2010年，我国开始出现明显的弃风限电现象，并且随着风电的快速发展，限电问题更加突出。2015年上半年开始，全国弃风限电形势又出现明显反弹，上半年风电弃风电量175亿千瓦时，同比增加101亿千瓦时；平均弃风率15.2%，同比上升6.8个百分点，局部地区更为严重，吉林、甘肃、新疆、黑龙江、内蒙古、辽宁等6个风电大省限电比例超过或接近20%，其中吉林省高达43%。
当前，能源安全、环境污染和气候变暖问题，越来越受到国际社会的普遍关注，积极推进能源革命，大力发展新能源和可再生能源，已成为世界各国寻求可持续发展途径和培育新的经济增长点的重大战略选择。
我国改革开放以来，在实现经济快速增长的同时，也付出了很高的资源和环境代价。近几年，全国范围频发雾霾天气，面对严峻的环境污染形势，2013年9月，国务院发布了《大气污染防治行动计划》，明确将发展可再生能源替代更多的化石能源作为改善环境的重要举措之一；2014年3月，国家发展改革委、国家能源局、国家环保部联合印发《能源行业加强大气污染防治工作方案》，强调要大幅提高清洁能源供应能力，为能源结构调整提供保障；2015年10月，党的十八届五中全会提出五大发展理念，在“绿色发展”中强调要推动低碳循环发展，建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系。风电作为国际上公认的技术最成熟、开发成本最低、最具发展前景的可再生能源，必将是推动我国能源生产和消费革命，落实中央提出绿色发展、建设生态文明和美丽中国的重要保障。
自2010年以来，我国风电已连续6年超越美国成为全球最大的风电市场。虽然我国风电装机容量绝对值已经位居世界第一位，但在全国电源结构中的占比仍然较低。2014年，我国风电上网电量仅占总电量的2.78%，而整个欧洲已超过10%，特别是丹麦、西班牙、葡萄牙等国这一比例更是超过20%，美国已有9个州风电供电占比达到12%以上的水平。根据规划，欧洲2020年风电装机将达到2.3亿千瓦，届时德国风电发电量将占电力消费的17%以上。相比之下，我国风电发展深度距欧洲、美国等风电强国还有较大差距。根据中国气象局第四次风能资源普查结果，同时考虑可利用土地、海域面积等因素，我国风能资源足够支撑10亿千瓦以上风电装机，以此推算，目前全国已开发容量占比仅为10%，可见我国风电发展的潜力和空间还很大。
随着“十三五”规划的深入，风电发展目标有望进一步调升。但是，与发展速度和规模相悖的是，弃风限电现象愈发突出，已成为影响我国风电产业健康发展的主要瓶颈。受风电调价政策影响，今年华北、东北和西北地区投产的风电规模会有较大幅度的提高，风电消纳的形势更加严峻。与此同时，山西、宁夏、贵州等风电发展的新兴省(区)也开始出现不同程度的弃风。这不仅造成了大量清洁能源的浪费，同时也严重影响发电企业的经济效益，挫伤风电企业的积极性。目前，政府、发电集团与电网之间对此仍未形成统一认识，弃风限电短期内仍难根本消除。
弃风限电成为常态
一、弃风限电的由来及演变过程
弃风限电是指风机处于正常情况下，电力调度机构要求部分风电场风机降出力或暂停运行的现象。
2010年，我国开始出现明显的弃风限电现象，并且随着风电的快速发展，限电问题更加突出。当年我国风电新增装机1890万千瓦，累计装机达到4473万千瓦，增速73%，超过美国并跃居世界第一，全国限电量39.43亿千瓦时，限电比例10%。
2011年，我国风电限电量首次超过100亿千瓦时。东北、西北地区大规模的弃风限电现象开始频繁和常态化，仅甘肃、内蒙古、吉林和黑龙江四个省(区)的限电量就达到了53.04亿千瓦时，占全国限电总量的50%；全国限电比例达到16%。
2012年是有史以来弃风限电最为严重的一年，全年风电限电量达到208亿千瓦时，较2011年增加了一倍，限电量占2012年风电全部发电量的20%；全国限电比例达到17.12%，为历年最高值。弃风限电最严重的地区集中在风资源富集的“三北”地区，其中蒙东、吉林限电问题最为突出，风电利用小时数低于1500小时，冬季供暖期限电比例超过50%；蒙西、甘肃、张家口地区限电比例达到20%以上；黑龙江、辽宁等省份限电比例达到10%以上。
2013年，在政府部门、电网公司和业界的共同努力下，全国弃风率开始下降，限电量为162亿千瓦时，同比下降46亿千瓦时，限电比例10.7%，同比下降6个百分点。但这并不意味着弃风限电的好转，因为风电重点省(区)弃风率依然高居不下，吉林、甘肃两省限电比例仍高达20%以上。
2014年，由于全国来风情况普遍偏小，风电弃风限电情况明显好转，限电量为126亿千瓦时，平均弃风率8%，达近年来最低值，全国除新疆外弃风率均有不同程度的下降，但“三北”限电比例依然相对较高，如新疆、吉林的限电比例达到15%，河北、黑龙江、甘肃都超过了10%。
2015年上半年开始，全国弃风限电形势又出现明显反弹，上半年风电弃风电量175亿千瓦时，同比增加101亿千瓦时；平均弃风率15.2%，同比上升6.8个百分点，局部地区更为严重，吉林、甘肃、新疆、黑龙江、内蒙古、辽宁等6个风电大省限电比例超过或接近20%，其中吉林省高达43%。下半年甘肃、新疆等省(区)限电进一步加剧，7～10月份甘肃限电比例每月都在50%以上，严重程度前所未有。预计2015年全国风电弃风电量将超过400亿千瓦时，平均弃风率超过15%，均创历史新高。
二、各区域弃风限电的特点
纵观历年限电数据可知，弃风限电主要集中在西北、东北、华北三大区域，主要涉及甘肃、新疆、内蒙古、黑龙江、吉林、辽宁、河北等多个省(区)，而各地区之间弃风限电又呈现出不同的特点：
(一)西北地区：新能源装机增加迅猛，而电力通道有限，加之远离用电负荷中心，本地电力需求较低，导致电力供应过剩，风电弃风严重。最典型的省(区)是甘肃和新疆。截至2015年6月底，甘肃的光伏和风电装机分别已达575万千瓦和1102万千瓦，继续分别稳居全国第一和第二，其中风电装机自2012年至2015年上半年增加了467.8万千瓦，增加幅度达73.74%，于2014年末超过水电装机成为甘肃省第二大电源，占到全省电力装机的25.22%。由于受到电价政策变动的影响，2013年光伏装机大幅增加，较2012年增加幅度高达896%，跃居全国装机容量第一。与装机迅猛增加相反的是，甘肃消纳能力和外送能力都在明显减弱。自2015年以来，西北各省电力总体过剩，各省都在积极争取外送份额，甘肃省电力公司售电量和外送电量需求均在下降，截至2015年8月底，外送电量83.3亿千瓦时，同比下降17%，由此造成弃风限电形势加剧。新疆亦是如此，新疆电网装机连续四年增幅超过25%，风电装机连续四年增幅超过55%。电源装机连续高速增长，而最大用电负荷平均增幅仅为20%，截至2015年6月底，新疆最大用电负荷与外送容量之和仅为电源装机的53%，电源建设的飞速发展和消纳增长缓慢、电网送出线路建设滞后呈鲜明对比，新疆电网限电比例已呈现逐年大幅增加的趋势。
(二)东北地区：用电需求增长缓慢，电力富余，且本地有刚性供热需求，普遍存在较大的风电与供热之间的矛盾。黑龙江限电最严重的时间主要集中在每年冬季(10月中旬至下一年4月中旬)。数据显示，黑龙江火电机组占总装机容量77.53%，其中供热机组占火电机组的68.86%，具备快速调峰能力的机组只有97.81万千瓦的水电。每年冬季受燃煤质量和供热安全约束，全省火电(主要是供热机组)按最小方式出力也在600万千瓦以上，而用电负荷在低谷时段(当日10时至次日6时)仅为560万千瓦左右，按照省内发供平衡的原则，即使全省风电出力全部降至0，省内供电仍有40万千瓦左右的富余，而这期间正是一年中的大风季节，造成大面积的弃风限电。目前，黑龙江地区供热机组占比还在进一步加大，弃风形势将进一步加剧。除了黑龙江，吉林省90%的火电机组是热电联产机组，即使当地对热电联产机组按“以热定电”的原则运行，在冬季采暖期，满足供热机组尚存在困难，保障风电正常运行的空间就更加有限了。
(三)华北地区：靠近用电负荷中心，限电水平受外送通道送出计划及通道畅通性的影响较大，突出表现为电网网架结构不合理，外送通道建设与电源发展不匹配等问题。河北主要限电问题集中在张家口，张家口是否弃风限电主要受外送通道影响。2010年，张家口地区风电项目开发进入了高速发展时期，截至2015年9月，张家口地区风电累计装机容量为604万千瓦。同时，由于张家口地区网架断面几年内未发生变化，限电情况逐年严重。根据规划，国网公司还将配套建设张南—昌平500千伏三回线和房山—天津南蔡500千伏双回线工程，预计全部建成投运后，张家口风电外送能力可新增200万千瓦。内蒙古地区主要是电网网架结构对风电影响较大。2009年以来，蒙西电网陆续开始出现弃风限电情况。一是蒙西电网网架结构整体滞后，部分500千伏主变容量不够，部分区域线路稳定极限受限；二是外送通道受限，地区只有两条通道，共四回线路，通道数量多年未增加，送出能力一直很低。蒙东地区也存在电网建设进度滞后的问题，目前最大外送电力570万千瓦，允许风电最大出力仅303万千瓦，风电送出能力明显不足。
弃风限电背后多种问题并存
大规模风电消纳是世界性难题，与国外相比，我国的风电消纳问题更为突出。弃风问题难解，暴露了我国能源规划、建设和运行中的种种矛盾。总体而言，我国风电弃风限电原因大致可以归纳为以下几个方面：
第一，风电发展规划不完善，电源与电网规划脱节，风电规划与火电、水电等其他电源规划脱节。中国风电发展的主要矛盾是大规模和高速度发展的风电装机、发电能力与电力送出、消纳能力的矛盾。近几年来，风电电源工程建设投资与并网装机容量一直呈现上升态势：2013年，风电完成投资631亿元，同比增长3.9%，全国并网风电装机容量7548万千瓦，同比增长24.5%；2014年，风电完成投资960亿元，首次攀升至榜首，并网风电9581万千瓦；2015年1～8月，风电完成投资571亿元，同比增长28.7%，新增发电生产能力1014万千瓦，在建规模2225万千瓦。虽然电网企业已加大对可再生能源的配套电网工程投资，但由于电网规划与风电发展规划脱节，加上二者建设工期不匹配，导致风电项目与电网项目不协调，风电窝电严重。
目前，更值得注意的一个现象是，在经济新常态、电力需求放缓的背景下，各地火电项目出现了热火朝天“大干快上”的局面。2015年1～8月，火电在建规模同比大幅上升，已投产3082万千瓦，在建规模8758万千瓦，数字有些触目惊心。投建火电项目虽有拉动经济增长的积极作用，但长远看无异于“饮鸩止渴”。
火电大规模上马加剧电力产能过剩，风电的生存空间也将被进一步挤压。如果这种势头不加以遏制，未来几年“三北”地区风火矛盾或将变得更加尖锐，弃风限电问题也将更严重、更难解决。这一矛盾还反映出一个深层次问题，即我国能源发展缺乏统一规划，在年均经济增长速度放缓的背景下，火电、水电、风电、核电、光伏究竟发展到多大规模比较合适至今没有定论，各规划目标在政府部门之间未达成统一共识，各电源规划的制定带有明显的局限性。
第二，风电布局不均衡，消纳问题突出。我国能源生产和消费呈现典型的逆向分布特点。一方面，我国风电资源集中在“三北”地区，当地由于经济欠发达，电力市场容量不大，消纳能力较弱。“十二五”期间，东北地区风电装机增长速度远远高于当地电力需求的增长。受经济增长稳中趋缓等因素影响，2014年电力消费需求增速创1998年以来新低，预计今年东北和西北区域电力供应能力仍然富余较多。
为消纳“三北”地区风电、加大非化石能源利用强度，国家能源局等有关部门规划建设12条大气污染防治输电通道，从西部向京津冀鲁、长三角及珠三角等地区送电。大气污染防治12条输电通道以及已投运的风火打捆外送专用通道中，已确定配套外送风电1500万千瓦、光伏发电400万千瓦左右。经测算，所有输电通道经挖潜还可再打捆外送2000万千瓦左右风电。尽管如此，“十三五”期间也只有约4000万千瓦的可再生能源外送能力，仍难以满足所有风电大基地送出需求。
另一方面，我国风电集中地区电源结构单一，系统调峰能力薄弱。风电本身具有随机性、波动性和间歇性特点，风电并网需要配套建设调峰电源。而我国风电集中的“三北”地区电源结构单一，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重不足2%，特别是冬季由于供热机组比重大，调峰能力严重不足。从理论而言，火电系统拥有一定的灵活调节裕度，火电机组可以为风电进行调峰，但调峰所付出的成本需要有所补偿。由于各个发电机组的上网电价由政府确定，机组之间丧失了灵活调节的动力，市场激励机制缺乏，导致电力辅助服务动力缺乏。
第三，风电审批权下放，地方政府规划监管能力不一。《国务院关于取消和下放一批行政审批项目等事项的决定》明确，企业投资风电站项目核准由国家发展改革委下放至地方政府投资主管部门。权力下放之后，风电项目如何核准，如何加强规划、监管成为摆在当地政府面前的难题。总体而言，地方政府积极性高，但也有盲目追求政绩的短视。有些地方政府对本地资源、系统配套能力和消纳的重要性认识和理解不透，在稳增长压力之下，盲目推进项目进程，在不具备电网送出等开发条件的前提下，催促开发企业开工建设项目。部分地方甚至不按国家统一规划，擅自审批计划外新项目，导致国内众多地区风电场弃风限电现象加重。
再加上，有的企业也急于扩大规模、抢占市场份额，不计后果加快项目上马，造成无序建设。此外，国家发展改革委释放的风电调价信号，也导致众多开发商争相赶在年底大限之前抢上项目，这客观上进一步加剧了部分地区的弃风限电形势。
第四，电力管理存在突出矛盾，保障可再生能源发展的相关法律难以全面落实。2006年，我国《可再生能源法》的施行，使可再生能源终于有法可依，“国家鼓励和支持可再生能源并网发电”、“国家将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域，推动可再生能源市场的建立和发展”等表述彰显了国家推动清洁能源发展的决心。2007年，我国发布《节能发电调度办法(试行)》。2015年，国家对《可再生能源法》进行了修改，国家发展改革委、国家能源局又配套电改出台了《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》。从整体上看，这些文件都不具有法律约束能力，落实这些制度的具体执行办法“缺位”，很难对优先使用清洁能源作出强有力的规制。面对这种现实，发电企业不得不将希望寄托在“可再生能源配额制”之上，但由于配额制涉及多个地区、多家企业的切身利益，政府、企业难以达成共识，制度至今都未出台。目前，多数省区仍采用年度发电量计划管理，维持所有机组“平均上网小时数”的政策，加上省级政府具有自由裁量权，导致风电机组为火电机组让路。“十三五”期间，如果电力运行管理还以常规电源为主，不针对新能源发展特点作出实质性调整，弃风限电的局面仍将持续，并有继续扩大的可能性。
关于解决弃风限电问题的几点思考
作为推动能源生产和消费革命和破解环境污染难题的首选，“十三五”及未来一段时期，我国风电发展仍有较大的增量空间。但是在电力市场进入低增长、低利用小时数的“双低”通道背景下，由于风电发展仍存在系列体制机制问题，弃风限电现象短期内难以消除。要缓解弃风限电问题，建议重点实施以下举措：
一、通过运用风火替代交易、探索风电供热和制氢，以及建设智能电网等手段，进一步拓宽渠道，缓解消纳问题。首先，应在当前限电严重地区通过建立风火替代交易机制，扩大风电就地消纳份额。由火电企业为风电企业提供发电空间，火电企业获得双方协议约定的经济补偿，风电企业减少因电网调度限制出力而造成的电量损失。风火替代交易机制的推广，不仅促进解决风电消纳问题，还节约了大量的煤炭资源，减轻了环境污染程度，有利于推动新旧能源交替使用，促进能源结构优化。
其次，要深入研究风电供热、风电制氢等新模式，进一步拓展风电消纳渠道。我国“三北”地区多属于冬季供暖区域，北方地区的风能资源冬季夜间最大，而这正是用电负荷的低谷时段和取暖供热的高峰时段，为了满足建筑取暖供热需要，按目前电网调度规则热电联产机组需优先运行，风电机组被迫弃风停运，如果能够设计合理规则和机制，风电供暖将有助于缓解这个问题。另外，国内首个风电制氢工业应用项目也已进入加速施工阶段。值得注意的是，风电供暖与风电制氢在我国仍处于示范阶段，其发展成熟需要一定过程，政府部门仍须协调各方利益关系，加快制定包括规划、合理定价、交易制度等在内的促进风电消纳的一揽子政策。
再次，以互联网发展为契机，通过建设智能电网等手段解决风电消纳问题。“互联网+”时代的到来，也让风电机组及其设备变得更加智能化，将互联网、大数据的思维应用于风电设备制造和风电场运维，将很快成为现实。将来电力系统会以能源互联网、智能电网、需求侧响应及相关储能技术作为手段，辅以各类社会资源，合理安排间歇用能负荷，随时动态优化能源的需求和供应，并实时进行电力交易，保证最大限度消纳新能源。此外，智能电网通过技术的延伸，可实现“横向多源互补，纵向源—网—荷—储协调优化”，将在最大程度上促进可再生能源消纳利用。
二、严格控制限电严重地区风电项目核准和建设，调整风电电价政策，放缓风电开发节奏，为存量项目留出消纳空间。国家能源局明确提出，坚持把风电运行状况作为风电开发建设的基本条件。对市场消纳能力充足，不存在弃风限电情况的省(区、市)，原则上不限制新建项目规模；对局部地区存在弃风限电情况的省(区、市)，应限制新建项目的建设规模，并避免新建项目在弃风限电地区的布局；对于弃风限电情况较为严重的省(区、市)，原则上不安排新建项目规模。而今，风电项目审批权下放至地方政府，地方能源主管部门应该加强对本地资源、系统配套能力和消纳的高度重视和深入理解，避免盲目核准项目；要着眼长远利益，全面考虑开发企业的健康可持续发展问题，不要在电网送出条件不成熟情况下，催促开发企业开工建设项目，避免局部弃风限电加重。风电开发企业也要根据市场消纳的实际情况理性发展，不要为了急于扩大规模、抢占市场份额，不计后果加快项目上马，造成无序建设。
同时，可以通过调整风电电价政策，降低限电严重地区增量项目上网电价，控制装机容量规模。价格信号的顺畅传导将形成消费带动生产、生产促进消费的良性循环。就电力生产而言，“以销定产”将抑制发电企业的盲目扩张冲动。目前，我国第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风资源区风电电价的调整，应该以消除弃风限电为前提条件。建议充分发挥价格调节机制，对限电严重地区新开发的风电项目上网电价进行下调，从整体角度弱化限电地区新投风电项目赢利能力，减缓风电开发企业继续抢占风电资源、扩大装机规模的动力，在风电限电问题解决前，放慢限电严重地区风电发展脚步。
三、加强风电发展规划管理，科学有序地进行风能资源的开发利用。风电发展规划应纳入电力发展总体规划，将风电开发与其他能源开发相结合，统筹规划，“水火核风光”通盘考虑，以尽快形成煤、油、气、核、可再生能源多轮驱动的能源供应体系。只有真正制定科学、统一、合理的风电发展规划，合理安排风电发展的速度和规模，加强风电项目与电网、火电、水电、核电等电力项目的协调，才能从源头解决弃风限电问题。
一方面，合理规划风电发展方向，控制年度新增装机规模。《国家应对气候变化规划(2014-2020年)》提出，到2020年并网风电装机容量达到2亿千瓦，精细化、高效化、稳定化应成为实现这一发展目标的前提。目前限电严重的“三北”地区风电项目的投资回报已呈逐年下降趋势，并已出现大量风电场经营亏损状况，应严格控制这些地区的装机节奏，尽量减少大规模并网导致弃风限电带来的损失。
另一方面，加强风电与电网建设规划的协调统一。面对中国风电产业持续快速发展，电网企业已做了大量的工作，国家电网数据显示，截至2014年年底，国家电网公司累计投资795亿元，建成新能源并网及送出线路4万千米，其中，风电3.7万千米、太阳能发电2625千米。未来一段时间内，应进一步加强风电与电网的统一规划，建立风电项目与电网工程同步规划、同步投产的有效机制。此外，特高压需要规划好输电通道中风电和火电的结构，从而保证风电的上网空间。但是，从目前实际情况看，通过风电上网通道建设，是否能够保证风电全额发电送出还是一个值得期待的问题。
四、切实转变发展思路，让风电“集中规模化开发”与“分散式开发”并举，鼓励风电就地消纳。在开发大型风电基地同时，积极建设中小型风电项目接入配电网就地消纳。可再生能源发电外送有7%以上的损耗，加上需大量配套调峰电源，当外送距离超过2000千米，项目经济性将变差，还不如在东中部地区发展分散式风电。从短期发展目标来看，国家能源主管部门已将风电的利用水平，作为国家第五批核准计划布局与规模的前提条件，中东部和南方地区首次占据发展的主要位置。在中长期内，仍应因地制宜，积极稳妥推进分散式风电，建议国家能源主管部门尽快出台分散式风电的扶持政策，完善产业规范、技术标准，地方政府出台相关实施细则，尽快促进分散式风电市场的形成。
五、积极推进风电系统辅助服务的市场化。风电要想发展，必须解决调峰问题。从实际经验来看，火电具有很强的调峰能力，抽水蓄能电站、蓄电池、燃气都能为风电调峰，但相关辅助服务市场尚未建立，利益补偿机制仍处于缺位状态。建议政府部门进一步测算有关辅助服务的补偿标准，或建立调峰调频等辅助服务交易市场，运用经济办法调动有调峰能力电厂调峰的积极性，建立调峰、调频等辅助服务的补偿机制，深入挖掘系统调峰能力，不断提高本地电网消纳风电的能力。出台配套细则，加快建设抽水蓄能、燃气发电等调峰电源，积极发展调峰性能好、高参数、大容量、高效率燃煤机组，并加快调节性能好的大型水电基地建设，以满足系统调峰需求、促进风电与调峰电源协调发展。
六、推进电力体制改革，建立公平竞争的电力市场和调度机制，才是解决弃风限电的根本之策。电改的最终目标是构建政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。目前我国尚未完全建立起电力市场机制，电力资源配置基本停留在行政审批的计划经济管理模式上；电价改革严重滞后，电价传导机制不健全。这些都是《可再生能源法》难执行、节能调度办法难实施的根本原因。其实，电力系统实现较高比例的风电接入在技术上是可行的，比如蒙西电网一直保持着高比例风电接纳记录。可以说，电力体制改革及其营造的市场环境是否到位，将决定风电能否优先上网及全额收购。建议加快电力市场化改革，改变当前以计划电量为基础的电力系统运行模式，构建公平有效的电力市场运行机制；加快放开售电和配电业务，同时出台可再生能源配额制，为能源新业态健康发展创造条件；通过市场手段改变水电、风电等可再生能源跨区输送价格及利益分配机制，促进可再生能源良性发展。
