造成风电弃风的根本性原因是现有政策目标设置单一，设计不完备，忽视了电网整合风电技术和储能技术等的投资和研发，造成了风电装机与网线建设不协调。促进风电产业可持续发展，需要重新检视和完善风电鼓励政策。

 

    政策缺陷是根本原因

 

    ◆于洋(新浪微博帐号:Stanford于洋)

 

    笔者认为，弃风这一现象是在技术瓶颈和现行政策约束下，风电利用成本高昂，无法在发电市场中和传统能源竞争所致。这既和风电的特殊性质有关，又和电网整合风电技术发展迟滞、落后于风电发电技术的进步和装机容量的扩充有关。而更深层次的原因，则是过去十年，国际和国内的风电政策目标单一、设计不尽完善，导致风电投资市场的政策性繁荣，但电网消纳风电的能力却没有同步发展。

 

    首先，风电具有不稳定和不可控两大特性，这与传统的发电能源，如火电、水电等截然不同。风电入网将显著增大发电的不稳定性和不可控性。以美国加州为例，只供应加州全部用电5%左右的风电，在半小时内可能陡升800兆瓦或骤降600兆瓦。在当前技术条件下，风电的波动给电网的稳定性和安全性带来很大威胁。即便电网勉强消纳这些波动频繁而波幅巨大的风电，其整合成本也非常高昂。这些整合成本最终或被转嫁给消费者，或通过财政拨付由纳税人埋单。而且，随着风电市场份额不断扩大，风电波动对电网稳定性造成的压力也与日俱增。因此，弃电现象才会在风电市场发展到一定规模后出现。需要指出的是，即便在欧美等发达国家，也会拒绝波动频繁而波幅过大的风电入网，以免影响电力稳定供给。

 

    风电的另一个特性是夜间风能较大而白天风能较小，这和电力消费的峰谷并不一致。在夜间用电量需求小的时候，风电反而大。而每天清晨，当电力需求快速攀升时，风能却处于持续消退中。为满足清早的用电需求，电网必须使用传统能源机组。但是这些传统能源机组启动时间长，调整负荷速度慢，因此大部分必须在夜间保持发电状态。在储能技术极不成熟的现状下，这些处于待命状态的传统发电机组进一步压缩了风电的利用空间。

 

    要改变这一现象，就要出台相关政策，鼓励相关技术研发和应用，降低风电的使用成本。然而长期以来，在风电鼓励政策的设计中，常错误地把风电的使用成本等同于风电的发电成本，忽视了风电入网带来的整合成本。同时，也错误地把扩大风电的市场份额等同于扩充风电的装机容量。因此，无论国际还是国内，现有风电鼓励政策都着眼于降低风电的发电成本和扩大风电装机容量。诚然，这些政策对有效降低风电发电成本起到了积极而显著的作用。然而，风电入网和整合是一个系统工程，仅降低发电成本对风电入网的推动效果是有限的。当风电发电成本不断下降、装机容量不断扩张，但电网风电整合技术和储能技术却裹足不前时，弃风现象必然发生。

 

    与此同时，现行政策只鼓励风电装机，却缺乏配套机制鼓励连结风电的输电线网建设。由于风电场往往远离电力传输枢纽和电力消费中心，相关线网投资大、回报周期长。如果没有政策扶持，电网企业投资建设连结风电线网的动力是不足的。此外，装机补贴的设计也流于粗放，缺乏机制引导投资者进行风电场选址，造成一些风电厂选址差、风电质量低。这种政策上的不均衡和不完善，使部分地区电网造价昂贵而风电入网效益不彰，导致电网建设与风电装机步伐不协调，这也是造成弃风的主要原因之一。

 

    笔者认为，造成弃风的根本性原因是现有政策目标设置单一，设计不完备，忽视了电网整合风电技术和储能技术等的投资和研发，造成了风电装机与网线建设不协调。

 

    要解决上述问题，促进风电产业可持续发展，需要重新检视和完善风电鼓励政策。首先要对现有政策进行调整，正确引导风电投资者的选址和生产决策。国家能源局今年出台的《关于规范风电开发建设管理有关要求的通知》已经着手处理这方面问题。其次，应系统性地设计相关政策，鼓励用于风电整合的各种技术研发和应用。这些技术包括风电入网后电网的调度管理技术、储能技术以及多种清洁能源打捆整合技术等。同时，应出台政策鼓励新建扩建连接风电输电线网，协调电网建设和风电装机的步伐。

 

    总之，弃电是风电发展到一定阶段、需要政策调整的信号。而当前正是风电产业从粗放扩张到精细发展的转折期，完善相关政策引导风电从政策依赖型转向自我发展型至关重要。

 

    作者单位:美国斯坦福大学

 

    乙方观点

 

    电网公司投资的热点在于超高压输电等项目，对于风电并网这一业务来说缺乏足够的兴趣，风电实际上往往成为电网想甩掉的包袱，利益驱动已成为风电并网深层次的症结。在国家的长远利益面前，企业的利益可以适度让步。

 

    利益驱动是症结所在

 

    ◆张熙霖(新浪微博帐号:熙康嘉措)

 

    风电的发展近年来受到了很大的限制，主要表现为并网困难、弃电现象突出、脱网风险大，即使已经并网的风电场也面临着频繁被限电的问题。尤其在内蒙古、新疆和东北地区最为严重。2011年风电发电量比2010年增加了约46%，远低于2010年增加81.4%的比例。在风电装机逐年递增的情况下，愈发严重的弃风已经成为风电发展的关键瓶颈。

 

    造成这一现象的原因是多方面的。在风机制造上，随着近年自主技术的不断提升和行业对低电压穿越、无功补偿等标准的严格，已经能够使风机电网友好性大大提高，技术已经基本不再是问题，或者是能够很好解决的问题。在这种情况下，电网企业对风电的消纳管理成为最为突出的问题。

 

    我国《可再生能源法》规定电网企业有对合法审批的风电全额收购上网电量的责任和将并网费用计入输电成本的权利，发改委和财政部也制定了相关电价附加补助资金实施细则。由于风电的物理特殊性，要求无条件收购风力发电是不正确的，负责调度的电网运营商在必要时有权利降低风电的出力。然而，目前越来越严重的弃风现象更多地涉及到了发电和电网企业利益冲突。

 

    按照国家政策，风电并网的费用可以在全电网分摊，电网也可以由此得到相应的补偿。但是风电仅占我国总发电量的约1.6%(2011年)，这些收入对于高度垄断的电网来说，只能算得上是杯水车薪。电网公司投资的热点在于超高压输电等项目，对于风电并网这一业务来说缺乏足够的兴趣，风电实际上往往成为电网想甩掉的包袱。这样，利益驱动已成为风电并网深层次的症结。

 

    利用风电需要风电电力上网后跨区输送。我们先看一下跨区输电调度的问题。我国目前电网跨区输电能力差是一个不争的事实。通而不畅、产端窝电和终端缺电不仅仅是风电并网消纳的困扰，也是我国在用电高峰期间区域性缺电的推手之一。形象地说，就是菜园子的菜送不到菜篮子，并非是没有通路，而是不积极、不按市场需求配送导致。由于高度垄断的电网企业是电力惟一的购买方和销售方，包办了大部分地区采购、运输和销售全部的环节，自然会按照自身利益来安排调度，输电线路的建设也并非完全按照市场需求，而是企业利益所使。一个典型的例子是蒙西电网大量窝电而无法向缺电的华北电网外送，因为蒙西电网并不属于国家电网公司，国家电网缺乏动力为其电力外送拓展渠道。

 

    其次在于跨区输电的收费问题。在跨区输电的主要通道上，目前存在着输电费用收取环节过多、收取标准偏高和核算细节不透明等问题，为跨区输电带来另一层障碍，也导致风电并网困难。我国电价机制完全由政府制定，这本身就违背市场发展规律，需要进行变革。而区域间又存在着价差，区域电网公司在跨区输配电的时候就会以自身利益为主导。而最近对于区域电网公司职能上的改变，也使得电网垄断性进一步增强。而且，发改委等部委制定电价政策的时候并不真正清楚电网输配电的真实成本，制定过程不可避免地受到电网等垄断企业的影响，电价调整成了在电力工业价值链上下游之间平衡利益的一种工具。

 

    当然，电网公司对于风电消纳也有其苦衷。从并网本身来说，风电项目由于地理位置较远而且分散，配套接入系统需要巨大的工程量和投资，而且如果仅仅为消纳风电，电网建成后利用率低，造成投资回收成本过长。另外，必须建设配套的辅助性服务。因此打破电网利益带来的风电并网僵局需要多方面的努力。

 

    在风电规划上，要避免盲目扩张，充分考虑到电力外送渠道的通畅;审批上重视风火捆绑审批建设、加快抽水蓄能电站建设以及发展分布式风电以减少大规模并网的麻烦。另一方面，也更为重要的是，电网公司作为国家特大型、高集中度的中央企业，应充分考虑到国家能源结构调整、发展清洁能源的需要。在国家的长远利益面前，企业的利益上可以适度让步，所换来的则是风电行业快速有序的发展和采用清洁能源观念的真正提升。惟有如此，中国才会由风电大国发展成风电强国，使风电在电力结构的优化中起到更重要的作用。

 

    作者单位:神华集团政策研究室