甘肃酒泉总是在存量限电刚有解决方案的情况下，就要求加速建设新项目，寅吃卯粮，恶性循环，且甘肃位处西北750kV电网的中间位置，却无法兑现在西北网消纳风电的承诺，2015年风电限电比例超过50%。哈郑直流投运以来，一直没有达到规划的风电送出能力，2015年哈密风电限电达到30%，后续600万千瓦风电项目马上就要投产，限电形势难以估量。张家口属于华北电网，风电装机700万千瓦，相对于华北电网1.8亿千瓦负荷是九牛一毛，而且距离北京只有200公里，却限电严重，大量优质资源不能通过500kV输电线路送华北，反而要等到江西的特高压线路建成。

　　②风电调度技术规范没有适应可再生能源的快速发展

　　当前电力调度技术层面的规范和主要纲领性文件基本都是上世纪制定的，虽有修订但改动不大。这些规范为我国电力产业高速发展，实现电网安全做出了贡献。但随着可再生能源装机规模的快速增长，需要电网根据可再生能源发电特点改进调度技术，完善相关规范，增加调度信息透明度，减少暗箱操作。

　　虽然目前我国单个风电场风功率预测精度已超过80%，区域预测精度更高，但在实际调度中，电网只把风电看作随机的负负荷对待，压低了风电的出力空间，这有悖于国家发展可再生能源的初衷，也不符合我国电网作为全世界最大电网的调度运行水平。

　　③相关政府、企业节能减排意识淡薄，风电电量被严重挤占

　　有关部门和地方政府每当谈成绩的时候都以可再生能源为亮点，但遇到利益矛盾时就习惯性地违反国家《可再生能源法》，轻易牺牲可再生能源电量，把节能减排抛在一边。

　　今年受经济增速下滑影响，有关部门配合电力企业把火电项目转为供热电厂或自备电厂项目，避免参与调峰，挤占风电上网资源，甚至为解决火电、煤炭企业经营困难，让火电多发，压降风电出力，新疆出台了未参与外送交易或替代交易的新能源暂停发电政策;云南、宁夏等省区也要求风电让利参与风火交易。各种土政策不断压榨着风电的生存空间，使《可再生能源法》规定的风电“优先上网，全额收购”名存实亡。

　　事实上，如果火电的利用小时数降低是由于风电造成的，恰好说明了风电发挥了替代化石能源的作用，这与国家战略和群众诉求并无二致。

　　突破当前风电瓶颈对策与建议

　　①风电大基地应系统规划，落实责任主体

　　甘肃酒泉至湖南直流的送端缺煤少水，受端湖南省2014年火电利用小时低于送端400小时，水电低1000小时，即使通道建成，也将面临受端消纳和送端调峰问题。由于各省火电机组标杆上网电价与风电电价存在差额，“三北”送电端地区风电补贴在0.2元左右，高于受电端(大多位于我国中东、南部经济发达地区)平均补贴的0.15元左右，单纯从经济上看，不如在中东部地区加大风电开发力度。由于大型风电基地同时率高，出力波动幅度大，送出距离长，火电机组调峰会更加困难，系统安全稳定运行压力更大。

　　总而言之，风电基地规划应从安全优质经济各方面系统解决受电端、送电端、输电路径等问题，充分发掘本区域的消纳能力，在本区域风电电量富余后，以网对网形式外送，并明确风电送出比例，确保风电建得成，送得出，发得好，整个链条经济可行。规划一经确定，就必须明确责任主体，严格执行谁承诺，谁负责，谁买单的原则。所有先进国家都有这方面的补偿机制，龙源公司在加拿大运行的风电项目已经有电网补偿限电损失的实例。

　　②电网要加强系统随机性技术研究，提高系统消纳能力

　　当前电网一味强调风电等可再生能源的随机性给调度带来了困难，却没有主动适应风电的快速增长节奏，提高系统随机性的分析研究，这是电网调度可再生能源技术和规范上的缺失，也直接导致风电限电成为“家常便饭”。从统计特性看，风电以及光伏等可再生能源出力是确定性和随机性的统一体，在传统的电力系统中，电源、线路、负荷等一切电力系统元件的工作状态，事实上也都是确定性和随机性的对立统一。电力系统作为目前最大规模的复杂系统，对此有一套成熟合理的平衡取舍原则，我们都知道，其实在整个电力系统中，负荷也存在非常高的随机性，电网公司也没有像对待风电一样把负荷当作100%的随机因素进行处理。

　　当前的主要电力生产消费大国，电源结构、电网特性各有不同，如法国核电容量占60%，英国是只有5400万千瓦负荷的准独立电网，其面临的电力电量平衡工作更为困难，但直至目前，在其风电、光电平均电量占比数倍于中国的情况下，仍能够做到几乎没有限电。这些国家的电网运行机构，均深入研究并结合自身市场规则，充分利用了新能源出力特性的统计规律，也用事实证明了，即使不依赖储能等未来的技术突破，也能实现可观的新能源替代。因此，只要电网真正把消纳可再生能源作为基本经营目标，就能调动其优势专业资源和跨区域统筹能力，提升风电调度技术水平，实现15%以上的风电电量占比而鲜有限电是完全可以期待的。而且随着能源电力系统结构的调整和优化，风电电量占比还会有更大的提升。

　　③严格执行《可再生能源法》，增加风电电量占比

　　《可再生能源法》是我国保障可再生能源发展的基本大法，地方政府和电网公司任何情况下都应严格执行。迫于压力，风电企业会承诺由自身来承担限电的损失，造成当前限电极其严重的情况下，风电企业有法难依、有关部门执法无凭。其实，任何违背法律强制性规定的协议都是无效的，风电企业只要摒弃之前恶性竞争的做法，拿起法律武器，采取有效措施，依法积极维护自身的权益，就能依法合规健康发展。

　　根据《可再生能源法》，为保证风电全额收购，从国家节能减排大局角度，火电必须从发电主体向容量主体转变，从主力电源向调峰电源转变。无论电源规划还是实际运行，都要充分考虑火电为风电调峰问题，同时，要建立自备电厂参与调峰的机制，供热机组也应严格按照“以热定电”的原则规划审批，在满足供热能力的条件下，供热机组也要为风电调峰。

　　只有有关各方都根据《可再生能源法》依法合规进行行政管理和开发运行，才能理顺整个发展环境，保障可再生能源发电，促进我国节能减排、优化能源结构目标的实现。

　　促进可再生能源健康可持续发展的认识和思考

　　① 节能减排是国家战略，要真行动真减排

　　节能减排是人类的共同事业，是中国政府的必然选择。我们要发挥风电替代能源的主力作用，还有很多困难，需要社会各方付出更大的努力，牺牲部分眼前利益。社会各方要积极舆论引导，强化提高风电电量在节能减排的重要地位，政府要建立有别于单方面追求GDP发展和考核的绿色发展体系和绿色考核等机制，以安全、绿色、优质、经济为目标，落实真行动、真减排。

　　② 建立并保持可再生能源稳定、守信的投资政策环境

　　按照“十三五”规划愿景，未来五年风电和光伏增长1.3亿千瓦和1亿千瓦，总投资2万亿元。如此庞大的投资必然需要引入各种所有制投资形式，其中包括国际资本等。要坚定他们的投资信心，需要国家建立一个稳定、长久、守信的政策环境。通常我们把不稳定国家市场当做高风险市场，把发达国家市场认为是低风险市场，就是因为其在政策、法律的信用上有巨大差别。

　　③ 鼓励技术创新，提升风电竞争力

　　风电技术进步很快，据统计，国内主流风电机型每2年单位千瓦扫风面积提高13%-14%，发电能力提高7%左右。十年前需要6.5m/s风速利用小时才能达到2000小时，现在只要5.3-5.4m/s就可实现。未来风电发展还有较大的技术进步空间，采用激光雷达、卫星观测和中尺度数值模拟与大数据平台相结合的深度风资源测量评估技术;根据资源禀赋，布置不同轮毂高度、叶片长度和控制策略风机的“个性化”设计理念;高温超导、碳纤维、柔性叶片、集成制造等新材料、新工艺的广泛使用;预制塔筒、预报运输系统、拼装式基础等施工运输技术的突破;以及无人值守与专业化运维管理等技术创新将进一步提升风能利用效率，降低风电开发成本，拓展资源开发空间，促进风电健康、优质可持续发展。

　　④ 合理补贴坚定行业信心，强化风电的竞争力

　　风电作为可再生能源需要国家补贴政策的支持，这是当今世界各国通行的作法。火电无论如何“近零”排放，都会排放二氧化碳，都会造成环境的污染，在没有考虑环保效益的前提下将火电和可再生能源比较是不公平的。

　　根据中科院虚拟经济与数据科学研究中心分析，火电的度电环保成本高于0.3元/千瓦时，而且随着环境压力的加大，环保成本会加速上升，此外，煤炭和水的过度开采利用，正在抽干中国的生命线，因此，加上环保成本后火电综合成本远远高于风电，国家对风电实行电价补贴，正是因为风电能够替代化石能源，创造额外的绿色价值。

　　为将替代效果最大化，就要用最少的可再生能源基金补贴最多的风电电量，真正强化风电企业竞争力，多发优质的清洁电出来。国家应将可再生能源补贴资金与脱硫标杆电价分离，在可再生能源补贴一致的前提下，以市场价格引导可再生能源在中东部地区发展比例，增强补贴资金使用效率。可再生能源电价附加补助资金必须要由国家统一调配管理，并对可再生能源补贴进行专项审计，将其效益最大化。

　　⑤ 加强规划与指导，控制新增火电项目

　　按照《巴黎协定》的减排路线图，能源增量只可能来自可再生能源，火电将成为可再生能源的辅助电源，并将逐步退出历史舞台。英国政府已经表示到2025年将关闭所有的燃煤发电厂。美国能源署也预测90%原定于2020年关闭的火电厂将于2016年全部关闭。

　　当前我国的大气污染尤其是导致雾霾产生的污染，主要是全局性煤炭利用的结构型污染，从全国而言，节能减排就是减煤，用电力替代煤炭，从电力系统而言，大型火电机组的煤耗已达到世界先进水平，继续下降空间有限，节能减排就只能是减少火电电量，用可再生能源发电替代火电发电。

　　然而，当前火电建设步伐未慢反快，火电核准权限已下放至地方，地方政府扩张建火电厂的投资欲望强烈。目前核准在建的火电项目有1.9亿千瓦、获得路条的有2亿千瓦，2015年一年煤电投产将会超过5000万千瓦，新增容量超过风电和光伏的总和，新增电量是其2倍。保守估计，到2020年火电装机将达到13亿千瓦，远大于当前负荷，即使其他电源停发，火电也只能在低负载情况下运行，利用小时比当前还要低，火电与其他各种电源争市场的矛盾将会更加激化，亟待国家从节能减排的角度加强对火电项目装机和电量的控制。

　　⑥ 风电参与电量交易的本质是违反了《可再生能源法》

　　目前风电电量交易的本质是挪用国家可再生能源专项资金来解决地方经济发展和管理机制中存在的问题。《可再生能源法》规定，可再生能源价格应由国务院价格主管部门确定，但有的地方在可消纳或送出风电的情况下提出风电电量参与市场交易，采用省内交易、跨省交易、风火置换、大用户直供和风电供热等形式，迫使风电企业将可再生能源电量“让利出售”。一方面由于存在交易电量和电价的不确定性，企业无法准确对该地区风电项目进行科学评估决策，势必会阻碍当地风电发展;另一方面有的企业只顾眼前利益，不计成本报价，实质上侵占了国家补贴， 打击了我国刚刚起步的可再生能源事业健康发展，破坏了风电市场秩序，违反了国家价格政策。

　　⑦ 当前的风火打捆外送实际是送火电，减排效果有待商榷

　　目前实施的风火打捆外送，按照传统的风火1:2打捆比例和50%的火电最小开机容量，即使不限电，最终送出的风火电量比例也不到1:4，风火打捆实际送的是火电电量，增加火电装机规模，加剧了送端排放，消耗了宝贵的水力资源，而且大规模能量转移，增加了系统事故备用容量，降低了原有两端系统的调峰能力和系统接纳风电的容量。

　　为增加风电电量占比，可尝试由受电端调峰，直接使用特高压直流线路外送风电的方式。经测算，一条2200公里800kV直流线路，总造价约240亿元，能将800万千瓦风电从内蒙古送到东南沿海主要城市，项目及送出线路整体单位造价可控制在10000元/千瓦。在三北风资源丰富地区，项目发电小时可达到3500小时，在贷款利率5%时，项目IRR要达到12%，只需0.4元/kWh电价，低于当前及“十三五”调整后的风电标杆电价。在受电端风电补贴0.2元/kWh时，风电在当地上网电价可低至0.2元/kWh，这个电价基本相当于东南沿海火电上网电价的一半。

　　特高压直流专送风电，利用了三北地区的风能、土地资源以及东南沿海的消纳和调峰能力，增加了可再生能源电量，适当考虑太阳能和区域互补后，线路送出小时能高于3500小时，成本可进一步降低，具有较强的竞争力和经济可行性，而且有能力在电力市场条件下承担一定的调峰费用,调动系统调峰积极性。

　　目前电网公司也在积极开展特高压主送新能源的研究,认为近期通过优化电源和运行方式, 在技术经济可行条件下，新能源电量可达到输送电量的85%以上,中长期能够实现100%输送新能源。这应该引起规划部门的高度重视。

　　⑧ 分布式开发是风电发展的重要补充，需要政策支持

　　南方地区受地形条件分布不均匀、土地资源稀缺影响难以连片开发风电，采取分布式开发方式可以有效提高资源利用效率，减轻环境压力，实现就地并网消纳，应积极鼓励发展。只要能够完善电价等相关政策，解决好涉及项目审批、接网、结算的体制机制以及技术保障问题，借助灵活的商业和融资模式，就可把风电机组变成像空调一样方便使用的家用电器，实现即插即用的分布式接入。随着技术进步和人们对绿色发展认识的提高，分布式开发将成为风电发展的重要补充。

　　⑨ 能源互联网的最根本目的是促进最大限度消纳可再生能源

　　能源互联网不是简单的电气互联、扩建电网，而是利用信息技术整合社会资源实现共享经济，促进电源、电网、负荷和储能协调优化，最大限度消纳可再生能源,这也是判断能源互联网是否成功的基本标准。未来以能源互联网为平台，通过创新社会资源的利用方式，优化需求侧管理，可以产生良好的节能减排的效果。 以电动汽车为代表的社会储能资源为例，其既可以作为交通工具也可以作为一个独立的运营实体，为电网提供需求侧服务，帮助风电等可再生能源削峰填谷，只要有1000万辆电动汽车，就相当于系统拥有了上亿千瓦的可调容量，可以实现可再生能源和用电负荷的无缝连接。而且，能源互联网技术的进步和发展可能会超越我们的认识，未来的负荷将可以实现定向消费绿色能源，大大增加可再生能源电量需求，为可再生能源提供广阔的发展空间。

　　我国已成为全球第二大经济体，是世界第一大能源生产和消费国，由于能源结构以煤为主，带来了日益严重的资源紧张、环境污染和气候变化等问题。解决问题的根本出路只能是转变能源发展方式，加快可再生能源开发利用，坚持走低碳发展道路，实施可再生能源替代化石能源，电能消费主导能源消费，构建以可再生能源为主导的电力系统。这是历史赋予我们的责任和机遇，也是保障国家能源安全、满足人民生活需求、转变经济增长模式、引领科技进步、树立负责任大国形象的必然选择。