风电当前面临的问题及对策

　　风电发展面临的主要问题

　　我国风电发展取得的成就举世瞩目。2014年风电投资规模915亿元。截至2014年底，并网风电已达到9657万千瓦，同比增长26.2%，年发电量1598亿千瓦时，占全国发电量的2.85%。

　　作为发展时间尚短的新兴能源，难免会遇到发展中的问题。当前风电发展面临的主要问题是弃风限电严重。由于电力统筹规划薄弱、配套电网建设滞后，风电送出消纳成为瓶颈。2014年，全国并网风电平均利用小时只有1900小时，同比减少125小时。

　　另外,风电规划、前期工作和运行管理有待加强。一些风电项目由于经营不善，长期亏损。一些老小机组效率低，运行维护压力大，盈利不佳。

　　风电发展面临的形势

　　（一）风电在我国能源发展战略中具有重要的地位和作用

　　大力发展风电等可再生能源是国家的重大战略决策,也是我国经济社会可持续发展的客观要求。积极推进风电发展，对于调整我国能源结构，保障能源安全，促进节能减排，保护生态环境，具有重要意义。在水能之后，风能是当前技术较为成熟、能够规模开发并具有很大发展潜力的可再生能源，风电已成为我国继煤电、水电之后的第三大电源，需要加快发展，不断提高风能利用水平，国家规划2020年风电装机将达到2亿千瓦。

　　（二）风电电价将逐步走低

　　随着风电科技创新和管理水平的不断提高，风电的发电成本将逐步降低，风电保护性的产业政策也将逐步退出，国家2014年下调陆上Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区风电标杆上网电价2分钱，计划到2020年风电与煤电平价上网，不再享受电价补贴。

　　（三）风能资源竞争日趋激烈

　　风能资源富集、接入条件好、效益水平高的地区新项目越来越少；风电项目核准权下放后，地方企业纷纷参与风电投资，增加了对资源的竞争。随着优质风能资源的减少，企业收益水平也会有所降低。

　　采取综合措施，提高风电发展质量和效益

　　（一）能源主管部门

　　1、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

　　（1）不管是什么能源，只要它的开发利用主要以转换成电能为基本形态的，其发展规划均应作为电源规划纳入电力发展总体规划，风能发电也是如此。

　　全国和各省风电规划要纳入电力发展总体规划，适应经济发展新常态的电力需求；实现风电等非水可再生能源发电与其他电源协调发展，关键是解决大规模非水可再生能源发展带来的系统调峰问题，要提高抽水蓄能电站、燃气电站等调峰电源比重；实现非水可再生能源发电与电网协调发展，关键是解决好电网消纳问题，对风电大规模开发，还要规划好目标用电市场和远距离输送问题，要加快建设非水可再生能源发电并网工程、跨省（区）、跨区域通道，合理扩大消纳范围和消纳市场。

　　此外，要强化统一规划调控作用，未经全面、系统、科学论证，不应随意调整风电规划目标。

　　（2）风电发展要贯彻“输出与就地消纳利用并重、集中式与分布式发展并举”的原则。

　　从2014年以来各地区6000千瓦及以上风电发电设备平均利用小时数据来看，2014年位于沿海的福建（2530小时）、天津（2350小时）、广东（2266小时）进入了前5名。而作为全国大型风电基地的吉林（1501小时）、甘肃（1596小时）、黑龙江（1799小时）却排在全国倒数5名之内；2015年上半年，全国并网风电平均利用小时1002小时，广东（1509小时）、天津（1338小时）、福建（1271小时）仍进入了前5名，而甘肃（699小时）、吉林（760小时）、黑龙江（889小时）仍排在全国倒数5名之内。风电发展实践表明，我们必须贯彻“输出与就地消纳利用并重、集中式与分布式发展并举”的原则，实事求是、因地制宜地制定风电发展规划目标和安排建设计划，避免资源浪费。对高弃风限电比例地区和电力相对过剩地区，要控制电源项目开发速度和规模。

　　（3）风能资源丰富地区建设风电基地，是我国风电发展的重点。根据全国和相关省（区）电力规划和市场需求，积极推进酒泉、内蒙古西部、内蒙古东部、冀北、吉林、黑龙江、山东、哈密、江苏等9个大型现代风电基地建设。外送风火（风水）打捆项目要作为一个整体项目列入电力规划。

　　（4）以南方和中东部地区为重点，大力发展分散式风电。

　　随着低风速风电技术的不断进步，中东部和南方地区的分散风能资源的开发价值在迅速提高，这些区域经济发达或较发达、市场消纳能力较强，电价水平较高，大力开发利用风电将进一步促进我国风电产业持续健康发展。要在科学规划的基础上，以本地电网就近消纳为原则，合理确定项目建设规模和时序，不断完善风电开发建设的技术标准，协调项目建设与环境保护、水土保持等关系，充分发挥风电节能减排和环境保护的重要作用。

　　（5）稳步发展海上风电。

　　积极推进海上风电示范项目建设，加强技术研究和储备。

　　2、加强市场监管

　　按照全额保障性收购的法律规定，加大执法力度，加强对电力市场的监管，重点监测各省（区）风电并网运行和市场消纳，掌握风电全额保障性收购的实际情况，及时向社会公布相关信息，督促解决弃风限电问题。

　　3、运用经济手段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。

　　4、建议国家主管部门组织专题研究“在电力市场化改革的大环境下，如何促进风电等非水可再生能源发电的健康、持续发展”，包括深入探讨“保障性收购政策与实行市场机制的关系、强制性标杆电价政策与实行市场机制的关系”。

　　（二）电力企业

　　1、要注重投资质量和效益，做好项目投资工作。要吸取项目规划和前期工作质量差造成投产后就亏损的教训。

　　（1）要优化项目前期工作，加强管控、关口前移。做好电力市场需求预测与分析，进行多方案技术经济比选，加强项目选址和设计优化，选择优质项目开发。

　　（2）注重风机选型，把握技术性、可靠性、实用性和经济性。

　　（3）开展后评价，对风电项目的前期决策、工程建设和生产运营全过程进行系统、客观总结，尤其突出投资造价、经济效益分析和风机选型正确性、风机设备质量可靠性分析。认真对待后评价成果，吸取经验教训，采取相应对策、措施，进一步完善投产项目，改进在建项目，指导待建项目。

　　2、要提升新能源发电调度系统的管理水平。

　　（1）建立优先消纳新能源发电的调度运行机制。

　　（2）在大型风电基地地区，通过优化各类发电机组的协调运行，发挥跨区域电网错峰调峰作用等方式，提高电力系统的整体调节能力，满足大型风电基地风电并网运行的需要。

　　3、要提高运行管理水平。

　　（1）加强日常维护检修，开展设备缺陷治理，优化功率曲线，提高风功率预测能力，不断提高设备可用率和发电能力。

　　（2）改造老小风电机组，加强技术攻关，提高发电效率，延长机组寿命，提升盈利能力。

　　（3）优化风电场运维管理，实施“风电场群集中管控，少人职守，区域维护”的管理模式；实现检修维护标准化。　

　　（作者系国网能源研究院高级咨询）