自2010年以来，我国风电已连续6年超越美国成为全球最大的风电市场。虽然我国风电装机容量绝对值已经位居世界第一位，但在全国电源结构中的占比仍然较低。

　　随着“十三五”规划的深入，风电发展目标有望进一步调升。但是，与发展速度和规模相悖的是，弃风限电现象愈发突出，已成为影响我国风电产业健康发展的主要瓶颈。

　　一、弃风限电的由来及演变过程

　　弃风限电是指风机处于正常情况下，电力调度机构要求部分风电场风机降出力或暂停运行的现象。

　　2010年，我国开始出现明显的弃风限电现象，并且随着风电的快速发展，限电问题更加突出。当年我国风电新增装机1890万千瓦，累计装机达到4473万千瓦，增速73%，超过美国并跃居世界第一，全国限电量39.43亿千瓦时，限电比例10%。

　　2011年，我国风电限电量首次超过100亿千瓦时。东北、西北地区大规模的弃风限电现象开始频繁和常态化，仅甘肃、内蒙古、吉林和黑龙江等4个省（区）的限电量就达到了53.04亿千瓦时，占全国限电总量的50%；全国限电比例达到16%。

　　2012年是有史以来弃风限电最为严重的一年，全年风电限电量达到208亿千瓦时，较2011年增加了一倍，限电量占2012年风电全部发电量的20%；全国限电比例达到17.12%，为历年最高值。弃风限电最严重的地区集中在风资源富集的“三北”地区，其中蒙东、吉林限电问题最为突出，风电利用小时数低于1500小时，冬季供暖期限电比例超过50%；蒙西、甘肃、张家口地区限电比例达到20%以上；黑龙江、辽宁等省份限电比例达到10%以上。

　　2013年，在政府部门、电网公司和业界的共同努力下，全国弃风率开始下降，限电量为162亿千瓦时，同比下降46亿千瓦时，限电比例10.7%，同比下降6个百分点。但这并不意味着弃风限电的好转，因为风电重点省份区弃风率依然高居不下，吉林、甘肃两省限电比例仍高达20%以上。

　　2014年，由于全国来风情况普遍偏小，风电弃风限电情况明显好转，限电量为126亿千瓦时，平均弃风率8%，达近年来最低值，全国除新疆外弃风率均有不同程度的下降，但“三北”限电比例依然相对较高，如新疆、吉林的限电比例达到15%，河北、黑龙江、甘肃都超过了10%。

　　2015年上半年开始，全国弃风限电形势又出现明显反弹，风电弃风电量175亿千瓦时，同比增加101亿千瓦时；平均弃风率15.2%，同比上升6.8个百分点，局部地区更为严重，吉林、甘肃、新疆、黑龙江、内蒙古、辽宁等6个风电大省限电比例超过或接近20%，其中吉林省高达43%。2015年下半年甘肃、新疆等省份限电进一步加剧，7~10月份甘肃限电比例每月都在50%以上，严重程度前所未有。预计2015年全国风电弃风电量将超过400亿千瓦时，平均弃风率超过15%，均创历史新高。

　　二、弃风限电背后多种问题并存

　　大规模风电消纳是世界性难题，与外国相比，我国风电消纳问题更为突出。弃风问题难解，暴露了我国能源规划、建设和运行中的种种矛盾。总体而言，我国弃风限电原因大致可以归纳为以下几个方面：

　　第一，风电发展电源与电网规划脱节，与火电、水电等其他电源规划脱节。我国风电发展的主要矛盾是大规模和高速度发展的风电装机、发电能力与电力送出、消纳能力的矛盾。近几年来，风电电源工程建设投资与并网装机容量一直呈上升态势：2013年，风电完成投资631亿元，同比增长3.9%，全国并网风电装机容量7548万千瓦，同比增长24.5%；2014年，风电完成投资960亿元，首次攀升至榜首，并网风电9581万千瓦；去年1~8月，风电完成投资571亿元，同比增长28.7%，新增发电生产能力1014万千瓦，在建规模2225万千瓦。虽然电网企业已加大对可再生能源接入工程投资，但由于电网规划与风电发展规划脱节，加上二者建设工期不匹配，导致风电项目与电网项目不协调，风电窝电问题严重。

　　目前，更值得注意的一个现象是，在经济新常态电力需求放缓的背景下，各地火电项目出现了热火朝天“大干快上”的局面。去年1~8月，火电在建规模同比大幅上升，已投产3082万千瓦，在建规模8758万千瓦，数字有些触目惊心。投建火电项目虽有拉动经济增长的积极作用，但长远看无异于饮鸩止渴。

　　火电大规模上马加剧电力产能过剩，风电的生存空间也被进一步挤压。如果这种势头不加以遏制，未来几年“三北”地区风火矛盾或将变得更加尖锐，弃风限电问题也将更严重、更难解决。这一矛盾还反映出一个深层次问题，即我国能源发展缺乏统一规划，在年均经济增长速度放缓的背景下，火电、水电、风电、核电、光伏究竟发展到多大规模比较合适至今没有定论，各规划目标在政府部门之间未达成统一共识，各电源规划的制定带有明显的局限性。

　　第二，风电区域布局不均衡。我国能源生产和消费呈现典型的逆向分布特点。一方面，我国风电资源集中在“三北”地区，当地由于经济欠发达，电力市场容量不大，消纳能力较弱。“十二五”期间，东北地区风电装机增长速度远远高于当地电力需求的增长。受气温及经济稳中趋缓等因素影响，2014年电力消费需求增速创1998年以来新低，去年东北和西北区域电力供应能力仍然有可能富余较多。

　　为消纳“三北”地区风电、加大非化石能源利用强度，国家能源局等有关部门规划建设12条大气污染防治输电通道，从西部向京津冀鲁、长三角及珠三角等地区送电。大气污染防治12条输电通道以及已投运的风火打捆外送专用通道中，已确定配套外送风电1500万千瓦、光伏发电400万千瓦左右。经测算，所有输电通道经挖潜还可再打捆外送2000万千瓦左右风电，尽管如此，“十三五”期间也只有约4000万千瓦的可再生能源外送能力，仍难以满足所有风电大基地送出需求。

　　另一方面，我国风电集中地区电源结构单一，系统调峰能力薄弱。风电本身具有随机性、波动性和间歇性特点，风电并网需要配套建设调峰电源。而我国风电集中的“三北”地区电源结构单一，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重不足2%，特别是冬季由于供热机组比重大，调峰能力严重不足。从理论而言，火电系统拥有一定的灵活调节裕度，火电机组可以为风电进行调峰，但调峰所付出的成本需要有所补偿。由于各个发电机组的上网电价由政府确定，机组之间丧失了灵活调节的动力，市场激励机制缺乏，导致电力辅助服务动力缺乏。

　　第三，保障可再生能源发展的相关法律难以全面落实。2006年我国《可再生能源法》的施行，使可再生能源终于有法可依，“国家鼓励和支持可再生能源并网发电”“国家将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域，推动可再生能源市场的建立和发展”等表述彰显了国家推动清洁能源发展的决心。2007年，我国发布《节能发电调度办法（试行）》，去年，国家对《可再生能源法》进行了修改，国家发展改革委、国家能源局又配套电改出台了《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》。从整体上看，这些文件都不具有法律约束能力，落实这些制度的具体执行办法“缺位”，很难对优先使用清洁能源进行强有力的制约。面对这种现实，发电企业不得不将希望寄托在“可再生能源配额制”之上，但由于配额制涉及多个地区、多家企业的切身利益，政府、企业难以达成共识，制度至今都未出台。目前，多数省区仍采用年度发电量计划管理，维持所有机组“平均上网小时数”的政策，加上省级政府具有自由裁量权，导致风电机组为火电机组让路。“十三五”期间，如果电力运行管理还以常规电源为主，不针对新能源发展特点作出实质性调整，弃风限电局面仍将持续，并有继续扩大的可能性。

　　作为推动能源生产和消费革命与破解环境污染难题的首选，“十三五”及未来一段时期，我国风电发展仍有较大的增量空间。但是在电力市场进入低增长、低利用小时数“双低”通道的背景下，由于风电发展仍存在系列体制机制问题，弃风限电现象短期内难以消除。要缓解弃风限电问题，建议重点实施以下举措：

　　（一）通过运用风火替代交易、探索风电供热和制氢，以及建设智能电网等手段，进一步拓宽渠道缓解消纳问题。当前，首先应在近期限电严重地区通过建立风火替代交易机制，扩大风电就地消纳份额。由火电企业为风电企业提供发电空间，火电企业获得双方协议约定的经