分風電場運行水平偏低、機組缺乏低電壓穿越能力，增加了電網調度運行的難度。部分地區電網中的風電功率預測系統和風電場監控系統尚不完備，沒有真實反映風電功率的波動性和隨機性特征，導致系統運行方式偏于保守，調度運行中預留了過大的安全余量，也是造成棄風限電的重要因素。

　　和風電利用先進的國家相比，我國風電還有廣闊發展空間。要解決風電消納問題，促進風電可持續發展，既需要推進電力市場化改革，建立科學的政策體系和公平公正的市場環境，也需要優化規劃電源結構和電網布局，擴大風電消納市場，還需要通過科技創新，推動風電生產和消費革命。

　　優化電源結構和電網布局

　　根據能源發展總體規劃，結合區域資源情況和市場消納能力，堅持風電發展與電網規劃相結合的原則，制定統一的風電和電網規劃方案。

　　科學安排風電資源開發時序和建設進度，保證風電項目與送出工程的協調推進。堅持集中開發與分布式發展相結合，在開發大型風電基地通過高壓網遠距離送出的同時，積極建設中小型風電項目接入配電網就地消納。

　　改善電源結構，提高電網輸送能力。規劃建設抽水蓄能、燃氣發電等調峰、調頻電源，促進風電與其他電源協調發展，加強風電輸電通道建設，解決風電送出瓶頸。

　　推進電力市場化改革

　　改變當前以計劃電量為基礎的電力系統運行模式。加快市場化改革，允許發電企業、用戶、民營資本等組織和個人投資運營專為風電等可再生能源發電項目接入的微電網系統。

　　建立健全風電交易機制。制定優先保證包括風電等可再生能源全額收購的市場機制和激勵政策，實行綠色配額交易制度，風電配額可以在電網之間進行交易，對化石能源發電業務實行碳稅和資源稅，增加對風電等可再生能源補助資金來源。

　　完善風電電價和補貼政策。風電上網電價實行政府指導價，在保證投資回報率的基礎上，按招標形成的價格確定，專為風電等可再生能源發電項目接入電網系統產生的工程投資和運行維護費用，應按社會成本加合理利潤和稅金的定價原則進行足額補助，對為風電調峰的電源給予市場化的輔助服務補助。

　　科技創新推動風電生產和消費革命

　　創新風電生產和消納模式，大力研發推廣使用新型風機、提高風電場建設質量，推進海上風電和低風速地區風場建設。在“三北”的適宜地區，開展以分散式風電及儲能設施等為主、電網為輔的微電網運行示范。

　　建立風電友好型電網，改善系統負荷特性。加強風電功率預測和運行監控系統建設，優化電網運行方式，形成科學的開停機和備用計劃，提高風電調度運行精細化水平；加大跨省區調峰調度，挖掘系統調峰潛力，提高風電與水、火電的協調運行能力；推進產業結構調整，發展和培育當地負荷，吸引高耗能產業向風電外送困難地區轉移，在北方風電集中地區，推廣風電供熱和排灌等技術，拓展利用方式，促進風電就地消納。（華能技術經濟研究院）