“十一五”时期我国电力装机规模年均增长率达到13.3%，其中尤以风电增速最快，从2005年的126万千瓦到2010年的3100万千瓦，年均增长率达到89.8%。2013年1月1日，《能源发展“十二五”规划》公布。“十二五”时期电力装机容量目标为14.9亿千瓦，其风电增长目标为1亿千瓦，年均增长26.4%

　　数据显示，短短5年时间，我国风电走完了欧美国家15年的发展历程，“十二五”风电增长目标更是振奋人心。在我国风电发展取得举世瞩目成绩的同时，也应该看到我国风电快速发展的隐忧——弃风限电已成为阻碍我国风电产业持续健康发展的“拦路虎”。

　　最新数据显示，2012年，全国弃风电量约200亿度，较2011年的规模翻倍。除此之外，风电平均利用小时数也较2011年有所下降，个别省（区）风电利用小时数下降到1400小时左右。中国风能协会秘书长秦海岩表示，2012年因弃风导致的限电量相当于700万吨标准煤，如果这部分风电能顺利并入电网，有望缓解困扰我国的雾霾天气。

　　追溯至2007年，《可再生能源法》正式实施仅1年后即进行了关键修改，将可再生能源发电“全额”收购更改为“保障性全额”收购，自此弃风“萌芽”。2009年，风电并网比例最高的内蒙古自治区发生了较大规模的弃风，2010年这一趋势在全国范围内增强，2011年弃风电123亿度，三北地区平均弃风比例高达16%。

　　风电作为可规模化开发的清洁可再生能源，开发利用可节约和替代大量化石能源，显著减少温室气体和污染物排放，改善能源结构。按2015年发电量测算，年节能约6000万吨标准煤，减少二氧化碳排放1.5亿吨，减少硫化物排放150万吨，节约用水约5亿立方米，环境和社会效益显著。目前，我国风电发电量仅占全部电力消费量的2%，较丹麦等国20%的比例仍有巨大提升空间，但我国的弃风量却在逐年上升，这不得不令人担忧。

　　业内人士指出，大规模风电的消纳一直都是世界性难题，我国在这方面的问题尤其突出。风力资源本身的不确定性及波动性给电网稳定运行提出了挑战，由于电力系统须实现供电与用电电量的实时平衡，而风力所发电力又无法储存，因而风电在调峰能力上表现较差，需要其他电源提供备用和调峰服务。像我国风电集中的地区，如“三北”（西北、华北、东北）地区电源结构单一，基本没有调峰能力。

　　另外，风力资源经常与人们的用电习惯背道而驰，这也造成了一定量的弃风。如内蒙古地区夜间风大，但夜间电网负荷较小，如果风机满额发电，电量根本无法得到消纳，只能弃风；又如北方地区风力资源最好的时期，又恰恰是当地供暖供热紧张时期，为了满足冬天取暖需求，只能在燃煤供热的同时用大量煤电替换风电。

　　我国风力资源集中、规模大，远离负荷中心，资源地市场规模小、难以就地消纳也是弃风的主要原因之一。中国在风电发展之初就提出了“大规模、集中”的发展方式，并在哈密、酒泉、蒙西、河北、蒙东、吉林、山东和江苏沿海规划建设了八大千万千瓦级风电基地。由于前期对当地的用电需求认识不够，这些大基地的风电发电量在本地得不到全额消纳，再加上外送通道又没有打开，多余的风电无法送到外界，大型风电基地被迫降低发电小时数。

　　国家政策对风电并网缺乏强制性规定，弃风有空隙可钻。2006年颁布实施的《可再生能源法》为促进清洁能源发展，规定电网企业必须全额收购风电，但电网现状不可能做到全额收购。为此，2010年4月起实施的《可再生能源法（修正案）》将“全额收购”改为了“全额保障性收购”，要求对“符合条件”的可再生能源发电企业，应全额收购其“合乎条件的”上网电量。

　　然而，到《可再生能源法（修正案）》出台时，对于何为“符合条件”的上网电量，并没有一个明确的标准，且我国此前采用的风电场接入技术标准主要针对的是小型风电场，且不具备任何强制力。

　　经过了“十一五”时期的高速增长，随着多方因素的制约，风电弃风限电愈演愈烈，如何有效利用风电资源成为风电行业可持续发展的当务之急。一些专家建议，引导我国风电产业从“集中式发展”向“集中与分散发展并重”的模式转变。在集中式大规模风电基地建设的同时，因地制宜开发中小型风电场，支持风电机组在配电网分散接入，实现电力的就地消纳。

　　建立良好的跨区、跨省互动，最大程度的消纳风电、减少弃风现象。通过加快远距离、大容量、跨区域外送通道建设，按照由近及远的原则，“先省内、后区域、再全国”扩大风电消纳市场，实现风电的高效利用。风资源丰富的地区，如吉林、新疆、甘肃、内蒙、张北等的风电除在当地上网外，需要大规模向经济发达地区的电网输送。

　　在现有产业基础上，形成支撑风电技术持续进步的研发机制，提高风电技术研发能力，促进风电设备制造产业升级，以促进风电消纳容量。进一步提高智能电网以及特高压输电技术的稳定性。实践证明，特高压电网不仅可大幅提高电网抗扰动、波动等能力，支撑大风电集群，还能从根本上解决风电的消纳问题。 

　　在风电发展上切忌重速度和规模，及时做好风电规划与电网规划的协调。“十一五”期间，我国风电发展规模远远超过了预期规划。2007年，我国制定的装机量目标是到2010年达到500万千瓦，但2008年，我们就已达到了1000万千瓦；而2010年我国风电装机总量已经多于5000万千瓦，大大超过了电网的规划能力。

　　规划固然是好的，但风电规划必须与电网规划相匹配，风电发展要随当地能源需求、电网消纳能力和电力配套设施等，建立以风电功率预测为基础的电网调度与风电协调运行机制，协调安排风电发电计划，使风电与电力需求和其他电源运行相互适应。同时，要考虑增加一定数量的可调度电源，大幅度提高调峰调度能力，只有调度制度和规范完善了，调度能力提高了，才能实现全面优化调度。

　　做到具体问题具体分析，因地制宜开发风电资源，用长远的眼光科学划规划风电场建设和配套电网建设。如西藏、新疆等地风力资源丰富，但西部能源需求有限，再加上西电东送对电网建设要求颇多，风电输送过程中还将造成一定程度上的损耗，真正达到目的地的风电成本将大幅度上升，这并不利于被输送地经济的长远发展，因此缩小内陆风电发展规模，避免盲目扩张才是明智之举。

　　大容量储能技术有利于风电的就地消纳。我国风电集中的“三北”地区电源结构单一，并以火电为主，虽然风能资源丰富，但当地的经济结构往往难以消纳这些风电。对此，大规模储能是应对大规模可再生能源的技术之一，大规模的风电需要大规模的储能。

　　行业专家指出，储能的作用并不单纯是把风电发出的电储存起来以后再送出，而是通过实时充放电对风电所发出的电进行平抑，使风电、光伏变得可控、可调、可调度，甚至接近常规的火电。因此，我国应重视和发挥储能系统的多种功能，科学选择、规划、使用储能系统，在负荷侧和电源侧均引入储能系统。

　　总而言之，风电开发应根据灵活高效接入、调度、输送和消纳大规模风电的要求，结合电力系统运行管理和电力体制机制的改革创新，按照能源转型和构建风电与电力系统协调发展的总体要求，大力开发应用“电网友好型”风电技术、风电场功率预测预报技术、优化调度技术、远距离输电技术和大容量储能技术，提高风电的科学高效利用率，走持续健康之路。（本刊记者 刘星）