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(fā)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(qū)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(huán)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(fā)展新能源和可再生能源，已成為世界各國尋求可持續(xù)發(fā)展途徑和培育新的經濟增長點的重大戰(zhàn)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(huán)境代價。近幾年，全國范圍頻發(fā)霧霾天氣，面對嚴峻的環(huán)境污染形勢，2013年9月，國務院發(fā)布了《大氣污染防治行動計劃》，明確將發(fā)展可再生能源替代更多的化石能源作為改善環(huán)境的重要舉措之一；2014年3月，國家發(fā)展改革委、國家能源局、國家環(huán)保部聯合印發(fā)《能源行業(yè)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(fā)展理念，在“綠色發(fā)展”中強調要推動低碳循環(huán)發(fā)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(fā)成本最低、最具發(fā)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(fā)展、建設生態(tài)文明和美麗中國的重要保障。
自2010年以來，我國風電已連續(xù)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(guī)劃，歐洲2020年風電裝機將達到2.3億千瓦，屆時德國風電發(fā)電量將占電力消費的17%以上。相比之下，我國風電發(fā)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(fā)容量占比僅為10%，可見我國風電發(fā)展的潛力和空間還很大。
隨著“十三五”規(guī)劃的深入，風電發(fā)展目標有望進一步調升。但是，與發(fā)展速度和規(guī)模相悖的是，棄風限電現象愈發(fā)突出，已成為影響我國風電產業(yè)健康發(fā)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(qū)投產的風電規(guī)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(fā)展的新興省(區(qū))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(fā)電企業(yè)的經濟效益，挫傷風電企業(yè)的積極性。目前，政府、發(fā)電集團與電網之間對此仍未形成統(tǒng)一認識，棄風限電短期內仍難根本消除。
棄風限電成為常態(tài)
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(fā)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(qū)大規(guī)模的棄風限電現象開始頻繁和常態(tài)化，僅甘肅、內蒙古、吉林和黑龍江四個省(區(qū))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(fā)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(qū)集中在風資源富集的“三北”地區(qū)，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(qū)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(yè)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(qū))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(qū)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(qū))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(chuàng)歷史新高。
二、各區(qū)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(qū)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(qū))，而各地區(qū)之間棄風限電又呈現出不同的特點：
(一)西北地區(qū)：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(qū))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(xù)分別穩(wěn)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(xù)四年增幅超過25%，風電裝機連續(xù)四年增幅超過55%。電源裝機連續(xù)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(fā)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(qū)：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(fā)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(jié)，造成大面積的棄風限電。目前，黑龍江地區(qū)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(qū)：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(fā)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(qū)風電項目開發(fā)進入了高速發(fā)展時期，截至2015年9月，張家口地區(qū)風電累計裝機容量為604萬千瓦。同時，由于張家口地區(qū)網架斷面幾年內未發(fā)生變化，限電情況逐年嚴重。根據規(guī)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(qū)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(xù)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(qū)域線路穩(wěn)定極限受限；二是外送通道受限，地區(qū)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(qū)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(guī)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(guī)劃、建設和運行中的種種矛盾?？傮w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(fā)展規(guī)劃不完善，電源與電網規(guī)劃脫節(jié)，風電規(guī)劃與火電、水電等其他電源規(guī)劃脫節(jié)。中國風電發(fā)展的主要矛盾是大規(guī)模和高速度發(fā)展的風電裝機、發(fā)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(tài)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(fā)電生產能力1014萬千瓦，在建規(guī)模2225萬千瓦。雖然電網企業(yè)已加大對可再生能源的配套電網工程投資，但由于電網規(guī)劃與風電發(fā)展規(guī)劃脫節(jié)，加上二者建設工期不匹配，導致風電項目與電網項目不協(xié)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(tài)、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(guī)模同比大幅上升，已投產3082萬千瓦，在建規(guī)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(guī)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(qū)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(fā)展缺乏統(tǒng)一規(guī)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(fā)展到多大規(guī)模比較合適至今沒有定論，各規(guī)劃目標在政府部門之間未達成統(tǒng)一共識，各電源規(guī)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(qū)，當地由于經濟欠發(fā)達，電力市場容量不大，消納能力較弱?！笆濉逼陂g，東北地區(qū)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(wěn)中趨緩等因素影響，2014年電力消費需求增速創(chuàng)1998年以來新低，預計今年東北和西北區(qū)域電力供應能力仍然富余較多。
為消納“三北”地區(qū)風電、加大非化石能源利用強度，國家能源局等有關部門規(guī)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(qū)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(fā)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(qū)電源結構單一，系統(tǒng)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(qū)電源結構單一，抽水蓄能、燃氣電站等靈活調節(jié)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(tǒng)擁有一定的靈活調節(jié)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(fā)電機組的上網電價由政府確定，機組之間喪失了靈活調節(jié)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(guī)劃監(jiān)管能力不一?！秶鴦赵宏P于取消和下放一批行政審批項目等事項的決定》明確，企業(yè)投資風電站項目核準由國家發(fā)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(guī)劃、監(jiān)管成為擺在當地政府面前的難題?？傮w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(tǒng)配套能力和消納的重要性認識和理解不透，在穩(wěn)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(fā)條件的前提下，催促開發(fā)企業(yè)開工建設項目。部分地方甚至不按國家統(tǒng)一規(guī)劃，擅自審批計劃外新項目，導致國內眾多地區(qū)風電場棄風限電現象加重。
再加上，有的企業(yè)也急于擴大規(guī)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(fā)展改革委釋放的風電調價信號，也導致眾多開發(fā)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(qū)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(fā)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(fā)電”、“國家將可再生能源的開發(fā)利用列為能源發(fā)展的優(yōu)先領域，推動可再生能源市場的建立和發(fā)展”等表述彰顯了國家推動清潔能源發(fā)展的決心。2007年，我國發(fā)布《節(jié)能發(fā)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(fā)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(jié)促進清潔能源多發(fā)滿發(fā)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(zhí)行辦法“缺位”，很難對優(yōu)先使用清潔能源作出強有力的規(guī)制。面對這種現實，發(fā)電企業(yè)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(qū)、多家企業(yè)的切身利益，政府、企業(yè)難以達成共識，制度至今都未出臺。目前，多數省區(qū)仍采用年度發(fā)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?！笆濉逼陂g，如果電力運行管理還以常規(guī)電源為主，不針對新能源發(fā)展特點作出實質性調整，棄風限電的局面仍將持續(xù)，并有繼續(xù)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(huán)境污染難題的首選，“十三五”及未來一段時期，我國風電發(fā)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(fā)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(qū)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(yè)為風電企業(yè)提供發(fā)電空間，火電企業(yè)獲得雙方協(xié)議約定的經濟補償，風電企業(yè)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(jié)約了大量的煤炭資源，減輕了環(huán)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(yōu)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(qū)多屬于冬季供暖區(qū)域，北方地區(qū)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(guī)則熱電聯產機組需優(yōu)先運行，風電機組被迫棄風停運，如果能夠設計合理規(guī)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(yè)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(fā)展成熟需要一定過程，政府部門仍須協(xié)調各方利益關系，加快制定包括規(guī)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(fā)展為契機，通過建設智能電網等手段解決風電消納問題?！盎ヂ摼W+”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(tǒng)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(tài)優(yōu)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(xié)調優(yōu)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(qū)風電項目核準和建設，調整風電電價政策，放緩風電開發(fā)節(jié)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(fā)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(qū)、市)，原則上不限制新建項目規(guī)模；對局部地區(qū)存在棄風限電情況的省(區(qū)、市)，應限制新建項目的建設規(guī)模，并避免新建項目在棄風限電地區(qū)的布局；對于棄風限電情況較為嚴重的省(區(qū)、市)，原則上不安排新建項目規(guī)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(tǒng)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(fā)企業(yè)的健康可持續(xù)發(fā)展問題，不要在電網送出條件不成熟情況下，催促開發(fā)企業(yè)開工建設項目，避免局部棄風限電加重。風電開發(fā)企業(yè)也要根據市場消納的實際情況理性發(fā)展，不要為了急于擴大規(guī)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(qū)增量項目上網電價，控制裝機容量規(guī)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(huán)。就電力生產而言，“以銷定產”將抑制發(fā)電企業(yè)的盲目擴張沖動。目前，我國第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類風資源區(qū)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(fā)揮價格調節(jié)機制，對限電嚴重地區(qū)新開發(fā)的風電項目上網電價進行下調，從整體角度弱化限電地區(qū)新投風電項目贏利能力，減緩風電開發(fā)企業(yè)繼續(xù)搶占風電資源、擴大裝機規(guī)模的動力，在風電限電問題解決前，放慢限電嚴重地區(qū)風電發(fā)展腳步。
三、加強風電發(fā)展規(guī)劃管理，科學有序地進行風能資源的開發(fā)利用。風電發(fā)展規(guī)劃應納入電力發(fā)展總體規(guī)劃，將風電開發(fā)與其他能源開發(fā)相結合，統(tǒng)籌規(guī)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(tǒng)一、合理的風電發(fā)展規(guī)劃，合理安排風電發(fā)展的速度和規(guī)模，加強風電項目與電網、火電、水電、核電等電力項目的協(xié)調，才能從源頭解決棄風限電問題。
一方面，合理規(guī)劃風電發(fā)展方向，控制年度新增裝機規(guī)模。《國家應對氣候變化規(guī)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(wěn)定化應成為實現這一發(fā)展目標的前提。目前限電嚴重的“三北”地區(qū)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(qū)的裝機節(jié)奏，盡量減少大規(guī)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(guī)劃的協(xié)調統(tǒng)一。面對中國風電產業(yè)持續(xù)快速發(fā)展，電網企業(yè)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(fā)電2625千米。未來一段時間內，應進一步加強風電與電網的統(tǒng)一規(guī)劃，建立風電項目與電網工程同步規(guī)劃、同步投產的有效機制。此外，特高壓需要規(guī)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(fā)電送出還是一個值得期待的問題。
四、切實轉變發(fā)展思路，讓風電“集中規(guī)模化開發(fā)”與“分散式開發(fā)”并舉，鼓勵風電就地消納。在開發(fā)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(fā)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(qū)發(fā)展分散式風電。從短期發(fā)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(guī)模的前提條件，中東部和南方地區(qū)首次占據發(fā)展的主要位置。在中長期內，仍應因地制宜，積極穩(wěn)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(yè)規(guī)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(tǒng)輔助服務的市場化。風電要想發(fā)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(tài)。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(tǒng)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(fā)電等調峰電源，積極發(fā)展調峰性能好、高參數、大容量、高效率燃煤機組，并加快調節(jié)性能好的大型水電基地建設，以滿足系統(tǒng)調峰需求、促進風電與調峰電源協(xié)調發(fā)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(fā)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(zhí)行、節(jié)能調度辦法難實施的根本原因。其實，電力系統(tǒng)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?？梢哉f，電力體制改革及其營造的市場環(huán)境是否到位，將決定風電能否優(yōu)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(tǒng)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(yè)務，同時出臺可再生能源配額制，為能源新業(yè)態(tài)健康發(fā)展創(chuàng)造條件；通過市場手段改變水電、風電等可再生能源跨區(qū)輸送價格及利益分配機制，促進可再生能源良性發(fā)展。
