“十三五”期間中國風電或將迎來大發展。據悉，國家能源局已初步考慮，將能源“十三五”規劃中的風電裝機容量確定為2.5億千瓦。而此前在2014年11月國務院辦公廳印發的《能源發展戰略行動計劃(2014-2020年)》中這一數字為2億千瓦。另一個可以作為比較的數字是，2015年底全國風電裝機容量為1.29億千瓦，這樣到2020年需要再增加1.21億千瓦，規模幾乎翻了一番。

風電裝機規模大幅提升，必然帶動整個風電產業迅速發展。但是對于風電企業來說，面對風電消納之苦，保障性收購政策能否落地關乎生死。

過去5年，中國已成為全球規模最大的風電市場，但棄風限電也日益嚴重。國家能源局數據顯示，2015年全國風電平均利用小時數1728小時，創5年新低。全年棄風電量339億千瓦時，同比增加213億千瓦時，平均棄風率15%。2016年一季度平均棄風率26%，同比又上升7個百分點。部分地區棄風高達70%，大有愈演愈烈之勢。

中國風能協會秘書長秦海巖表示，“十三五”期間風電產業的發展充滿挑戰。如何破解棄風限電，必須引起高度重視并采取有效措施加以解決。

保障收購難“救命”

2006年1月1日起施行的《可再生能源法》第14條就明確規定了“全額收購可再生能源發電”。2009年修法后，該條文修訂為“國家實行可再生能源發電全額保障性收購制度”，但一直未能落地。

直到2016年3月，國家發改委印發《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》才大大促進了執行落地。該文件首次明確了可再生能源發電全額保障性收購的定義，將可再生能源并網發電項目年發電量分為保障性收購電量部分和市場交易電量部分。

值得一提的是，“全額”的定義僅是國家規定的保障性收購電量，而并非所有發電量。部分業內人士認為這是一種妥協處理方式。

2016年5月底，國家發改委、國家能源局發布《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》(下稱《通知》)，以保證可再生能源發電項目的合理收益為原則，明確提出了各類可再生能源在不同資源范圍內的最低保障收購年利用小時數。

這意味著經過10年努力，保障性收購在政策層面最終落地：雖不是全額收購，但最低保障收購年利用小時數尚能保證企業合理盈利，令業內歡欣鼓舞。一些企業抓住《通知》當作救命稻草，寄望能夠緩解限電局面。

但《通知》下發兩個月以來，僅有河北一省明確發文，全面執行最低保障收購年利用小時數政策。7月5日，新疆發文提出29條舉措擴大新能源消納，但缺乏可再生能源發電全額保障性收購實施細則。而在棄風問題同樣嚴重的甘肅，則在7月宣布將通過棄水15 億千瓦時，從而力保新能源發電企業。這又被認為大大激化水電企業和風電企業的矛盾。

業內人士認為，當前雖然規定了最低保障性收購年利用小時數，但缺乏強有力的獎懲措施。“對未達到最低保障收購年利用小時數要求的省(區、市)，不得再新開工建設風電、光伏電站項目，這樣的懲罰不會對地方政府產生威懾力。”

本地消納難“救急”

面對嚴重的棄電問題，促進消納是主管部門一直努力的方向。

國家能源局曾連續數年專門下發推動風電消納的文件。2016年3月，國家能源局再次下發《關于做好2016年度風電消納工作有關要求的通知》。在每年下發的文件中都提出，將積極開拓風電供暖等消納方式，鼓勵本地投資建設高載能項目，作為實現風電本地消納的重要舉措。

在北方風能資源豐富地區，風電供暖本應對消納風電能力、促進城鎮能源利用清潔化、減少化石能源消費、改善冬季大氣環境質量意義重大，但實施效果卻微乎其微。

大唐新能源股份有限公司(下稱“大唐新能源”)曾受國家能源局、吉林省發改委委托在吉林白城試點國內首個風電供暖項目。這一項目由大唐新能源投資蓄熱式電鍋爐和熱力站，替代原有20蒸噸的燃煤鍋爐，供暖面積16.3萬平方米。供暖項目與大唐新能源旗下的向陽風電場捆綁經營，在低谷時段向電網買電，進行蓄熱，為小區供暖。

據大唐新能源內部人士介紹，在該項目的經營中由煤改電，供熱價格卻不能變。按照當地的熱價反推，電價低于0.1元/千瓦時才具備經濟性。但即便使用電網低谷電，也是這一價格的兩倍以上，而煤價的下跌使供熱價格再下調，進一步擠壓了項目發展空間。

最終，該示范項目走向了補償電量的模式，即在當地風電年平均利用小時數之外，給風電供暖配套風場分配額外的上網電量，以彌補損失。這也招致同一區域其他風電企業的不滿。因為開展風電供暖未增加區域內風電整體上網電量，卻要多分配上網電量給供暖風電項目，擠占了其他項目的上網電量。業內人士表示，該項目證明，風電供暖來解決消納問題比較困難

除了風電供暖，風電直供高耗能企業也是主管部門期望的模式，事實證明也不可行。以電解鋁等高耗能行業為例，在煤價低廉的當下，自建燃煤火電廠度電成本僅有0.1元左右。如果用風電則需要按照當地脫硫煤標桿電價支付電費，是自建電廠成本的2倍以上。風電停機時企業還需要向電網買電，成本更高。除了價格方面的不利因素外，多數風電場都遠離城市，實施風電供熱和直供高耗能企業建設電纜需要巨大投入，單一風電場難以承受。

特高壓外送難“突圍”

本地消納無望，外送成了眾多企業的希望。

截至2015年底，中國風電裝機容量81%以上分布在“三北”地區，能源生產區域和能源消耗區域的逆向分布被認為是造成棄風限電的主因。電網及新能源企業一直寄望于建設跨區域大功率電力輸送通道，將風電等新能源送到需求地來實現消納。

2015年，國家電網公司開工建設蒙西-天津南、酒泉-湖南、錫盟-江蘇、上海廟-山東4個主要用于新能源輸送的跨省跨區特高壓輸電工程。此前則已建成哈密-鄭州特高壓輸電工程。

但一位不愿具名的能源專家表示，由于風電、光伏的波動特性，特高壓并不能單獨用來輸送新能源，必須采用與煤電捆梆的方式進行輸送，技術和經濟性決定特高壓能輸送的新能源十分有限。

目前風電、光伏、煤電年利用小時數為分別為2000、1500、4500，這決定了送出的新能源電量僅占43%。在實際運行中，為了確保電網的安全穩定運行，風電、光伏、煤電平均分配肯定行不通。上述專家表示，已建和在建項目中，能夠輸送新能源電量占比僅10%左右。現在批復的特高壓能否如期建成還未知。即便建成，也無法挽救裝機巨大的風電。

此外，2015年以，全社會用電增速放緩，煤電面臨嚴重過剩，國家層面對煤電新建項目進行限批、限建。這使得特高壓輸送風電面臨新的變數。業內人士表示，沒有火電項目配套，特高壓就無法運行，談不上輸送風電。而為了輸送風電配套建設火電又與控制火電的政策相悖。且特高壓建設需要巨大的投資，決定了輸電成本較高，也降低了需求方接納風電的積極性。

“用遠距輸電解決棄風限電是個偽命題，這只是投資特高壓電網，做大電網資產的一個理由。”清華大學機電系研究員、國家能源局電網“十二五”規劃專家委員會成員王仲鴻表示，遠距輸電到其他地方，新的地方利益仍然存在，遠距輸電線沒有調峰能力，不能解決地方提出的諸多矛盾，風電企業切不可盲目樂觀。