手机浏览网
面对严重的弃电问题，促进消纳是主管部门一直努力的方向。
国家能源局曾连续数年专门下发推动风电消纳的文件。2016年3月，国家能源局再次下发《关于做好2016年度风电消纳工作有关要求的通知》。在每年下发的文件中都提出，将积极开拓风电供暖等消纳方式，鼓励本地投资建设高载能项目，作为实现风电本地消纳的重要举措。
在北方风能资源丰富地区，风电供暖本应对消纳风电能力、促进城镇能源利用清洁化、减少化石能源消费、改善冬季大气环境质量意义重大，但实施效果却微乎其微。
大唐新能源股份有限公司（下称“大唐新能源”）曾受国家能源局、吉林省发改委委托在吉林白城试点国内首个风电供暖项目。这一项目由大唐新能源投资蓄热式电锅炉和热力站，替代原有20蒸吨的燃煤锅炉，供暖面积16.3万平方米。供暖项目与大唐新能源旗下的向阳风电场捆绑经营，在低谷时段向电网买电，进行蓄热，为小区供暖。
据大唐新能源内部人士介绍，在该项目的经营中由煤改电，供热价格却不能变。按照当地的热价反推，电价低于0.1元/千瓦时才具备经济性。但即便使用电网低谷电，也是这一价格的两倍以上，而煤价的下跌使供热价格再下调，进一步挤压了项目发展空间。
最终，该示范项目走向了补偿电量的模式，即在当地风电年平均利用小时数之外，给风电供暖配套风场分配额外的上网电量，以弥补损失。这也招致同一区域其他风电企业的不满。因为开展风电供暖未增加区域内风电整体上网电量，却要多分配上网电量给供暖风电项目，挤占了其他项目的上网电量。业内人士表示，该项目证明，风电供暖来解决消纳问题比较困难。
除了风电供暖，风电直供高耗能企业也是主管部门期望的模式，事实证明也不可行。以电解铝等高耗能行业为例，在煤价低廉的当下，自建燃煤火电厂度电成本仅有0.1元左右。如果用风电则需要按照当地脱硫煤标杆电价支付电费，是自建电厂成本的2倍以上。风电停机时企业还需要向电网买电，成本更高。除了价格方面的不利因素外，多数风电场都远离城市，实施风电供热和直供高耗能企业建设电缆需要巨大投入，单一风电场难以承受。
特高压外送难“突围”
本地消纳无望，外送成了众多企业的希望。
截至2015年底，中国风电装机容量81%以上分布在“三北”地区，能源生产区域和能源消耗区域的逆向分布被认为是造成弃风限电的主因。电网及新能源企业一直寄望于建设跨区域大功率电力输送通道，将风电等新能源送到需求地来实现消纳。
2015年，国家电网公司开工建设蒙西-天津南、酒泉-湖南、锡盟-江苏、上海庙-山东4个主要用于新能源输送的跨省跨区特高压输电工程。此前则已建成哈密-郑州特高压输电工程。
但一位不愿具名的能源专家表示，由于风电、光伏的波动特性，特高压并不能单独用来输送新能源，必须采用与煤电捆梆的方式进行输送，技术和经济性决定特高压能输送的新能源十分有限。
目前风电、光伏、煤电年利用小时数为分别为2000、1500、4500，这决定了送出的新能源电量仅占43%。在实际运行中，为了确保电网的安全稳定运行，风电、光伏、煤电平均分配肯定行不通。上述专家表示，已建和在建项目中，能够输送新能源电量占比仅10%左右。现在批复的特高压能否如期建成还未知。即便建成，也无法挽救装机巨大的风电。
此外，2015年以，全社会用电增速放缓，煤电面临严重过剩，国家层面对煤电新建项目进行限批、限建。这使得特高压输送风电面临新的变数。业内人士表示，没有火电项目配套，特高压就无法运行，谈不上输送风电。而为了输送风电配套建设火电又与控制火电的政策相悖。且特高压建设需要巨大的投资，决定了输电成本较高，也降低了需求方接纳风电的积极性。
“用远距输电解决弃风限电是个伪命题，这只是投资特高压电网，做大电网资产的一个理由。”清华大学机电系研究员、国家能源局电网“十二五”规划专家委员会成员王仲鸿表示，远距输电到其他地方，新的地方利益仍然存在，远距输电线没有调峰能力，不能解决地方提出的诸多矛盾，风电企业切不可盲目乐观。
