“风电大基地”无疑对我国风电产业的发展起到了重要的推动作用，但其后期暴露出来的消纳和配套缺失硬伤，却让人始料未及。十年间，从壮丽图景陨落为沉重包袱，“风电大基地”值得我们回头仔细看看。
将历史的录像带倒到十年前，在内蒙古大兴安岭余脉和燕山山脉交汇处，蒙语意思为“美丽地方”的赛罕坝，其因巨大的台型地貌及气象条件有利于建设大型风电场引发想象，“风电大基地”概念在此催生而出。
“欲成非凡之事，必用非常之法”。在风电发展积聚破竹之势的2008年，为了做大蛋糕，摊薄成本，建设“千万千瓦级风电基地”上升为“国家层面”的战略共识。根据规划，到2020年，我国将在河北、内蒙古东西、甘肃酒泉、新疆、江苏沿海等地区建设几个千万千瓦级风电基地，打造数个“风电三峡”。
2009年8月8日，甘肃酒泉千万千瓦级风电基地率先开工，拉开了风电大基地的建设序幕，被定义为“我国风电建设进入规模化发展新阶段”的标志性事件。仅一年时间，我国风电发展几乎可以用“颠覆”二字定义，各大发电公司跑马圈地，并由此带动了上游风电制造行业的兴起，助力风电产业腾飞。
然而，由于未充分考虑消纳问题，未建设配套的输电设施，在本地无法消纳的情况下，又缺乏跨省特高压输电通道，最终导致弃风限电的尴尬局面。曾经的“壮丽图景”变成了“沉重的包袱”。
十年后的今天，我们回首反思，风电大基地在推动风电快速发展的同时，相关的消纳和配套问题应该如何解决？未来，风电发展将走上一条怎样的道路？
「大基地的初衷」
“从南通如东往北直到连云港连绵几百公里沿海都是滩涂，在这一带建海上风电场不占土地，可建超过1000万千瓦的风电场，相当于三峡的装机容量，堪称海上三峡，却没有三峡百万移民的负担，也不消耗水资源。我们应迅速下决心，行动起来，精心组织，建设甘肃河西走廊、苏北沿海和内蒙古3个千万千瓦级大风场，建设风电三峡。”
时任国家能源局局长的张国宝于2008年在《人民日报》发表文章写道，这是张国宝首次提出风电三峡的概念，对风电大基地战略进行的直观表述。
内蒙古、甘肃和江苏北部三地风能资源得天独厚，由于规划建设的风电装机规模高达千万千瓦级，相当于大半个三峡电站（装机1860万千瓦），被形象地称之为陆上“风电三峡”。“风电三峡”是继西气东输、西油东输、西电东送和青藏铁路之后，我国西部大开发的又一标志性工程，也是世界上最大的风电基地。
国家能源局从政策层面推动百万千瓦风电厂的建设初衷是：带动风电设备研发制造产业的发展，形成每年1000万千瓦的自主装备能力。受国家扶持重点建设的甘肃河西走廊、苏北沿海和内蒙古三个千万千瓦级的风力发电项目，工程建设核心是利用我国西北风能量，应对能源危机，减少化石能源的使用，减少碳排放，大力开发清洁能源。规划在“三北”地区，重点建设数百个十万千瓦级以上的大型风电场，建成十多个百万千瓦级大型风电基地，形成河北、蒙东、蒙西、甘肃酒泉、新疆等千万千瓦级风电基地。
2009年，《新能源产业规划》正式颁布，确定了6个省区的7大千万级风电基地，包括甘肃、内蒙古、新疆、吉林、河北和江苏，其中内蒙古有2个基地。规定表明，如果配套电网按时建成，到2020年，7大千万级风电基地总装机量将达12600万千瓦。
建设风电大基地是具有中国能源特色的战略性选择。我国的陆上风能资源集中在“三北”地区，风资源约占全国的80%，但多数处于电网末端，电网建设薄弱，电力需求较小，远离电力负荷中心，且风力发电与电力需求不匹配，这种分布特性决定了我国风电产业不能按照欧洲“分散上网、就地消纳”的模式发展，只能采用“大规模—高集中—远距离—高电压输送”的发输模式。
“欲成非凡之事，必用非常之法。”我国非化石能源在一次能源消费中要实现2020年达到15%的目标，这在当时无疑是一个非常艰巨的任务，而高度集中开发新能源的模式，对装备工业和设备制造领域带来跨越式飞速发展，能够创造“快”的奇迹。
据媒体报道，彼时国家风资源的底数不清，国家共出经费3.3亿元拨给中国气象局测量各地风能，把得出的风向资料提供给投资者参考：哪些地方可以建风电场。很快，各地都开始筹建大型风场。
风电大基地的理想曙光很快便照进了现实，甘肃、内蒙古等传统老牌风电省区的风电装机总量迅速扩大。尤其是内蒙古1644.44万干瓦的装机量，让其他区域望尘莫及，中国风电产业步入鼎盛的发展期。
数据显示，到2009年底，风电机组的市场售价迅速走低，国产风电机组的市场价格从2008年初的每千瓦6200元左右下降到每千瓦5000元左右，通用电气、维斯塔斯等外资企业因此承压，风机大幅降价，售价同期下调20%左右，在性价比方面与国产风机相比没有明显优势可言。
此外，“十一五”期间我国风电呈爆炸式增长，风电装机容量连续5年实现翻番，增长速度远高于同期世界平均水平。
2010年，全国风电占全社会用电量比例达到1.36%，基本与美国相当。蒙东、蒙西、吉林风电发电量占全社会用电量的比例分别达到21.2%、8.7%、5.6%，接近、达到甚至超过德国、西班牙和丹麦等风电发达国家，风电利用率达到世界较高水平。截至2010年年底，我国风电装机总容量达到4473.3万千瓦，成功超过美国，成为世界第一。
「失控的产能」
为扶持风电国产化，主管风电项目审批的发改委下放了一定范围内的审批权，规定“装机规模在5万千瓦以上的风电项目须获得国家发改委的核准，5万千瓦以下的只需要在省区级发改委核准”。为了绕开发改委的审批，各地将10万千瓦的项目分两次批，批出多个4.95万千瓦的项目，“4.95现象”让发改委颇为尴尬。
通常，经由国家发改委审批的风电项目，国家电网公司需保证接收，而地方审批的4.95万千瓦项目，有的并不在国家电网公司的规划范围内，这就出现了风电开发商在山包上立起风机，却不被电网公司接收的情况。
风电场规划建设无序，导致风电开发规模野蛮生长，难以控制，很快便陷入产能过剩。我国用电负荷中心地处东部沿海地区，而风电基地主要位于“三北”地区，电力生产和消费布局在地理空间上存在巨大的不对称性，为风电发展和电力输送带来了极大的困扰。
而“建设大基地，融入大电网”是我国风电开发利用的主要模式。伴随着风电装机规模的突飞猛进，因未充分考虑消纳问题，未建设配套的输电设施，在本地无法消纳的情况下，又缺乏跨省特高压输电通道，并网、送出难题接踵而至，风电资源丰富的“三北”地区多个风电场深陷“弃风”泥淖。
实行“千万级大基地”政策的第二年，2009年，在全国2601万千瓦的风电装机容量中，并网风机仅为1613万千瓦，国内风电30%-50%的产能处于闲置状态，部分地区弃风率甚至一度达到接近100%。
2010年是国内风电产业的重要转折点，风电产业的主要矛盾由追求大规模和高速度的风电装机量，转向如何平衡消纳与建设速度之间的矛盾。据统计，该年全国弃风量不断恶化，达到了39.43亿千瓦时。
更为“沉重”的是，2011年，正值“三北”陆上风电建设如火如荼的一年，同时也是继2009年风机质量问题后，事故爆发最为频繁的一年。一直被高速发展暂时掩盖的问题集中爆发，多起大规模风机脱网事故引发电网对风电安全性的担忧，无疑成为弃风限电的一大因素。
据不完全统计，2011年我国风电弃风量超过100亿千瓦时，相当于损耗330万吨标煤。从统计数据来看，单就甘肃、内蒙古、吉林和黑龙江四省的弃风量，就达到全国弃风总量的50%。
2012年，弃风限电问题恶化，到达“抛物线”顶点，弃风率达到17%。国家能源局数据显示，全国限制风电出力的弃风电量达到约200亿千瓦时，比2011年的弃风电量翻了一番，占2012年实际风电全部发电量的20%。个别省(区)风电利用小时数下降到1400小时左右，造成直接经济损失在100亿元以上。限制风电出力最严重的地区仍集中在风能资源富集的“三北”地区。
2015年我国弃风量达339亿千瓦时再创新高，平均弃风率达到15%，“三北”地区弃风电量占全国总弃风电量的99.9%。国家大力打造“风电三峡”主力军的甘肃，弃风率接近40%，居全国首位。因“遭受区域性整体限电”，多家风电企业陷入净亏损。据统计，当年弃风电量对风能企业造成的直接经济损失达183亿元。金风科技位于新疆某处风电场的弃风率达到40%以上，仅一家电场的损失就接近5亿元。
十年后的今天，大部分风电基地建设进度基本达到了规划规模，但“弃风”问题也愈发恶劣，有限的市场终难以承受“风电三峡”之重。
为遏制“弃风”，国家能源局于2017年2月和5月两次发布了风电建设、投资红色预警，明确内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆（含兵团）等6省区被列为2017年风电开发建设红色预警区域，覆盖了七大千万级风电基地所在省区中的4个。《能源》记者梳理了七大风电基地现状，有的千亿元投资被闲置，有的机组弃风率高达70%，有的项目盈利率低，有的夜间风力发电全停成为了常态。
发电公司认为，如果不建立全国电力市场消纳风电的机制，不解决边远地区风电送出通道问题，无疑是把风电这个刚出生的孩子遗弃，或者说是在刚刚出土的风电幼苗上压一块大石头。
但大规模风电并网将大量风电机组通过联络线汇集后接入电网带来较大的安全隐患，电网企业对风电上网存有排斥心态。国家电网出于安全考虑推行其自定的技术标准，风电场被限制出力的现象在蒙东、吉林等地电网频频出现，风电场发电被电网全额接收成为奢望。
「破解“弃风”难题」
十年间，“弃风”问题深深地困扰着风电行业，因安全问题遭受局部电网“卡脖子”以及跨省跨区通道输送能力不足成为制约新能源消纳的两大“拦路虎”。因此，优化电网结构，加快新能源送出及跨省跨区输电通道建设，提供坚实的物质基础保障迫在眉睫。
目前，我国已经着手加快远距离高压输电线路规划和建设，加快特高压跨区电网建设，构建坚强的“三华”同步受端电网，以实现“三北”地区风电在全国范围内统筹消纳。国网公司也于2017年初推出20项措施，明确提出到2020年根本解决新能源消纳问题，将弃风弃光率控制在5%以内。
“弃风”问题的解决，需囊括发电、输配电及用电在内的各环节的共同努力。而剥开风电自身的间歇性、波动性特点，以及电力系统缺少消纳风电能力的表皮，愈演愈烈的“弃风”现象并不完全归咎于产能过剩、电网接收困难。其中所涉关系、利益错综复杂，风电大规模输送和消纳是技术挑战，更是利益机制问题。
对于电网公司而言，我国不少风电场距离电网主线路有上百公里，甚至几百公里，线路投资动辄数亿元，巨大的投资额是一个很大的负担。此外，由于风电发电量较小，约相当于火电同等装机的40%左右，在相同电网等级条件下，对风电的线路投资会在很大程度上影响电网的投资效益，影响电网企业投资风电线路的积极性。
除此之外，机制问题也脱不了干系。煤电助力地方政府的GDP和财政收入，在煤价下滑的大背景下，只有让火电多发电，才能提升当地煤炭的销售。一些地方政府出现了运用行政手段限制风电出力，变相压低可再生能源上网电价的行为，甚至关停可再生能源电场站“弃风救火”，为传统火电行业提供优惠，致使弃风率攀升、恶化。“利益的博弈很难解决，在不完全竞争领域要用一些行政手段”，一位不愿具名的风电从业者对《能源》记者表示。
解决之道在于理顺、协调各方利益关系，利益相关方共同努力才能应对和解决“弃风”难题
在政府层面，需做好全国范围内的统一规划，将风电产业发展纳入电力发展统一规划，保持均衡且合理的开发节奏，并在制定国家宏观规划时与地方政府协调好；另外，严格的并网技术标准和管理规范是提高风电消纳利用的必要前提，需重视技术标准和管理规范。
此外，还需出台优惠政策激励，建立风电辅助服务的定价和补偿以及接入系统及输电投资回报机制，并促使“弃风”问题在风电开发商和电网运营商间达成共识；加强调峰电源建设，对风电科学调度、风电送出通道给予投资补贴。
值得一提的是，具有准确预测能力、调峰调频电源保障、安全稳定电网调控能力优点的智能电网是解决“弃风”问题的重要抓手。电网公司也需承担支持清洁能源发展的责任，扩大联网范围和强度，提高电网智能化水平，以适应大规模风电接入电网的要求。
“弃风”的沉疴旧疾一时难以根治，为了让风电更好地发展，分散式风电成为风电发展重头戏，与风电大基地“两条腿走路”。相较于集中式风电，分散式风电靠近负荷中心，易于就近消纳，且一般不用新建升压站，距离接入站较近，能够节省输配电设备费用，可有效降低远距离输电损耗，改善电网末端的电能质量。
目前，分散式风电已成为风电装机的重要增量，并迎来了政策密集期：“十三五”以来，国家明显加大了对分散式风电的支持和引导力度，同时地方政府也纷纷响应，新疆、内蒙、河南、河北等地均出台相关文件加快分散式风电的开发建设，2018年或将成为分散式风电发展元年。
利好的是，随着风资源的改善，在国家大力解决“弃风”难题之下，2017年我国风电消纳问题持续改善。业内普遍认为，弃风率已经下降到一个较为合理的区间。
国家能源局披露数据显示，2017年，全国弃风电量和弃风率实现“双降”：全国风电弃风电量同比减少78亿千瓦时，弃风率同比下降5.2个百分点，西北地区弃风限电持续改善，消纳能力明显提高。“红六省”除新疆、甘肃外，弃风率均已低于20%的红色预警线，其中甘肃弃风率下降幅度最为明显，达到10个百分点。其余五省也有不错的改善成效，弃风率下降幅度均达5%左右。
业内预计，“红六省”新增装机禁令有望逐步放开，宁夏、内蒙古、黑龙江的弃风率大致降低到了8%、16%、14%，或有望在18年率先解禁新增风电装机，贡献可观的装机增量。以宁夏为例，于2016年新增风电装机1.16GW，同比几近腰斩的宁夏回族自治区，2017年11月以来核准风电项目达1.9GW，红色预警限制基本消除，2018年宁夏新增装机有望迎来反弹。
值得一提的是，多个特高压项目将于2018年前后陆续投运。2017年下半年，蒙西蒙东相继有3条特高压输电线路投入运营，2018年上半年，新疆也将新增一条更大容量的特高压输电线路。随着特高压持续建成，弃风率有望进一步下降。
