風電裝機破億后，在原有風電消納難題未解的情況下，可以預計，風電消納仍是突出的難題。

第三批風電項目擬核準計劃的思考

根據“十二五”第三批風電項目擬核準計劃，項目共計491個，總裝機容量2797萬千瓦。同時，促進風電并網運行和消納示范項目共有4個，總裝機容量75萬千瓦，兩類項目共計2872萬千瓦。

從近幾年風電擬核準計劃規模來看，第三批2872萬千瓦的總規模超過了2011年2683萬千瓦與2012年2827萬千瓦的規模，為近年來單次與單年核準計劃的最大規模。

       從區域分布來看，除東北地區以外，第三批擬核準計劃中各區域分布較為均衡，其中，華北671萬千瓦，西北781萬千瓦，分別占全國規模的23.4%、27.2%;華東規模為393萬千瓦，華中規模為369萬千瓦，華南規模為610萬千瓦，分別占全國規模的13.7%、12.9%與21.2%。 分析第三批風電擬核準計劃，可以看出，風電消納和接入條件成為項目核準的重要考慮因素。此次擬核準計劃沒有安排黑龍江、吉林、內蒙古三省的風電項目，千萬千瓦風電基地之外的擬核準項目規模在1950萬千瓦左右，占三分之二以上，顯示出國家有意調控“三北”地區大型風電基地建設速度，風電發展向沿海和中部內陸風資源較豐富、電網接入條件好的地區傾斜。但是，在第三批擬核準計劃中，西北的部分地區(如甘肅)的擬核準容量依然較高，而這些區域風電消納形勢也已非常嚴峻。

 除風電之外，全國范圍內，火電、核電、太陽能等電源裝機規模均不同程度地保持增長。而從我國今年一季度全社會用電量數據來看，同比僅增長4.3%，有的地區用電量增長尤為緩慢，可以預計，未來風電消納仍然會面臨很多困難。 合理的風電規模，應該結合當地的電源結構、電網結構、用電結構，綜合考慮電力系統消納風電的能力以及電力外送傳輸能力的現狀和未來發展來確定。實際上，我國風電開發和擬核準計劃規模更多地從發展清潔能源、建立并保持風電產業持續發展等方面考慮，同時，地方政府為了發展當地經濟，也存在不顧風電發展的外圍支撐條件和并網消納問題，加大風電申報容量的情況。特別是內蒙古、甘肅、東北三省等地區，在本地消納有限，外送容量不足的情況下，風電冬季限電嚴重，風電、火電運行矛盾突出，有的地區在2012年出臺了“風火互補發電權交易”辦法。

 這一政策表面上兼顧了風電、火電企業的利益，但從宏觀上看將阻礙我國風電的持續發展。風火互補發電權交易實則是在我國的發電計劃體制下，打著多消納可再生能源的名目，把火電廠的部分發電權讓給風電廠，風電則從發電所得的收益中拿出一部分來分給火電。但由于我國對風電實施了高于煤電的固定電價政策，風電實際上享受電價補貼，如果發電權轉移，從資金流上看，就變成了國家在拿錢補貼火電，這與我國可再生能源政策是背離的。

風電消納困中求解

風電消納難的直接原因是風電與其他電源以及與電網之間的規劃銜接、建設布局和協調發展問題。解決方案應是一個系統工程，應采用組合拳，使電力系統為風電提供不斷增長的接納空間。

首先，建議進一步明確相關細則。落實“保障性收購”是一個關鍵點。目前國家能源局已經組織起草《可再生能源電力配額管理辦法》，并已征求了各方意見。該辦法中提出了電網企業及地方政府應承擔可再生能源發電的配額指標，對發電企業的配額任務提出了定性要求。需要推動辦法盡快出臺和確定執行細則。

其次，探索有效引導風電本地消納的途徑。為了盡可能擴大風電本地消納容量，可以考慮采取清潔能源供熱(國家能源局已開始組織示范試點)、合理管理和協調風電與火電的運行、推動當地產業發展從而適度增加電力負荷需求等措施。

 再次，做好電網規劃，加大風電外送。我國風電消納除考慮本地消納外，還應考慮在全國范圍內消納，特別是 “三北”地區的風電基地，本地消納能力有限，需要加強風電外送能力。利用特高壓實現遠距離輸送是能源外送的一個途徑，對于風電發展無疑有很大的促進作用。但特高壓更重要的是涉及國家能源和電力戰略布局。從技術和經濟性角度，特高壓電網不可能只送風電，從因果關系上講，風電也并不是推動特高壓發展的唯一動力或者理由。

 任何形式能源的發展都應配合國家能源戰略布局，我國西部和北部地區煤炭、風電、太陽能、水電資源都比較豐富，需要明確這些地區的能源發展定位，綜合考慮煤電、水電、風電、太陽能發電等電源的發展和對電網的需求，盡早決策電源基地外送電網通道規劃和建設。