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“十三五”期间整个风电产业发展不再以规模为导向，在规划目标上有保有压，更注重就近就地利用，但由于多层原因，“十三五”时期要想彻底解决弃风问题，依然任务艰巨。
千呼万唤始出来。国家发改委、国家能源局正式发布的《电力发展“十三五”规划》（以下简称《规划》），是时隔15年之后，电力主管部门再次对外公布的电力发展5年规划。在过去的“十一五”“十二五”期间，电力规划一直处于缺位状态。随后，《风电发展“十三五”规划》也接踵出台。值得注意的是，两份规划都共同剑指弃风顽疾。
国家能源局总工程师韩水在《规划》新闻发布会上表示，《规划》着力解决的是现在电力系统运行当中存在的问题，包括弃风、弃光的问题。他说，首先在可再生能源的布局上要进行优化，一些弃风弃光的地区要适当放缓规模和节奏；其次坚持集中建设与分散建设并举的原则，以就近消纳为主；最后全面提升系统的灵活性，提高电力系统的调峰能力。
而《风电发展“十三五”规划》则给出了布局上的新思路。该规划指出，“十三五”时期，中东部和南方地区将成为我国风电开发的重心，同时，要有序推进“三北”地区风电就地消纳利用，利用跨省跨区输电通道优化资源配置。可以看到，“十三五”期间整个风电产业发展不再以规模为导向，在规划目标上有保有压，更注重就近就地利用，在“三北”地区持续弃风限电的背景下，开发中东部和南方地区的分散式风能资源，成为最大亮点，也成为今后破解弃风难题的风向标。
国家电网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧告诉《亮报》记者：“《规划》出台以后，我们也进行了研究，我们认为，规划中很多思路和方法都是创新性的，比如，通过技术和机制手段，提高火电的灵活性，这在短期内是较为有效的办法，还比如严格控制三北地区的新增风电规模等，都力图从规划角度推动风电更好发展。”
“‘十三五’期间，整个风电乃至新能源产业的发展，不再以规模为导向，不再只注重新建的规模，更重视利用，特别是就近和就地的利用。”国家能源局新能源与可再生能源司副处长李鹏曾公开表示。
近年来，弃风问题一直备受关注。从近日国家能源局发布的前9个月数据可以看出，全国风电弃风电量394.7亿度，平均弃风率达19%。尽管比上半年21%的弃风率降低了两个百分点，但仍不容乐观。
为什么我国弃风现象尤为突出？记者调查得知，与国外相比，我国弃风的原因主要有三点。首先，国外特别是欧美国家陆上风电以分布式为主，例如德国、丹麦陆上风电90%靠近用电负荷，可以直接就近消纳，而我国风电资源逆向分布的特点突出，大型可再生能源基地都远离负荷中心；其次，欧美国家拥有较完备的电力市场机制，例如丹麦的风电作为北欧电力市场主体直接参与中长期、实时市场交易，其中很大一部分风电通过交易输送到挪威、瑞典等北欧国家完成消纳；最后，欧美国家具备灵活调节能力的电源比例较高，具备很好的快速调节和起停能力。
针对这些问题，两份规划也在宏观调控上下足了功夫。
据了解，根据总量目标，我国2016年至2020年将新增风电装机容量8100万千瓦以上，年均新增约1600万千瓦，年均增速7.4%，相比“十二五”时期23.4%的实际年均增速有较大降低。
然而，因多层原因，“十三五”时期要想彻底解决弃风问题，依然任务艰巨。对此，国网甘肃省电力公司风电技术中心主任汪宁渤直言，尽管《风电发展“十三五”规划》提出要加快开发中东部和南方地区陆上风能资源，但“十三五”期间我国仍将面临弃风难题。
另外值得注意的是，我国风电发展虽然在装机容量方面增长迅猛，但在利用方面还刚刚起步。到去年年底，风电占我国全部发电量的比重刚刚超过3%。“未来，如果风电占全部发电量的比重不能突破5%，突破10%，最终达到目前欧洲先进国家的水平，也就是占全部发电量的20%～30%，整个风电产业就无法摆脱外界非议的‘花瓶’角色。”李鹏说。
《风电发展“十三五”规划》中指出，到2020年年底，风电累计并网装机容量要确保达到2.1亿千瓦以上。有专家表示，在“十三五”风电装机还将保持大幅增长的情况下，推动风电高比例应用才是重中之重。
一边是发展势头依然迅猛的装机容量，一边是消纳难，冰火两重天之下，未来风电发展将如何提高利用率？
试行配额管理，用政策支撑消纳
风电的消纳需要市场与政策“两只手”。国家应尽快出台可再生能源配额制管理办法，明确地方政府、电网企业和风电企业的责任与义务，制定可再生能源交易机制和配额管理办法，确定全国各地区可再生能源的消费配额比例。
每年供暖季来临，弃风问题就尤为突出。
记者调查发现，这与我国能源资源逆向分布和供热需求有关。我国风能资源主要集中在“三北”地区，而恰好风电发展较快的内蒙古、甘肃、河北、新疆、辽宁、吉林和黑龙江等省（区）也是热电联产火电机组比重最大的地区。到了冬季，热电联产火电发电负荷受制于供热需求难以降低，热电联产火电机组占用了发电容量空间，新能源消纳市场空间和调峰容量不足的矛盾更加突出，直接导致了我国“三北”地区每年冬季供暖期弃风尤其严重。
“我认为，新能源与电网建设不同步、新能源与灵活调峰电源建设不协调是影响风电消纳的两个主要原因。”汪宁渤告诉记者，供暖季放大了“新能源与灵活调峰电源建设不协调”这一矛盾。
汪宁渤说，新能源与电网建设不同步的问题，受到电力发展规划、电源电网统筹和项目建设合理工期等一系列因素的影响。
李琼慧也证实了这一点：“在规划里，风电场在建设之初没有同时考虑送出和市场消纳。也就是说，电源项目与电网规划脱节了。比如一个电网建设申请在2009年提出，核准整个程序下来可能要到2015年才能拿到批复，这是导致目前弃风限电严重、大量清洁能源送不出去的主要原因。”
此次发布的《电力发展“十三五”规划》和《风电发展“十三五”规划》都提出了“到2020年，全国风电装机达到2.1亿千瓦以上”的目标，并指出大力发展新能源，要优化调整开发布局，依托电力外送通道，有序推进“三北”地区可再生能源跨省区消纳4000万千瓦。但送到哪里，消纳多少，规划中并未明确。
记者调查了解到，目前多数负荷需求高的省份电力消纳都以省内为主，省内不够时，才向外要电。地方政府首先保证的是本省火电消纳，在经济增速放缓的大形势下，消纳外省清洁电的积极性不高。有媒体报道，一些地方盲目跟风风电、光伏等项目，想把GDP留下，但供需之间没有办法有效地配置资源。
解决弃风问题，消纳是重中之重。对此，汪宁渤在接受《亮报》记者采访时说：“我建议，国家应尽快出台可再生能源配额制管理办法，明确地方政府、电网企业和风电企业的责任与义务，制定可再生能源交易机制和配额管理办法，确定全国各地区可再生能源的消费配额比例，激发经济发达地区积极主动接纳风电的意愿。”
对此，厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强也建议，更为有效的措施是对各省的新能源消纳实行配额制，但是目前仍然处在探讨当中，各省间在配额交易上的成本也很高。
“规划是指导性的，从预期上告诉大家政策上的转变，并不能达到立竿见影的效果。必须依托规划马上出台一些配套的辅助细则，达到可操作的层面，才能将规划内容落地。”李琼慧认为，两份规划出台之后，接下来要落实的是具体的推进举措，“需要有配套的实施细则来落实，比如电力规划中强调了要加强火电的灵活性，但是具体的火电灵活性的指标现在还没有，调峰能力相关技术参数，如爬坡速率等。”
汪宁渤也说：“还需建立以调峰为主的新能源辅助服务机制，完善跨省区调峰资源共享的管理办法和补偿措施，实现调峰资源在区域乃至全国优化配置，并探索以价格联动为重点的可再生能源交易模式，提高可再生能源就地消纳能力。”
汪宁渤建议，借鉴“西电东送”和“三峡送出”解决水电消纳的成功经验，按照满足“三北”风电、西部光电送出及消纳需求为目标，统筹规划并加快跨区输电骨干通道建设进度，大幅度提高电网在全国范围内优化配置新能源资源的能力。同时，国家出台促进大规模风电消纳的政策措施，引导耗能产业向西北能源资源丰富的地区转移，增加风电就地消纳能力，减少外送负担。坚持电源与电网统一规划的原则，统筹风光电及其各级电网发展速度，并考虑风光电与电网建设速度不同步的实际，适度超前规划建设各级电网，引导新能源发展，实现风电、电网与用电市场协调发展。
跨区交易和调度大有可为
实践证明，风电消纳需要全国范围内的优化配置。截至11月底，北京电力交易中心组织完成省间交易7103亿度，同比增长6.7%。其中落实西电东送、清洁能源消纳等国家能源战略交易规模5484亿度，市场化交易电量达到1619亿度。
据统计，2016年1~11月，国家电网调度范围新能源累计发电量3036亿度，其中，风电累计发电量1921亿度，同比增长27%，光伏累计发电量575亿度，同比增长65%。2016年1~11月，国家电网公司调度范围新增风电1126万千瓦。
新能源发电的巨大体量，使就近就地消纳难上加难。
以甘肃为例，甘肃省风光电90%以上在河西走廊，其中大部分集中在远离负荷中心1000公里以外电网末端，是全世界集中并网规模最大、送出距离最远的风光电基地。风光电受到750千伏电网送出能力不足的制约，酒泉地区出现风光电“过剩”的矛盾突出，风光电非供暖期也频繁遭遇弃风限电，弃风弃光常态化的趋势十分明显。
2016年前10个月，甘肃风光电发电量已经达到173.6亿度，占全省发电量的19.83%；风光电最大发电出力608万千瓦、占当时全省用电负荷的59.66%。2016年全省统调最大用电负荷1309万千瓦，全省风光电装机容量是最大用电负荷的1.49倍，从电力平衡的角度考虑要消纳1955.86万千瓦风光电是不可能的，如果考虑全省现有2791.17万千瓦火电、水电装机容量，市场消纳能力不足的矛盾更加突出。
甘肃省发电总装机容量4747.04万千瓦，用电负荷仅为1309万千瓦，发电装机容量远远超过了用电市场需求，可以认为呈现了明显的发电生产能力过剩。
在这种情况下，电网企业为了全力消纳新能源，竭尽所能寻找各种办法。
在甘肃，国网甘肃电力围绕提升新能源消纳能力，从调度、交易等方面开展了广泛的探索，通过大用户直购电中长期合约、新能源与大用户直接交易、新能源与自备电厂发电权置换等方面的措施，增加了新能源消纳的市场空间。同时配合地方政府努力吸引一些高载能企业入驻河西走廊，尽可能提高新能源就近消纳能力。此外，开展科技创新研究，建设了覆盖河西走廊的风光电集群控制系统示范工程，大幅度提高了大规模集中并网的风光电接纳能力。
在各种举措中，跨区交易和调度成为短期内缓解弃风的有效且直接的办法。“风电波动性较强，在输送时不能‘独善其身’，涉及到与其他电源打捆输送。短期内可以通过交易和价格调节的市场方式，跨省跨区输送消纳更多风电，比如通道低谷时期多送电等。”李琼慧建议。
记者从北京电力交易中心了解到，截至11月底，北京电力交易中心组织完成省间交易7103亿度，同比增长6.7%。其中落实西电东送、清洁能源消纳等国家能源战略交易规模5484亿度，是北京全年用电量的5.8倍；市场化交易电量达到1619亿度,同比增长16.4%。据统计数据，截至11月底，国家电网经营区域各交易中心累计开展市场化交易电量6891亿度，占总电量的20.1%，通过跨区交易和调度促进新能源消纳，成效显着。
值得关注的是，今年9月，北京电力交易中心在交易平台组织省间市场交易共计50.7亿度，分别为新疆送江苏、天津、江西“电力援疆”交易和新疆低谷送河南交易16.5亿度，甘肃新能源外送华东、山东交易23亿度，阳城电厂送江苏省间点对网电力直接交易10亿度，四川低谷水电送华中交易1.2亿度。其中，新疆送江苏、天津、江西“电力援疆”交易是北京电力交易中心积极落实政府双边框架协议的具体举措，新疆近500家发电企业积极参与，超过90%为风电、太阳能等新能源发电企业，风电、太阳能等新能源交易电量2亿度，直接为缓解西北弃风困局作出了贡献。
