关于蓝天保卫战今年全国两会，总理做政府工作报告时发话了：“抓紧解决机制和技术问题，优先保障可再生能源发电上网，有效缓解弃水、弃风、弃光状况 。”
来源：电网头条（ID：sgcctop）
于是总理的关心再次引起不少人对弃风、弃光问题的兴趣，2016年我国弃风的数据被再次翻了出来……
2016年，全国弃风电量497亿千瓦时。 甘肃、新疆、吉林、内蒙古地区弃风较为严重，弃风率分别高达43%、38%、30%、21%。形势不容乐观
Q：我国到底为什么会弃风？弃风率为什么居高不下？
能源界各路英豪亮出十八般武艺，华山论剑，众说纷纭。吃瓜群众表示，听得不亦乐乎、一脸茫然。其实，只要平心静气地总结一下，中国弃风症结还真不难发现。到底有哪些原因呢？
首先，要了解中国的风从哪里来——
我国80%以上的风能资源分布在“三北”地区，资源集中、规模大、远离负荷中心；太阳能资源也是“高原大于平原、西部大于东部”，而75%以上的能源需求集中在东部、中部地区。简单地说——我国能源供应和能源需求呈逆向分布。
啥叫逆向分布？能源资源“西富东贫、北多南少”，能源需求则恰恰相反。不仅是煤炭、石油等化石能源如此，新能源如风能、太阳能也是如此。
难道真的这么败家，把风白白舍弃了？还是先看一组数据吧——
1、来自国家能源局的数据显示，2010年年底，我国风电装机4182.7万千瓦，超过美国，居全球第一。
2、2012年6月，我国并网风电5258万千瓦，取代美国成为世界第一风电大国。
注意！这次是并网！并网！并网！
3、2015年国内风电新增装机容量达到3050万千瓦，创出新高并且连续六年领跑全球。
4、2016年，全国风电新增风电装机1930万千瓦，仍保持较高发展势头。
5、2017年2月份，国家电网经营区域新增风电装机73万千瓦，总装机达1.35亿千瓦。
明晃晃的数据告诉我们，我国风电规模增长实在迅猛，说它是爆炸式增长也毫不为过。
（以上数据来自中国产业信息网《2016年中国风电发电量、装机容量及弃风率分析》和国家能源局网站）
既然风这么多，那就使出洪荒之力可劲儿用嘛，为什么会舍弃呢？但是 问题就在这！根据之前了解的基本国情，很多风电出自 “三北”地区，但当地经济发展相对滞后、电力需求不足，电力市场狭小。拿甘肃举例，2015年，甘肃电力装机约为4531万千瓦，最大用电负荷仅1300万千瓦，装机容量是用电负荷的3.49倍，电力极其富余！但再看新能源：甘肃新能源装机1784万千瓦（其中风电就有1202万千瓦），已经超过最大负荷484万千瓦。
换句话说，即使甘肃火电机组全部关停（实际上必须有相当部分的火电保持运行，为新能源调峰），甘肃的风电装机也大于当地用电负荷！根据国家能源局统计数据，仅2016年上半年，甘肃弃风率高达47%。如果你真了解甘肃的情况，应该对这个数据不太惊讶。有人说，风电在当地不好消纳，可以跨省输送到经济发达地区啊！说得一点都没错！如果想消纳已有的这些风电发电装机的电量，建设跨区大容量输电通道是一个好办法，可以将新能源电力送到中东部消纳。
▶风电场 ①审批流程短：2013年，国家发改委、能源局实施简政放权，5 万千瓦以下和以上风电项目审批权都下放到地方政府 ②建设工期短：一般只需几个月。
▶跨区输电通道 ①审批流程长：跨省、区电网工程由国家发改委、能源局审批 ②建设工期长：一般需要1~2年甚至更长，以蒙西—天津南1000千伏特高压交流输变电工程为例，工程2015年1月16日获得国家发展改革委核准，2016年11月24日正式投运，建设周期近两年。
所以，要想保障新能源电站竣工即能外送，输电通道项目就必须提前核准、开工。但是 现实恰恰相反！“三北”地区的跨区输电通道核准不仅没有提前，反而大大滞后了。风电与电网规划不协调，部分地区风电规划和建设时序不断调整、项目规模和进度远超规划，以至于配套送出工程难以在电网规划和建设时统筹安排，导致清洁能源外送能力不足。
北京理工大学能源与环境政策研究中心主任魏一鸣表示，中国资源集中的地方基本都远离负荷中心，当地市场难以消纳大量的电力资源，因而对跨区域输电、远距离输电等电网建设提出了较高的要求。矛盾的是，在大范围支持鼓励发展可再生能源的同时，对配套的电网建设支持却较少。他认为，电网发展滞后，跨省、跨区通道能力不足，已成为制约清洁能源消纳的刚性约束。
又有人说，如果风电在就地和异地消纳两方面都存在阻力，那国家政策上就不能多支持一点吗？
可惜，现实是这样的：
我国电力行业的政策和市场机制还不健全，市场化程度偏低。这是导致弃风的重要原因。
主要问题可分为以下两方面：
1、计划模式延续
前瞻产业研究院发布的《2016-2021年中国可再生能源产业市场前瞻与投资战略规划分析报告》分析——
目前， 我国发用电还在沿用计划经济模式，电力行业的规划制定、运行规则、电价核定由政府主导，由于在年初政府已经明确了各类电源发电计划，电网调度争取多接纳新能源，只能在计划框架下局部优化，调整的空间很小。同时，各类电厂年运行小时数主要依据年发电计划确定，各地经济运行主管部门甚至对每一台机组下达发电量计划，由于火电年度电量计划为刚性计划，火电企业和地方政府不愿意让出火电电量空间，调度为了完成火电年度计划有时不得不限制可再生能源发电的电量空间。
2、政策补贴高度依赖
研究显示：
显然，我国当前仍处于第二阶段。风电等新能源发展还高度依赖政策补贴，缺乏市场竞争机制，可持续发展的内生动力不足。
来自国家电网公司的一则数据：
有人一定会问：冬季弃风率为什么会这么高？
通俗地解释下
▶新能源的波动性和间歇性特点，要求电力系统必须匹配一定的灵活性电源，然而，我国风能资源主要集中的“三北”地区，70%以上电源是火电机组，抽水蓄能、水电等灵活调节电源占比较低。到了冬季，雪上加霜的是，冬春季大风期与供热期重叠，热电联产火电发电负荷受制于供热需求难以降低，占用了发电容量空间。
冬季为了满足供热需求，供热机组调峰能力有限，系统灵活性大幅降低，挤占了新能源消纳空间，直接导致了我国“三北”地区每年冬季供暖期弃风尤其严重。特别是部分省区冬季供热机组最小技术出力已经高于最低负荷，低谷时段基本没有接纳新能源的能力。
打个比方，正常情况下，电网本身就“吃”不下那么多风电，到了冬季，风电反而比平常增多，而电网此时又偏偏必须多吃一点火电电量、导致吃风电的能力受限，所以，冬季的时候弃风加剧，也就不难理解了。
▶所以说，我国电源结构不合理，系电源调峰能力受限，电力系统灵活调节能力较弱，也对风电消纳产生不利影响。
还有 ——风电大规模并网消纳难，难在预测难、控制难、调度难。
为啥这么说？
▶风电具有随机性、间歇性和波动性等特点。它的不稳定性是制约并网率提升的重要因素。
国家电网能源研究院副院长蒋莉萍说：“传统上电网的稳定性是靠电源的可调度性来满足负荷的随心所欲，现在可再生能源发电也是随心所欲的，两个都随心所欲的话，系统怎么运行呢？”
用电负荷是任性的，发电负荷也是任性的，这就比较难相处了……
▶目前部分风电场运行水平确实偏低，机组缺乏低电压穿越能力，增加了电网调度运行的难度。有的地区电网的风电功率预测系统和风电场监控系统还不完备，调度运行中会预留较大的安全余量，也是造成弃风限电的因素之一。
▶另外，与常规机组相比，现有新能源涉网安全标准偏低，新能源机组频率、电压耐受能力不足，调频、调压性能差，带来的电网安全问题限制了输送通道外送能力，直接制约了新能源消纳。
此外 还有不得不说的
前段时间，《参考消息》发布题为《美媒称中国风电场产能闲置：煤炭行业仍受偏爱》的文章，写道：
在甘肃等地，风电产业的倡导者提出，地方政府官员降低了生产配额，为的是照顾煤炭企业。煤炭产业对很多省份而言都是经济增长的主要驱动力，在中国有着巨大的影响力。
不得不承认，我国风电消纳受地方保护主义影响。我国电力长期以来按省域平衡，缺乏新能源跨省区消纳政策和电价机制，市场化机制尚未建立。省间壁垒日益凸显，严重制约新能源跨省跨区消纳。也就是说，A省的风电即使能输往B省，B省也不见得会痛快地接受。
这篇文章中还有这样的陈述——
“蛋糕只有这么大，”绿色和平组织在北京的活动人士、从事气候变化和能源问题研究的严菁说，“但是很多新能源公司都希望从传统能源那边分得一杯羹。”她指出，即便能够架设更多的输电线，政府在说服高度发达的中国东部沿海地区的企业从偏远省份购电时也会遇到麻烦。
Q：那如何才能破解风电“过剩”困局？
围观了这么多专家观点，头条君觉得还是得统筹发力呀！
1、优化可再生能源布局
国家能源局局长努尔˙白克力在2016年12月27日召开的全国能源工作会议上明确表示，“弃风率超过20%、弃光率超过5%的省份，暂停安排新建风电、光伏发电规模。”同时将坚持集中建设与分散建设并举的原则，以就近消纳为主。2017年2月22日，国家能源局发布《关于2017年度风电投资监测预警结果的通知》，明确内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆（含兵团）等六省（区）为2017年风电开发建设红色预警区域，不得核准建设新的风电项目，要采取有效措施着力解决弃风问题。电网企业不得受理红色预警省份风电项目的新增并网申请（包括在建、已核准和纳入规划的项目），能源局派出机构不再对红色预警省份新建风电项目发放新的发电业务许可。
相比“十二五”时期23.4%的实际年均增速，有较大降低。在开发方向上，将加快开发中东部和南方地区陆上风能资源。
2、从电网建设上加大对风电接纳和消纳的力度。这被业内人士认为是破解可再生能源当前困境的现实需要，同时也是支撑未来长远发展的重要保障。
加快建设新能源并网工程和跨区跨省输电通道。2017年，国家电网将建成大气污染防治“四交四直”特高压工程，酒泉—湖南、扎鲁特—青州特高压直流工程，川渝第三通道工程；开工建设“西纵”交流、陕北—武汉直流等一批特高压工程，全力服务集中式清洁能源外送。同时，研究特高压直流端电网补强措施，提高特高压直流输送能力。
加大城乡配电网建设投入。加快配电网升级改造，促进分布式新能源灵活接入、高效消纳。
加大调峰电源的建设规模。
强化新能源全网统一调度，提高新能源发电自动控制水平，完善新能源运行控制策略，实现新能源日前、日内调度计划和自动发电控制的闭环管理，实施跟踪发电空间和通道能力，及时调整新能源发电出力。
3、建立促进清洁能源消纳的市场机制
首先，加快构建全国统一电力市场，完善中长期和现货市场交易体系，搭建清洁能源参与的跨省跨区资源优化配置平台，通过市场机制推动打破省间壁垒，促进清洁能源在更大范围消纳。目前，国家电网公司利用特高压灵绍、天中、高岭直流以及宝德直流的富裕通道能力，将西北、东北地区弃风弃光电量送至华东、华中、华北、西南电网，积极开展富裕可再生能源跨省区现货交易。自2017年1月7日启动弃风弃光现货交易起至2月末，累计减少弃风弃光电量6.81亿千瓦时。此外，2017年2月14日，国家能源局正式下发《关于开展跨区域省间可再生能源增量现货交易试点工作的复函》，同意由国家电网公司组织开展可再生能源跨区域省间增量现货交易试点。同时，积极组织清洁能源跨省跨区交易，在年度跨省区外送计划中落实清洁能源份额，积极开展清洁能源跨省跨区中长期交易，切实保障清洁能源外送年度、月度交易计划落实。在促进跨区交易上，电力交易中心被寄予厚望。实践证明，风电消纳需要全国范围内的优化配置。
2017年1~2月份，国家电网公司经营区省间交易电量累计完成1096亿千瓦时，同比增长9.0%，其中，风电、太阳能等新能源交易电量完成65.43亿千瓦时，同比增长15.77%。此外，进一步通过技术提升，降低发电成本，促进补贴退坡，提升参与市场竞争的能力。2016年12月26日，国家发改委发布《关于下调光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》，陆上风电自2018年1月1日起将四类资源区电价调整为每千瓦时0.40元、0.45元、0.49元、0.57元。
4、完善新能源政策和标准体系
落实非水可再生能源配额制度。支持建立配额制和绿色电力证书交易相结合的市场化补贴政策，积极呼吁制定“十三五”分年度各行政区域非水可再生能源电量占比指标，明确消纳责任，建立考核机制，促进新能源产业健康发展。2017年2月3日，国家发改委等联合发布通知，明确提出拟在全国范围内试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购。完善相关技术标准。完善新能源涉网技术标准，提高新能源运行耐受能力，督促风电企业开展高电压穿越等整改工作。推动改变均衡调度模式。严格按照“以热定电”原则确定火电机组最小开机方式，扩大新能源消纳空间。
5、深化风电并网、输送等关键技术研发
国家电网公司全面部署风功率预测系统，不断扩大风电功率自动控制系统覆盖范围，拓展升级数值天气预报系统功能，建成世界上规模最大、信息最全的风电运行实时调度监测网络。至2015年年底，27个省级调度机构均部署风功率预测系统，预测精度普遍可达90%，实时调度监测网络实现国家电网调度范围内风电场全覆盖。好在国家发改委、国家能源局已正式发布了《电力发展“十三五”规划》。这是时隔15年之后，电力主管部门再次对外公布的电力发展5年规划。《风电发展“十三五”规划》也接踵出台。两份规划都剑指弃风顽疾。“十三五”期间整个风电产业发展不再以规模为导向，在规划目标上有保有压，更注重就近就地利用，在“三北”地区持续弃风限电的背景下，开发中东部和南方地区的分散式风能资源，成为最大亮点，也成为今后破解弃风难题的风向标。
以前风电“只管生、不管养”
的局面是否能够改变？
风电消纳能否打个完美的翻身仗？
我们拭目以待！
