尽管按照《中华人民共和国可再生能源法》第十四条要求，电网企业应当全额收购可再生能源并网发电项目的上网电量，但这一规定很难真正落实。如此严重的“弃风”限电问题，让风电场遭到有风却不能发电的尴尬，同时也造成巨额亏损。资料图片

    在吉林省，同为清洁能源的生物质发电也遭遇困境。以国能公主岭生物质发电有限公司为例，该公司年发电量约为2.2亿～2.3亿千瓦时，但当地消纳不了，外送又缺乏渠道，只能低负荷运转。 中国经济导报记者程晖/摄

中国经济导报记者|程晖

“一年一场风，从春刮到冬”，地处吉林省西北部、邻近内蒙古的白城，矿产资源并不丰富、经济欠发达，却在上世纪90年代末迎来了大发展。因为白城有丰富的风资源——可开发风电面积6865平方公里，可开发装机容量2280万千瓦，年可发电460亿千瓦时。

广阔的草场，成片的风机在草场上矗立，而散落其间的牛羊、马匹，如同一幅精美的画面。经过10多年的发展，白城已成为国家确定的为数不多的几个千万千瓦级风电基地之一。

不过，中国经济导报记者随全国人大环资委“中华环保世纪行”来到白城时，感受到了当地对包括风电在内的新能源产业发展的深深忧虑。

“弃风率”高达50%

“我们是全国最早‘吃螃蟹’的，但这只螃蟹并不好吃。”白城市洮北区青山草场华能洮北风电场的一位负责前期工作的负责人向中国经济导报记者回忆起当时建场的情景：“当时这里什么都没有，偶尔会有牧民放羊，我告诉他们，今后这里要建风电场了，不能放羊了，当地牧民也都支持。”

风电在当地政府和牧民的支持下迎来了跨越式发展。“十一五”以来，吉林省的风电装机容量以年均82.7%的超速发展，这其中，白城功不可没。2005年全省风电并网装机仅7.9万千瓦，占全省电力总装机比重的0.777%，到2012年底风电装机达到329.88万千瓦，占总装机的13.75%，2005年风电发电量为0.5亿度，占总发电量0.1%，2012年风电发电量43.9亿度，占总发电量的6.15%。

然而，由于吉林电网电源过剩，负荷增长缓慢，缺少快速调峰电源，风电受限严重，风电企业被迫“弃风”。从2010年开始，随着热电联产机组的增加和风电装机的增加，“弃风”问题开始出现。2012年，白城市风电利用小时数仅为1407小时，与设计的年发电2100小时相比，白城市风电场全年弃风率在30%以上；特别是冬季供热期，受热电联产机组“保热调峰”的影响，风电场“弃风率”在50%以上，严重影响了白城风电产业的发展。

中国经济导报记者了解到，尽管按照《中华人民共和国可再生能源法》第十四条要求，电网企业应当全额收购可再生能源并网发电项目的上网电量，但这一规定很难真正落实。

如此严重的“弃风”限电问题，让风电场遭到有风却不能发电的尴尬，同时也造成巨额亏损。

华能洮北风电场总工程师张维龙告诉中国经济导报记者，洮北风电场盈亏平衡点在年风电场可利用1560小时左右，但2012年风电场可利用小时下降到1420小时，处全国最低水平。华能洮北风电场规划装机容量20万千瓦，目前风电场亏损额达700多万元，第四期工程建设也一延再延。

有风为什么不让发电？发了电又为什么送不出去？吉林省能源局新能源处处长孙锐告诉中国经济导报记者，吉林省风电富集地区都位于该省的西部经济欠发达地区，当地用电负荷小，本地消纳困难。同时由于受省电网架构影响，风电无法送到该省中部电力负荷中心，不能在全省范围内消纳风电。同时，辽宁、黑龙江、蒙东等邻近省份电力也比较富裕，东北电网内消纳风电也十分有限。数据显示，截至2013年7月，吉林省统调装机容量为1970万千瓦，其中火电装机1570万千瓦（包括热电机组1390万千瓦），风电装机353万千瓦。而全省最高负荷只有830万千瓦，最小负荷仅为470万千瓦。

这种尴尬局面其实并非吉林独有。我国风电装机容量快速增加，已经成为世界上风电发展速度最快、年度新增风电装机容量最多的国家，与美国、欧洲共为世界三大风电市场。但是，全国很多风力资源丰富的地区，大多经济欠发达，“弃风”现象相当普遍。国家能源局公布的2012年的数据显示，2012年，“弃风”造成我国风力发电损失200亿千瓦时，相当于2.5个百万千瓦级核电机组全年满发的电量。

苦寻风电消纳之路

电送不出去，吉林省只好在增强本地消纳能力上下功夫，争取省内消化多余的风电。但也有人觉得不现实，打了这样一个形象的比方：“我们吉林省是全国的产粮大省，那么生产出来的粮食都要省内消化吗？”

目前来看，“弃风供暖”项目被公认为是白城风电消纳中的一个亮点。2011年，白城洮南市和大唐向阳风电有限公司合作开展了洮南市热电厂小区的清洁能源供暖示范项目。大唐向阳风电8月开始施工，仅用了3个月的时间，实现投产供热，采用9台高温承压蓄热式电锅炉取代原来热力公司一台20吨的燃煤锅炉。2013年4月，白城市也被列为全国风电本地消纳综合示范区。

大唐向阳风电有限公司书记张学政向中国经济导报记者介绍说，该项目采取和大唐向阳40万千瓦风电场捆绑的模式开发，按照设计方案，国家有关部门直接发文，要求电网对大唐向阳风电场的前20万千瓦项目在2012年采暖期里不限电，并给大唐向阳风电场批准增发指标，保证其发电。现在，这一项目供暖总面积达16.3万平方米，90%的电量采用夜间10点到早上5点的低谷电，一个采暖期可就地消纳弃风电量约2700万千瓦时。

但是，张学政也表示出无奈：“‘弃风供暖’这种方式带来的好处很多，目前技术没问题，市场没问题，关键在于企业效益问题。我们热电站购买自己生产的风电，从电网上走一圈，电价就会高许多。这样算下来，从电网购电，热力站年亏损在一两千万元，但考虑风电增发带来的利润，算总账是不亏的。我们希望电网能落实国家有关法规，全额收购再生能源的发电量。”

中国经济导报记者还了解到，白城正在争取纳入承接国家高载能产业转移区，鼓励支持符合国家产业政策的铁合金、钢铁、电解铝、烧碱、碳纤维、云计算存储等传统和新兴高载能企业入区，以促进风电本地消纳，将能源优势转化为经济优势。

白城市政府秘书长孙晓东告诉中国经济导报记者，白城市还将加快云基地建设步伐，因为该市属于国家规定数据中心地区划分的一类地区，拥有很多优势：纬度高，气温低，可降低云基地运行费用；灾害率低，远离大城市；拥有云计算产业发展的富足电力资源。

生物质发电也遇困境

在吉林省，同为清洁能源的生物质发电也遭遇困境。

在国能公主岭生物发电有限公司，人们走在堆得高高的农业废弃物旁边，不时能闻到浓浓的发酵味儿。

“我们年发电量约为2.2亿~2.3亿千瓦时，但当地消纳不了，外送又缺乏渠道，只能低负荷运转。目前我们公司实际负荷仅为装机容量的一半。截至7月底，发电量受调度限负荷影响1239.8万千瓦时，但是我们已经与农户签订了长期合同，这意味着，送来的农业废弃物我们要照合同全收。于是，不能全负荷运转的农业废弃物堆放在厂区，不仅容易造成安全问题，同时也使得企业今年1~7月经营状况欠佳。”国能公主岭生物质发电有限公司负责人告诉中国经济导报记者。

吉林省一次能源短缺，煤炭在一次能源消费中所占比重超70%，而自给率不足43%，亟待开发可再生替代能源。而农林生物质资源丰富，为该省大力发展该产业提供了有利条件。2012年，吉林可收集秸秆资源量约为3600万吨，能源化利用总量每年约为1200万吨，相当于600万吨标煤。该省已发展起秸秆发电项目、农林生物质成型燃料项目、垃圾发电项目等。

公主岭生物质发电项目于2009年8月正式开工建设，两年后投产，完全利用当地丰富的生物质资源，如玉米秸秆、玉米芯等进行发电。截至目前，该公司已累计生产绿色电力4.521亿千瓦时，累计收购燃料68万余吨，创造产值3.08亿元。

“以前当地很多农林废弃物都是就地燃烧，环保、消防都成问题。现在高峰期我们一天就能收购1000多吨废弃物，农民每吨获利二三十元。每年可为当地农民增加收入8000万元以上，年可替代10万吨标煤，减排二氧化碳15万吨。”国能公主岭生物质发电有限公司经理助理王长英说。

社会效益和环保效益明显，但企业尚未获得理想的经济效益。除了限制负荷让企业“有劲儿使不上”，补贴电费也不能按时结算。

当地生物质发电上网电价是每千瓦时0.75元，其中包含政府补贴0.34元，其余0.41元是火力发电标杆电价。吉林省电力公司当前能做到按月结算标杆电费，但补贴电费因国家统配结算等政策影响，迟迟不能按时结算，给企业资金周转带来较大困难。

推进改革刻不容缓

2006年以来，我国风电装机容量快速增长。截至2012年底，我国并网风电装机容量达到6083万千瓦，同比增长31.6%，风电发电量为1004亿千瓦时，同比增长35.5%。按照国家能源局公布的“十二五”第三批风电核准计划，新核准项目规模将达2800万千瓦。届时，我国的风电总装机将接近1亿千瓦，提前完成“十二五”规划目标，稳居世界第一。

2011年10月国家发展改革委能源研究所发布的《中国风电发展路线图2050》提出，风电已经开始并将继续作为实现低碳能源战略的主力能源技术之一。我国风电的发展目标是：到2020年、2030年和2050年，风电装机容量将分别达到2亿千瓦、4亿千瓦和10亿千瓦，到2050年满足17%的电力需求。预计在2020年前后，我国陆地风电成本将与煤电持平，2050年当年风电贡献的二氧化碳减排量预计将达到15亿吨，风电带来的就业岗位将达到72万个。

这样一个蓝图给我们描绘了风电产业光明的前景。然而，为什么目前风电发展遭遇困境？改革又将从何处着手？国际清洁能源论坛（澳门）常务副理事长袁国林告诉中国经济导报记者，目前，主要技术的瓶颈已经相对较少，主要是要突破体制机制的制约。

袁国林分析说，风电电源项目由国家和省级负责核准，各发电公司实施。我国政府规定装机容量5万千瓦以下风电场可以由省（区）发展改革委直接核准，5万千瓦以上必须由国家发展改革委核准。为了规避门槛，全国不同程度地出现了同一区域连续核准多个4.95万千瓦风电项目的情况，导致风电开发总规模不断增加，难以控制，许多大型风电项目都被拆成多个“4.95万千瓦”。按风场建设容量（5万千瓦）划分中央与地方核准权限存在明显制度漏洞。

另外，风电发展和电网规划技术、信息和服务方面也有提升空间。其一，我国风电发展与电网规划方面由于缺乏信息技术和服务的国家公共平台，导致风电企业和电网公司产生分歧和矛盾，甚至导致风机脱网事件，影响了电网安全和风电产业的可持续发展。其二，风电产业公共支撑服务体系建设滞后，缺乏风能资源评价体系和风电产品研发测试国家公共平台。其三，风电并网标准不统一。我国缺乏类似德国等风电大国所执行的严格的风电检测认证制度和并网标准，现有的建设和投运模式对我国风电项目检测、科学运营过程产生了较大障碍，给电力系统的安全运行带来隐患。其四，风电并网技术及检测平台滞后，我国原有的风电并网技术规定为GB/Z19963-2005《风电场接入电力系统技术规定》，属指导性技术标准，且已过有效期。2009年，国家电网公司修订完成了风电接入电网技术规定，但仅为企业标准。

“《可再生能源法》已经明确规定，电网企业必须为新能源发电提供上网服务。在相关配套政策中明确规定，新能源并网发电项目的接入系统由电网企业建设和管理。对新能源电力并网涉及的各方义务也进行了规定，但在实际执行中，电网企业未执行相关法规。”袁国林分析说，“并网瓶颈是我国新能源发展的一大障碍。当前，并网难集中体现在风电产业上。风电因其发电具有间歇性、波动性的特征，可能对电网安全产生影响，电网企业收购风电的积极性不高，同时，跨省、跨区电网建设滞后，以及风电场和送出工程建设周期不匹配等原因，部分风电项目出现送出受阻情况。新能源规划与电网规划不协调，没有形成完整和统一的新能源发展规划，相应配套输变电工程不能及时纳入电网规划中，难以保证接入系统工程的及时建设，阻碍了新能源发展。”

袁国林分析说，目前电网企业仍处垄断地位，电力输配成本难以确定，同网同质同价的电价形成机制无法建立，电网企业缺乏收购新能源和投资新能源接入工程的积极性，直接形成了新能源发展的体制制约。同时，由于缺少市场机制调节，配电网建设滞后。因此，必须大力推进改革，加强监管，以真实成本加合理利润的方式，确定独立的输、配电价，实现厂网分开，输配分开、调度独立。在输配电环节要实行多元投资，打破独家购、售电的垄断局面，逐步建立灵活、公平、透明的电力交易市场机制。