「導語」
“風電大基地”無疑對我國風電產業的發展起到了重要的推動作用，但其後期暴露出來的消納和配套缺失硬傷，卻讓人始料未及。十年間，從壯麗圖景隕落為沉重包袱，“風電大基地”值得我們回頭仔細看看。
將歷史的錄像帶倒到十年前，在內蒙古大興安嶺餘脈和燕山山脈交匯處，蒙語意思為“美麗地方”的賽罕壩，其因巨大的臺型地貌及氣象條件有利於建設大型風電場引發想象，“風電大基地”概念在此催生而出。
“欲成非凡之事，必用非常之法”。在風電發展積聚破竹之勢的2008年，為了做大蛋糕，攤薄成本，建設“千萬千瓦級風電基地”上升為“國家層面”的戰略共識。根據規劃，到2020年，我國將在河北、內蒙古東西、甘肅酒泉、新疆、江蘇沿海等地區建設幾個千萬千瓦級風電基地，打造數個“風電三峽”。
2009年8月8日，甘肅酒泉千萬千瓦級風電基地率先開工，拉開了風電大基地的建設序幕，被定義為“我國風電建設進入規模化發展新階段”的標誌性事件。僅一年時間，我國風電發展幾乎可以用“顛覆”二字定義，各大發電公司跑馬圈地，並由此帶動了上游風電製造行業的興起，助力風電產業騰飛。
然而，由於未充分考慮消納問題，未建設配套的輸電設施，在本地無法消納的情況下，又缺乏跨省特高壓輸電通道，最終導致棄風限電的尷尬局面。曾經的“壯麗圖景”變成了“沉重的包袱”。
十年後的今天，我們回首反思，風電大基地在推動風電快速發展的同時，相關的消納和配套問題應該如何解決？未來，風電發展將走上一條怎樣的道路？
「 大基地的初衷」
“從南通如東往北直到連雲港連綿幾百公里沿海都是灘塗，在這一帶建海上風電場不佔土地，可建超過1000萬千瓦的風電場，相當於三峽的裝機容量，堪稱海上三峽，卻沒有三峽百萬移民的負擔，也不消耗水資源。我們應迅速下決心，行動起來，精心組織，建設甘肅河西走廊、蘇北沿海和內蒙古3個千萬千瓦級大風場，建設風電三峽。”
時任國家能源局局長的張國寶於2008年在《人民日報》發表文章寫道，這是張國寶首次提出風電三峽的概念，對風電大基地戰略進行的直觀表述。
內蒙古、甘肅和江蘇北部三地風能資源得天獨厚，由於規劃建設的風電裝機規模高達千萬千瓦級，相當於大半個三峽電站（裝機1860萬千瓦），被形象地稱之為陸上“風電三峽”。“風電三峽”是繼西氣東輸、西油東輸、西電東送和青藏鐵路之後，我國西部大開發的又一標誌性工程，也是世界上最大的風電基地。
國家能源局從政策層面推動百萬千瓦風電廠的建設初衷是：帶動風電設備研發製造產業的發展，形成每年1000萬千瓦的自主裝備能力。受國家扶持重點建設的甘肅河西走廊、蘇北沿海和內蒙古三個千萬千瓦級的風力發電項目，工程建設核心是利用我國西北風能量，應對能源危機，減少化石能源的使用，減少碳排放，大力開發清潔能源。規劃在“三北”地區，重點建設數百個十萬千瓦級以上的大型風電場，建成十多個百萬千瓦級大型風電基地，形成河北、蒙東、蒙西、甘肅酒泉、新疆等千萬千瓦級風電基地。
2009年，《新能源產業規劃》正式頒佈，確定了6個省區的7大千萬級風電基地，包括甘肅、內蒙古、新疆、吉林、河北和江蘇，其中內蒙古有2個基地。規定表明，如果配套電網按時建成，到2020年，7大千萬級風電基地總裝機量將達12600萬千瓦。
建設風電大基地是具有中國能源特色的戰略性選擇。我國的陸上風能資源集中在“三北”地區，風資源約佔全國的80％，但多數處於電網末端，電網建設薄弱，電力需求較小，遠離電力負荷中心，且風力發電與電力需求不匹配，這種分佈特性決定了我國風電產業不能按照歐洲“分散上網、就地消納”的模式發展，只能採用“大規模—高集中—遠距離—高電壓輸送”的發輸模式。
“欲成非凡之事，必用非常之法。”我國非化石能源在一次能源消費中要實現2020年達到15％的目標，這在當時無疑是一個非常艱鉅的任務，而高度集中開發新能源的模式，對裝備工業和設備製造領域帶來跨越式飛速發展，能夠創造“快”的奇蹟。
據媒體報道，彼時國家風資源的底數不清，國家共出經費3.3億元撥給中國氣象局測量各地風能，把得出的風向資料提供給投資者參考：哪些地方可以建風電場。很快，各地都開始籌建大型風場。
風電大基地的理想曙光很快便照進了現實，甘肅、內蒙古等傳統老牌風電省區的風電裝機總量迅速擴大。尤其是內蒙古1644.44萬幹瓦的裝機量，讓其他區域望塵莫及，中國風電產業步入鼎盛的發展期。
數據顯示，到2009年底，風電機組的市場售價迅速走低，國產風電機組的市場價格從2008年初的每千瓦6200元左右下降到每千瓦5000元左右，通用電氣、維斯塔斯等外資企業因此承壓，風機大幅降價，售價同期下調20％左右，在性價比方面與國產風機相比沒有明顯優勢可言。
此外，“十一五”期間我國風電呈爆炸式增長，風電裝機容量連續5年實現翻番，增長速度遠高於同期世界平均水平。
2010年，全國風電佔全社會用電量比例達到1.36％，基本與美國相當。蒙東、蒙西、吉林風電發電量佔全社會用電量的比例分別達到21.2％、8.7％、5.6％，接近、達到甚至超過德國、西班牙和丹麥等風電發達國家，風電利用率達到世界較高水平。截至2010年年底，我國風電裝機總容量達到4473.3萬千瓦，成功超過美國，成為世界第一。
「 失控的產能 」
為扶持風電國產化，主管風電項目審批的發改委下放了一定範圍內的審批權，規定“裝機規模在5萬千瓦以上的風電項目須獲得國家發改委的核準，5萬千瓦以下的只需要在省區級發改委核准”。為了繞開發改委的審批，各地將10萬千瓦的項目分兩次批，批出多個4.95萬千瓦的項目，“4.95現象”讓發改委頗為尷尬。
通常，經由國家發改委審批的風電項目，國家電網公司需保證接收，而地方審批的4.95萬千瓦項目，有的並不在國家電網公司的規劃範圍內，這就出現了風電開發商在山包上立起風機，卻不被電網公司接收的情況。
風電場規劃建設無序，導致風電開發規模野蠻生長，難以控制，很快便陷入產能過剩。我國用電負荷中心地處東部沿海地區，而風電基地主要位於“三北”地區，電力生產和消費佈局在地理空間上存在巨大的不對稱性，為風電發展和電力輸送帶來了極大的困擾。
而“建設大基地，融入大電網”是我國風電開發利用的主要模式。伴隨著風電裝機規模的突飛猛進，因未充分考慮消納問題，未建設配套的輸電設施，在本地無法消納的情況下，又缺乏跨省特高壓輸電通道，併網、送出難題接踵而至，風電資源豐富的“三北”地區多個風電場深陷“棄風”泥淖。
實行“千萬級大基地”政策的第二年，2009年，在全國2601萬千瓦的風電裝機容量中，併網風機僅為1613萬千瓦，國內風電30％-50％的產能處於閒置狀態，部分地區棄風率甚至一度達到接近100％。
2010年是國內風電產業的重要轉折點，風電產業的主要矛盾由追求大規模和高速度的風電裝機量，轉向如何平衡消納與建設速度之間的矛盾。據統計，該年全國棄風量不斷惡化，達到了39.43億千瓦時。
更為“沉重”的是，2011年，正值“三北”陸上風電建設如火如荼的一年，同時也是繼2009年風機質量問題後，事故爆發最為頻繁的一年。一直被高速發展暫時掩蓋的問題集中爆發，多起大規模風機脫網事故引發電網對風電安全性的擔憂，無疑成為棄風限電的一大因素。
據不完全統計，2011年我國風電棄風量超過100億千瓦時，相當於損耗330萬噸標煤。從統計數據來看，單就甘肅、內蒙古、吉林和黑龍江四省的棄風量，就達到全國棄風總量的50％。
2012年，棄風限電問題惡化，到達“拋物線”頂點，棄風率達到17％。國家能源局數據顯示，全國限制風電出力的棄風電量達到約200億千瓦時，比2011年的棄風電量翻了一番，佔2012年實際風電全部發電量的20％。個別省（區）風電利用小時數下降到1400小時左右，造成直接經濟損失在100億元以上。限制風電出力最嚴重的地區仍集中在風能資源富集的“三北”地區。
2015年我國棄風量達339億千瓦時再創新高，平均棄風率達到15％，“三北”地區棄風電量佔全國總棄風電量的99.9％。國家大力打造“風電三峽”主力軍的甘肅，棄風率接近40％，居全國首位。因“遭受區域性整體限電”，多家風電企業陷入淨虧損。據統計，當年棄風電量對風能企業造成的直接經濟損失達183億元。金風科技位於新疆某處風電場的棄風率達到40％以上，僅一家電場的損失就接近5億元。
十年後的今天，大部分風電基地建設進度基本達到了規劃規模，但“棄風”問題也愈發惡劣，有限的市場終難以承受“風電三峽”之重。
發電公司認為，如果不建立全國電力市場消納風電的機制，不解決邊遠地區風電送出通道問題，無疑是把風電這個剛出生的孩子遺棄，或者說是在剛剛出土的風電幼苗上壓一塊大石頭。
但大規模風電併網將大量風電機組通過聯絡線彙集後接入電網帶來較大的安全隱患，電網企業對風電上網存有排斥心態。國家電網出於安全考慮推行其自定的技術標準，風電場被限制出力的現象在蒙東、吉林等地電網頻頻出現，風電場發電被電網全額接收成為奢望。
「 破解“棄風”難題」
十年間，“棄風”問題深深地困擾著風電行業，因安全問題遭受局部電網“卡脖子”以及跨省跨區通道輸送能力不足成為制約新能源消納的兩大“攔路虎”。因此，優化電網結構，加快新能源送出及跨省跨區輸電通道建設，提供堅實的物質基礎保障迫在眉睫。
目前，我國已經著手加快遠距離高壓輸電線路規劃和建設，加快特高壓跨區電網建設，構建堅強的“三華”同步受端電網，以實現“三北”地區風電在全國範圍內統籌消納。國網公司也於2017年初推出20項措施，明確提出到2020年根本解決新能源消納問題，將棄風棄光率控制在5％以內。
“棄風”問題的解決，需囊括髮電、輸配電及用電在內的各環節的共同努力。而剝開風電自身的間歇性、波動性特點，以及電力系統缺少消納風電能力的表皮，愈演愈烈的“棄風”現象並不完全歸咎於產能過剩、電網接收困難。其中所涉關係、利益錯綜複雜，風電大規模輸送和消納是技術挑戰，更是利益機制問題。
對於電網公司而言，我國不少風電場距離電網主線路有上百公里，甚至幾百公里，線路投資動輒數億元，巨大的投資額是一個很大的負擔。此外，由於風電發電量較小，約相當於火電同等裝機的40％左右，在相同電網等級條件下，對風電的線路投資會在很大程度上影響電網的投資效益，影響電網企業投資風電線路的積極性。
解決之道在於理順、協調各方利益關係，利益相關方共同努力才能應對和解決“棄風”難題。
在政府層面，需做好全國範圍內的統一規劃，將風電產業發展納入電力發展統一規劃，保持均衡且合理的開發節奏，並在制定國家宏觀規劃時與地方政府協調好；另外，嚴格的併網技術標準和管理規範是提高風電消納利用的必要前提，需重視技術標準和管理規範。
此外，還需出臺優惠政策激勵，建立風電輔助服務的定價和補償以及接入系統及輸電投資回報機制，並促使“棄風”問題在風電開發商和電網運營商間達成共識；加強調峰電源建設，對風電科學調度、風電送出通道給予投資補貼。
值得一提的是，具有準確預測能力、調峰調頻電源保障、安全穩定電網調控能力優點的智能電網是解決“棄風”問題的重要抓手。電網公司也需承擔支持清潔能源發展的責任，擴大聯網範圍和強度，提高電網智能化水平，以適應大規模風電接入電網的要求。
“棄風”的沉痾舊疾一時難以根治，為了讓風電更好地發展，分散式風電成為風電發展重頭戲，與風電大基地“兩條腿走路”。相較於集中式風電，分散式風電靠近負荷中心，易於就近消納，且一般不用新建升壓站，距離接入站較近，能夠節省輸配電設備費用，可有效降低遠距離輸電損耗，改善電網末端的電能質量。
目前，分散式風電已成為風電裝機的重要增量，並迎來了政策密集期：“十三五”以來，國家明顯加大了對分散式風電的支持和引導力度，同時地方政府也紛紛響應，新疆、內蒙、河南、河北等地均出臺相關文件加快分散式風電的開發建設，2018年或將成為分散式風電發展元年。
利好的是，隨著風資源的改善，在國家大力解決“棄風”難題之下，2017年我國風電消納問題持續改善。業內普遍認為，棄風率已經下降到一個較為合理的區間。
國家能源局披露數據顯示，2017年，全國棄風電量和棄風率實現“雙降”：全國風電棄風電量同比減少78億千瓦時，棄風率同比下降5.2個百分點，西北地區棄風限電持續改善，消納能力明顯提高。“紅六省”除新疆、甘肅外，棄風率均已低於20％的紅色預警線，其中甘肅棄風率下降幅度最為明顯，達到10個百分點。其餘五省也有不錯的改善成效，棄風率下降幅度均達5％左右。
業內預計，“紅六省”新增裝機禁令有望逐步放開，寧夏、內蒙古、黑龍江的棄風率大致降低到了8％、16％、14％，或有望在18年率先解禁新增風電裝機，貢獻可觀的裝機增量。以寧夏為例，於2016年新增風電裝機1.16GW，同比幾近腰斬的寧夏回族自治區，2017年11月以來核准風電項目達1.9GW，紅色預警限制基本消除，2018年寧夏新增裝機有望迎來反彈。
值得一提的是，多個特高壓項目將於2018年前後陸續投運。2017年下半年，蒙西蒙東相繼有3條特高壓輸電線路投入運營，2018年上半年，新疆也將新增一條更大容量的特高壓輸電線路。隨著特高壓持續建成，棄風率有望進一步下降。
本文源自能源雜誌
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