為何我國棄風現象尤為突出？
　　
　　“十三五”期間整個風電產業發展不再以規模為導向，在規劃目標上有保有壓，更注重就近就地利用，但由于多層原因，“十三五”時期要想徹底解決棄風問題，依然任務艱巨。
　　
　　千呼萬喚始出來。國家發改委、國家能源局正式發布的《電力發展“十三五”規劃》（以下簡稱《規劃》），是時隔15年之后，電力主管部門再次對外公布的電力發展5年規劃。在過去的“十一五”“十二五”期間，電力規劃一直處于缺位狀態。隨后，《風電發展“十三五”規劃》也接踵出臺。值得注意的是，兩份規劃都共同劍指棄風頑疾。
　　
　　國家能源局總工程師韓水在《規劃》新聞發布會上表示，《規劃》著力解決的是現在電力系統運行當中存在的問題，包括棄風、棄光的問題。他說，首先在可再生能源的布局上要進行優化，一些棄風棄光的地區要適當放緩規模和節奏；其次堅持集中建設與分散建設并舉的原則，以就近消納為主；最后全面提升系統的靈活性，提高電力系統的調峰能力。
　　
　　而《風電發展“十三五”規劃》則給出了布局上的新思路。該規劃指出，“十三五”時期，中東部和南方地區將成為我國風電開發的重心，同時，要有序推進“三北”地區風電就地消納利用，利用跨省跨區輸電通道優化資源配置。可以看到，“十三五”期間整個風電產業發展不再以規模為導向，在規劃目標上有保有壓，更注重就近就地利用，在“三北”地區持續棄風限電的背景下，開發中東部和南方地區的分散式風能資源，成為最大亮點，也成為今后破解棄風難題的風向標。
　　
　　國家電網能源研究院新能源與統計研究所所長李瓊慧告訴《亮報》記者：“《規劃》出臺以后，我們也進行了研究，我們認為，規劃中很多思路和方法都是創新性的，比如，通過技術和機制手段，提高火電的靈活性，這在短期內是較為有效的辦法，還比如嚴格控制三北地區的新增風電規模等，都力圖從規劃角度推動風電更好發展。”
　　
　　“‘十三五’期間，整個風電乃至新能源產業的發展，不再以規模為導向，不再只注重新建的規模，更重視利用，特別是就近和就地的利用。”國家能源局新能源與可再生能源司副處長李鵬曾公開表示。
　　
　　近年來，棄風問題一直備受關注。從近日國家能源局發布的前9個月數據可以看出，全國風電棄風電量394.7億度，平均棄風率達19%。盡管比上半年21%的棄風率降低了兩個百分點，但仍不容樂觀。
　　
　　為什么我國棄風現象尤為突出？記者調查得知，與國外相比，我國棄風的原因主要有三點。首先，國外特別是歐美國家陸上風電以分布式為主，例如德國、丹麥陸上風電90%靠近用電負荷，可以直接就近消納，而我國風電資源逆向分布的特點突出，大型可再生能源基地都遠離負荷中心；其次，歐美國家擁有較完備的電力市場機制，例如丹麥的風電作為北歐電力市場主體直接參與中長期、實時市場交易，其中很大一部分風電通過交易輸送到挪威、瑞典等北歐國家完成消納；最后，歐美國家具備靈活調節能力的電源比例較高，具備很好的快速調節和起停能力。
　　
　　針對這些問題，兩份規劃也在宏觀調控上下足了功夫。
　　
　　據了解，根據總量目標，我國2016年至2020年將新增風電裝機容量8100萬千瓦以上，年均新增約1600萬千瓦，年均增速7.4%，相比“十二五”時期23.4%的實際年均增速有較大降低。
　　
　　然而，因多層原因，“十三五”時期要想徹底解決棄風問題，依然任務艱巨。對此，國網甘肅省電力公司風電技術中心主任汪寧渤直言，盡管《風電發展“十三五”規劃》提出要加快開發中東部和南方地區陸上風能資源，但“十三五”期間我國仍將面臨棄風難題。
　　
　　另外值得注意的是，我國風電發展雖然在裝機容量方面增長迅猛，但在利用方面還剛剛起步。到去年年底，風電占我國全部發電量的比重剛剛超過3%。“未來，如果風電占全部發電量的比重不能突破5%，突破10%，最終達到目前歐洲先進國家的水平，也就是占全部發電量的20%～30%，整個風電產業就無法擺脫外界非議的‘花瓶’角色。”李鵬說。
　　
　　《風電發展“十三五”規劃》中指出，到2020年年底，風電累計并網裝機容量要確保達到2.1億千瓦以上。有專家表示，在“十三五”風電裝機還將保持大幅增長的情況下，推動風電高比例應用才是重中之重。
　　
　　一邊是發展勢頭依然迅猛的裝機容量，一邊是消納難，冰火兩重天之下，未來風電發展將如何提高利用率？
　　
　　試行配額管理，用政策支撐消納
　　
　　風電的消納需要市場與政策“兩只手”。國家應盡快出臺可再生能源配額制管理辦法，明確地方政府、電網企業和風電企業的責任與義務，制定可再生能源交易機制和配額管理辦法，確定全國各地區可再生能源的消費配額比例。
　　
　　每年供暖季來臨，棄風問題就尤為突出。
　　
　　記者調查發現，這與我國能源資源逆向分布和供熱需求有關。我國風能資源主要集中在“三北”地區，而恰好風電發展較快的內蒙古、甘肅、河北、新疆、遼寧、吉林和黑龍江等省（區）也是熱電聯產火電機組比重最大的地區。到了冬季，熱電聯產火電發電負荷受制于供熱需求難以降低，熱電聯產火電機組占用了發電容量空間，新能源消納市場空間和調峰容量不足的矛盾更加突出，直接導致了我國“三北”地區每年冬季供暖期棄風尤其嚴重。
　　
　　“我認為，新能源與電網建設不同步、新能源與靈活調峰電源建設不協調是影響風電消納的兩個主要原因。”汪寧渤告訴記者，供暖季放大了“新能源與靈活調峰電源建設不協調”這一矛盾。
　　
　　汪寧渤說，新能源與電網建設不同步的問題，受到電力發展規劃、電源電網統籌和項目建設合理工期等一系列因素的影響。
　　
　　李瓊慧也證實了這一點：“在規劃里，風電場在建設之初沒有同時考慮送出和市場消納。也就是說，電源項目與電網規劃脫節了。比如一個電網建設申請在2009年提出，核準整個程序下來可能要到2015年才能拿到批復，這是導致目前棄風限電嚴重、大量清潔能源送不出去的主要原因。”
　　
　　此次發布的《電力發展“十三五”規劃》和《風電發展“十三五”規劃》都提出了“到2020年，全國風電裝機達到2.1億千瓦以上”的目標，并指出大力發展新能源，要優化調整開發布局，依托電力外送通道，有序推進“三北”地區可再生能源跨省區消納4000萬千瓦。但送到哪里，消納多少，規劃中并未明確。
　　
　　記者調查了解到，目前多數負荷需求高的省份電力消納都以省內為主，省內不夠時，才向外要電。地方政府首先保證的是本省火電消納，在經濟增速放緩的大形勢下，消納外省清潔電的積極性不高。有媒體報道，一些地方盲目跟風風電、光伏等項目，想把GDP留下，但供需之間沒有辦法有效地配置資源。
　　
　　解決棄風問題，消納是重中之重。對此，汪寧渤在接受《亮報》記者采訪時說：“我建議，國家應盡快出臺可再生能源配額制管理辦法，明確地方政府、電網企業和風電企業的責任與義務，制定可再生能源交易機制和配額管理辦法，確定全國各地區可再生能源的消費配額比例，激發經濟發達地區積極主動接納風電的意愿。”
　　
　　對此，廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強也建議，更為有效的措施是對各省的新能源消納實行配額制，但是目前仍然處在探討當中，各省間在配額交易上的成本也很高。
　　
　　“規劃是指導性的，從預期上告訴大家政策上的轉變，并不能達到立竿見影的效果。必須依托規劃馬上出臺一些配套的輔助細則，達到可操作的層面，才能將規劃內容落地。”李瓊慧認為，兩份規劃出臺之后，接下來要落實的是具體的推進舉措，“需要有配套的實施細則來落實，比如電力規劃中強調了要加強火電的靈活性，但是具體的火電靈活性的指標現在還沒有，調峰能力相關技術參數，如爬坡速率等。”
　　
　　汪寧渤也說：“還需建立以調峰為主的新能源輔助服務機制，完善跨省區調峰資源共享的管理辦法和補償措施，實現調峰資源在區域乃至全國優化配置，并探索以價格聯動為重點的可再生能源交易模式，提高可再生能源就地消納能力。”
　　
　　汪寧渤建議，借鑒“西電東送”和“三峽送出”解決水電消納的成功經驗，按照滿足“三北”風電、西部光電送出及消納需求為目標，統籌規劃并加快跨區輸電骨干通道建設進度，大幅度提高電網在全國范圍內優化配置新能源資源的能力。同時，國家出臺促進大規模風電消納的政策措施，引導耗能產業向西北能源資源豐富的地區轉移，增加風電就地消納能力，減少外送負擔。堅持電源與電網統一規劃的原則，統籌風光電及其各級電網發展速度，并考慮風光電與電網建設速度不同步的實際，適度超前規劃建設各級電網，引導新能源發展，實現風電、電網與用電市場協調發展。
　　
　　跨區交易和調度大有可為
　　
　　實踐證明，風電消納需要全國范圍內的優化配置。截至11月底，北京電力交易中心組織完成省間交易7103億度，同比增長6.7%。其中落實西電東送、清潔能源消納等國家能源戰略交易規模5484億度，市場化交易電量達到1619億度。
　　
　　據統計，2016年1~11月，國家電網調度范圍新能源累計發電量3036億度，其中，風電累計發電量1921億度，同比增長27%，光伏累計發電量575億度，同比增長65%。2016年1~11月，國家電網公司調度范圍新增風電1126萬千瓦。
　　
　　新能源發電的巨大體量，使就近就地消納難上加難。
　　
　　以甘肅為例，甘肅省風光電90%以上在河西走廊，其中大部分集中在遠離負荷中心1000公里以外電網末端，是全世界集中并網規模最大、送出距離最遠的風光電基地。風光電受到750千伏電網送出能力不足的制約，酒泉地區出現風光電“過剩”的矛盾突出，風光電非供暖期也頻繁遭遇棄風限電，棄風棄光常態化的趨勢十分明顯。
　　
　　2016年前10個月，甘肅風光電發電量已經達到173.6億度，占全省發電量的19.83%；風光電最大發電出力608萬千瓦、占當時全省用電負荷的59.66%。2016年全省統調最大用電負荷1309萬千瓦，全省風光電裝機容量是最大用電負荷的1.49倍，從電力平衡的角度考慮要消納1955.86萬千瓦風光電是不可能的，如果考慮全省現有2791.17萬千瓦火電、水電裝機容量，市場消納能力不足的矛盾更加突出。
　　
　　甘肅省發電總裝機容量4747.04萬千瓦，用電負荷僅為1309萬千瓦，發電裝機容量遠遠超過了用電市場需求，可以認為呈現了明顯的發電生產能力過剩。
　　
　　在這種情況下，電網企業為了全力消納新能源，竭盡所能尋找各種辦法。
　　
　　在甘肅，國網甘肅電力圍繞提升新能源消納能力，從調度、交易等方面開展了廣泛的探索，通過大用戶直購電中長期合約、新能源與大用戶直接交易、新能源與自備電廠發電權置換等方面的措施，增加了新能源消納的市場空間。同時配合地方政府努力吸引一些高載能企業入駐河西走廊，盡可能提高新能源就近消納能力。此外，開展科技創新研究，建設了覆蓋河西走廊的風光電集群控制系統示范工程，大幅度提高了大規模集中并網的風光電接納能力。
　　
　　在各種舉措中，跨區交易和調度成為短期內緩解棄風的有效且直接的辦法。“風電波動性較強，在輸送時不能‘獨善其身’，涉及到與其他電源打捆輸送。短期內可以通過交易和價格調節的市場方式，跨省跨區輸送消納更多風電，比如通道低谷時期多送電等。”李瓊慧建議。
　　
　　記者從北京電力交易中心了解到，截至11月底，北京電力交易中心組織完成省間交易7103億度，同比增長6.7%。其中落實西電東送、清潔能源消納等國家能源戰略交易規模5484億度，是北京全年用電量的5.8倍；市場化交易電量達到1619億度,同比增長16.4%。據統計數據，截至11月底，國家電網經營區域各交易中心累計開展市場化交易電量6891億度，占總電量的20.1%，通過跨區交易和調度促進新能源消納，成效顯著。
　　
　　值得關注的是，今年9月，北京電力交易中心在交易平臺組織省間市場交易共計50.7億度，分別為新疆送江蘇、天津、江西“電力援疆”交易和新疆低谷送河南交易16.5億度，甘肅新能源外送華東、山東交易23億度，陽城電廠送江蘇省間點對網電力直接交易10億度，四川低谷水電送華中交易1.2億度。其中，新疆送江蘇、天津、江西“電力援疆”交易是北京電力交易中心積極落實政府雙邊框架協議的具體舉措，新疆近500家發電企業積極參與，超過90%為風電、太陽能等新能源發電企業，風電、太陽能等新能源交易電量2億度，直接為緩解西北棄風困局作出了貢獻。