虽然去年弃风率达近年来最低，但根本性障碍仍未消除。
根据国家能源局不久前公布的2014年风电产业监测情况，2014年弃风限电情况加快好转，全国风电平均弃风率8%，同比下降4个百分点，弃风率达近年来最低值。全国除新疆地区外，弃风率均有不同程度的下降。
然而，这一数据是否表明“弃风”这一顽疾已从根本上得到遏制，还是仅仅是由于“小风年”所导致的偶发性结果?
中国气象科学研究院研究员朱瑞兆日前接受本报记者采访时表示：“弃风率下降与小风年关系并不大，最主要原因还是配套电网的建设成果开始逐步显现，对风电的输送能力得以增强等主动性措施发挥了作用。”在他看来，从长远而言，弃风率下降是必然趋势。
多举措遏制“弃风”
朱瑞兆告诉记者，“弃风”现象从2010年左右开始显现，2012年达到高峰，当年弃风率高达17%，此后开始逐年下降。
根据公开的数据，整个2013年，我国有多达162亿千瓦时风电因无法并网外送或当地消纳有限而被迫白白放弃，约占风力发电总量的一成。
为缓解这一状况，国家能源局曾于2014年上半年专门出台了《关于做好2014年风电并网消纳工作的通知》。
“不能说去年弃风率下降与小风年一点关系没有，但关系不大。从严格意义上讲，小风年主要指的是北方，即以北风为主的地区，而中南地区以南风为主导风向，理论上发电量并没有减少。”朱瑞兆表示。
朱瑞兆认为，风电“弃风”状况好转得益于几方面措施：一是风电场风电功率预报机制的建立;二是配套电网设施建设的加快;三是实现了就近消纳;四是加强了中南、沿海等地区的风电开发。
风电与常规电源不同，具有很大的随机性、间歇性和不可控性。风电场接入电网使电力运行系统的不确定性因素增多，对电网的供电质量产生影响。风电的大规模发展，给风电丰富地区的电网调度和电力市场管理带来了越来越大的压力。
朱瑞兆告诉记者，对风电场输出功率进行预测是应对大规模风电对电网功率平衡挑战的一个重要手段。准确的风电功率预报服务可以为电力部门调度上网电力资源提供重要依据，能有效减轻风电对电网的影响，提高风能资源的利用效率和风电场的运行效益，促进风电健康发展。目前，并网风电场都必须按规定建立起风电功率预报体系，这对于减轻“弃风”压力具有积极作用。
就近消纳方式需要创新
业内人士告诉记者，“弃风”现象在风电发展较早的丹麦、荷兰等国也曾遇到过，只是没国内这么突出而已。我国风力资源分布相对集中、远离负荷中心，且抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重不足，无论是风资源条件还是系统调峰能力都与欧美等国差距很大，“弃风”压力格外明显。
数据显示，2014年我国并网风电设备平均利用小时1905小时，同比减少120小时，吉林和甘肃风电平均利用小时分别仅有1501和1596小时，低于1900-2000小时盈亏平衡点。
我国规划的大型风电基地集中在西北、华北、东北等“三北”地区，需要通过电网通道输电到电力负荷较大的中南、沿海地区，但特高压电网建设投入巨大、工期较长。此外，相关企业虽然在研发风电储能技术，但目前成本仍然很高，难以商用。朱瑞兆认为，除了加快配套电网建设外，风电就近消纳对于减少“弃风”也很重要。
据记者了解，目前，将多余的风电转化成热能，取代燃煤锅炉实施供暖成为风电就近消纳的一个主要举措。
吉林省能源局相关人士称，当地风电资源丰富，但外送受限，“弃风”问题没有得到解决，正考虑加大风电供热等就地消纳措施。
新疆维吾尔自治区阿勒泰市和布尔津县已在新疆率先启动“弃风”发电供暖项目。承担阿勒泰地区布尔津县风电清洁供暖一期示范项目的华能布尔津风电分公司正从事前期的准备工作。“将企业消纳不了的多余风电收集起来，用于锅炉加热，通过固态氧化镁储热式电锅炉，将加热的水注入县城供热网管，再送到每家每户。锅炉每天只需加热8小时，就能实现24小时供暖。”华能布尔津风电分公司总经理助理张学锋表示。
然而，风电供暖运营成本较高，能否适合大规模推广难下定论。“风电供暖目前也存在争议，需要创新更多的风电就近消纳方式。”朱瑞兆说。他认为，利用风电供暖方式实现风电就近消纳也仅仅是权宜之计。
我国早期陆上风电发展的重心集中在西北、华北、东北等“三北”地区。这些地区因风能资源极其丰富，一时间成为风电开发商竞相追逐的热土。同时，按照当时“建设大基地，融入大电网”的规划和布局，在“三北”地区，涌现出一批大型风电基地。但2010年之后，大批风电开发企业陆续南下，由原来的北方资源富集区转向南方电力市场消纳区。朱瑞兆认为，这一转变对于缓解“弃风”压力也起到了一定作用。
不过，多位业内人士都向记者表示，随着风电在能源总体格局中从“配角”到“主角”的地位转变，未来依靠的主体仍然是大型风电基地。
统筹规划不到位 根本性障碍未消除
在风能专家贺德馨看来，当弃风率不超过5%时，“弃风”问题才算基本解决。
一位知名风机企业负责人告诉记者，“目前导致弃风的一些根本性障碍并没有完全消除。”在该人士看来，必须从法律上，从根本上保障风电等可再生能源优先调度。“比如吉林省，优先保证的是火电4500小时的利用小时数，一旦市场用电需求下降，首先被削减的是风电等可再生能源。”
朱瑞兆告诉记者，风电和电网、风电和其他电源之间没有做到统筹规划，这也加剧了“弃风”隐患，在如何统筹规划方面，大有文章可作。
据介绍，风电项目前期工作流程相对简单，核准进度快，建设周期短;而电网接入系统核准程序复杂，影响因素多，协调工作难度大，工程的建设周期也较长。因此，很多地方的电网建设跟不上风电发展的步伐。
“火电通常是先建设输电线路再建电源项目，而风电恰恰相反。”朱瑞兆说。
国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山明确表示，基于传统能源和计划模式建立起来的电力运行管理体制，已经不能适应风电等新能源规模化发展。他表示，首先将风电规划进一步融入电力和能源发展规划，逐步实现从补充能源到替代能源的转变。其次，创新电力调度和交易体系，改革并逐步取消计划电量的分配方式，保证风电的优先上网和全额收购。
在业内看来，通过配套电网建设解决风电消纳问题是未来一段时期的重要工作。但长远来看，也要尝试启动需求侧市场机制改革，利用灵活的电力用户来解决风电波动问题。
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欧洲如何应对“弃风”
欧洲是风电发展较为成熟的地区，也曾经饱受“弃风”困扰。欧洲等国应对“弃风”的经验为我们提供了很好的借鉴。
资料显示，丹麦电网与挪威和瑞典等国通过14条联络线实现互联，设计容量超过500万千瓦，风电消纳通过大容量的跨国输送通道在欧洲各国得到了有力支持。当丹麦风电发电量超出其用电所需，多余电力输送到挪威和瑞典，当无风的时候，挪威等国丰富的水电资源则发挥了“蓄电池”作用，将水电输送到丹麦。通过共享大电网范围内的灵活资源，欧洲各国都有效提高了本地风电开发水平和风电消纳能力。
