最近，央视题为"甘肃千亿风电基地停摆"的新闻报道播出后，“弃风弃光限电”问题一下在社会上引起广泛关注。2015年全国风电平均利用小时数1728，平均弃风率接近15%，个别地区超过30%。其中，风能资源丰富的甘肃地区，平均风电利用小时数不及1200小时（如果没有弃风限电，甘肃地区风电可利用小时数可以达到2100至2300小时）。

　　于是乎，针对弃风问题形成的原因、责任认定与解决方案，各路神仙纷纷登台，各执一词，外人听的更是一头雾水。本人查找了相关资料，请教了各路专家，咨询了知情人士，才算是搞清楚了甘肃省风电弃风限电的来龙去脉和原因。忍不住说说。

　　在这些争论中，关于弃风限电的原因，一些专家一直在强调风电的波动性，调峰能力的缺乏，输电线路不足等所谓的技术障碍。不把这些技术问题厘清，会影响对弃风限电问题的正确认识和判断。那我们先谈谈这些技术问题。

　　一、风电需要的调峰辅助服务比想象中的要少很多，所谓调峰能力不足不构成弃风限电的根本原因。

　　什么是调峰辅助服务？

　　电力具有区别其他一般商品的特殊物理属性:电以光速传输，目前大规模电能存储技术不成熟、不具经济性。就是说发电、输电、配电、用电要瞬时完成，所以电力系统运行必须保证实时平衡，即电力的发电量和用电量时刻保持一致。因此为保持电力实时平衡，电力系统中需要保留一部分旋转备用电源，需要预留调频调压资源，预留重新启动整个系统的黑启动资源，以备不时之需。这些为保障电力系统正常运行所提供的资源，就是所谓的辅助服务。

　　电力系统实际运行过程中，电力调度中心根据次日负荷预测曲线、各类电源和电网运行和检修状况、电网和电源的运行约束等，制定次日各发电机组的开停机计划和出力曲线，以使电力电量在当日的每个时间段在供需两侧保持实时平衡。但是由于影响电力系统运行的因素会出现预期之外的变化，比如突然的气温升高导致空调用电量的增加，某台发电机组因故障意外停机，一个用电企业临时性的停工等，都会造成在日前已经形成的电力电量平衡计划安排，在生产运行日内出现不平衡的问题，要为这些随时出现的临时不平衡进行调整，或者增加、或者减少某些发电机组的出力，这就是调峰辅助服务。这里要强调的是，只有因为跟日前平衡计划不一致而导致的机组向上或向下出力才属于调峰辅助服务，不能把发电机组计划内出力的波动混淆为调峰辅助服务。

　　风电具有波动性，但是自从风电功率预测技术普及以后，80%-90%的情况下是可以预测的，所以风电不能算是随机性电源。所谓因风电导致的调峰辅助服务，应该仅仅是预测误差部分的电力电量。所以，风电需要的调峰辅助服务比想象中的要少很多。这一点可以从其他国家的市场经历中得到检验。德国的一项研究提供了这方面的数据。从2008年到2013年，德国的波动性可再生能源发电份额从7%上升到了13%，而同期电网的向上的调频、调峰资源需求却下降了20%，而向下的资源大体保持稳定。伴随着风功率预测水平的提升、电网调度的进一步精细化、共享的网际备用，风电波动性带来的调峰需求还会进一步下降。

　　二、讨论风电对电力系统资源（包括发电容量和输电线路容量的等）的占用，必须考虑风电发电的同时率问题。

　　因为风电场地理空间上的分布，所有的风电机组并不是同时发电的，所以风电存在一个同时率的问题，一般来说风电场几乎从来不会达到其额定功率。也就是100万千瓦的风电场，体现在电力系统内，并不是100万千瓦，有95%的概率是运行在30-40万千瓦的区间。风电场覆盖范围越大，同时率越低。甘肃酒泉地区的同时率大约是60%，也就是说，100万千瓦的风电场，配套的送出工程按照60万千瓦的输送能力建设就可以基本保证全部上网，实际运行的时候，只要系统能提供30-40万千瓦的负荷空间，就可以保障90%以上的风电顺利消纳。所以，风电正常运行对系统资源的占用会远比人们想象的要低的多。

　　正如欧洲一项关于大规模风电并网研究报告给出的结论:要消纳大量风电的电力系统的容量是由经济和监管条例决定的，而非技术的或实际的限制条件。提高风电电量比例面临的障碍，不是因为风电的不稳定性，而是因为既不自由也不公平的电力市场存在的一系列阻碍，再加上新技术与旧的行为模式和既有利益之间的冲突。到目前为止，公认的看法是风能可以满足大型电网电力需求的20%，而不会造成任何严重的技术或实际问题。电力系统中拥有大量风电的西班牙、丹麦和德国等国家的风电经验表明，在现有电网中可再生能源发电比例是否存在上限的问题是一个经济和监管问题，而不是技术问题。

　　谈清楚了技术问题，我们开始说说甘肃弃风限电到底因何而起。甘肃的风电装机主要是在酒泉地区。酒泉地区的风电基地是2008年开始规划建设的，虽然顶了千万千瓦基地的名头，实际国家能源局只规划了380万千瓦。大家不要小看了380万千瓦，这在当时可是破天荒的数字，截至到2008年底，全国总的风电累积装机也只有1783万千瓦。当时的380万千瓦，差不多是中国二十多年累积装机的四分之一了。据悉，当时围绕这个项目，各个部门进行了多方面的反复论证，一直到国家电网承诺建设酒泉接入西北主电网的双回750千伏线路以后，才算正式落地。750千伏线路的输电能力是300万千瓦，一条送电，一条做事故备用，所以酒泉的380万千瓦风电的送出消纳应该是一点问题都没有的。当时的规划，包括输送线路和消纳市场，都是非常明确的。但是到了2010年年底，酒泉这个风电基地最终建成的时候，总的装机规模达到了556万千瓦。我了解到的情况是，这多出来的176万千瓦，是甘肃省政府在国家能源局规划之外，又核准建设了35个，每个4.95万千瓦的风电场。（为什么每个风电场都是4.95万千瓦，这个故事大家可以自己去网上搜索一下。）所以，要通过这条750千伏线路送出的总风电装机容量达到了556万千瓦，接近能源局核准的一倍。还有不幸的是，750千伏线路投运之后，按照国家电网的说法，西北网不够坚强，因此输送能力也不能达到设想的300万千瓦，只能长期运行在260万千瓦左右。即使是在这样的情况下，参考上文所厘清的技术概念，只利用酒泉本地的辅助调节，这556万千瓦的风电装机，运行情况还是不错的，基本上只是在局部时段有少量的弃风。

　　酒泉风电基地项目建设的过程中，酒泉地区引进了一批风电装备制造企业。（关于资源换产业，大家也可以上网查一查，这也是我国风电发展史上另一个无可奈何的故事。）酒泉基地556万千瓦项目投产之后，这些企业没有了市场，就准备撤退了，但是装备制造企业是地方的一个大税源，为了留住这些制造业，同时增加投资，不管是酒泉还是甘肃省都开始积极的推动酒泉风电基地二期建设，一开始规划了800万千瓦，后来觉得在如何消纳的问题上，实在不能自圆其说，就改成两步走，变成先规划建设300万千瓦，然后待条件具备再规划另外的500万千瓦。其间中央和地方，是如何博弈的，外人不得而知。最终在酒泉风电基地二期项目是否上马的博弈中，甘肃省胜出。不过在国家能源局的批复文件上，也明确了规划建设的300万千瓦，要在西北电网消纳。这个批复里埋下的在西北电网消纳的条件，也成为后来谁该承担责任的争议焦点。所谓的在西北电网消纳，国家能源局的期望是，国家电网再建一条酒泉到兰州的750千伏线路，提高酒泉到西北主网的输送能力。谁知道2012年国家能源局对酒泉二期项目批复后，2013年国务院下放了风电项目的核准权限，酒泉基地二期300万千瓦就完全成为甘肃省自己的内部事务。关于在西北电网消纳的要求，以及是不是要建设新的酒泉到西北主网的联络线来落实，就无人提起了。我为此还专门去咨询过一些业内人士，还有各大设计院，大家都一致认为，在整个酒泉二期建设过程中没有规划建设任何与西北主电网的联结线，连基本的设想都没提过。于是2014年底，酒泉风电基地二期第一批300万千瓦风电就在没有任何输电通道，没有任何消纳方案的基础上建成了，而且装机还远不止规划的300万千瓦。截至2014年年底，酒泉地区的风电累计装机接近1000万千瓦，全靠一条750千伏线路