中国正经历史无前例的能源转型。随着煤炭消费已于2013年达峰，中国正致力于发展清洁能源、逐步替代煤炭，并以低碳能源推动未来发展。清华-布鲁金斯公共政策研究中心4月9日推出“中国能源转型”系列报告第二篇——《深化电力体制改革解决弃风限电问题》(“Fixing Wind Curtailment with Electric Power System Reform in China”)。

　　弃风是指由于某些原因，调度机构减少可以正常运行的风能装机的电力上网时间，造成已并网风力发电机闲置的现象;弃风并不包括因风机自身设备故障原因而造成的发电限制。

　　当前，中国的弃风问题已经造成了巨大的经济和能源效率损失。仅2016年，弃风电量就达到了497亿千瓦时，这甚至高于总人口达1.63亿的孟加拉国在2016年的总用电量(490亿千瓦时)。

　　如果被弃的风电全部可以上网，替代燃煤发电，ji因此而减少4200万吨的二氧化碳排放(相当于2016年保加利亚的全年排放量)。在当前电力体制改革的背景下，解决弃风问题有助于中国的电力体制朝更加可再生能源友好的方向过渡。

　　报告应用电力管理体制的框架来解释弃风问题，并尝试寻找问题的制度性根源。通过在甘肃省酒泉市和兰州市实地调查以及对不同利益相关者和风电专家的访问，研究人员发现电力管理体制的碎片化是中国弃风问题最根本的制度原因。

　　报告建议：

　　1、要依托于可再生能源配额制，尽快建立区域性的电力现货市场，打破省间壁垒。

　　2、依托当前的电网区域划分，建立华南、华东、华中、华北、东北和西北六个区域电力现货市场。

　　3、引进现货产品，促进可再生能源参与市场竞争。

　　4、建立统一的区域现货交易系统。

　　从输送限制阻碍转为省间壁垒

　　甘肃酒泉市风资源非常丰富，风速波动范围在4.0-12.0米/秒间，盛行风速5.0-6.5米/秒，鲜有破坏性风速，并且多数地区的风功率密度大于150瓦/平方米。此外，由于沙漠地区土地征用成本较低，酒泉风能的开发成本远低于全国其他地区。一些风电开发商认为，酒泉是中国大型风电开发的最佳地区。不过，一个较大的缺陷是它距电力负荷中心的距离较远。

　　2005年，酒泉市政府制定了风电发展战略，并向甘肃省发改委和国家发改委提交了建设1吉瓦(等于一百万千瓦)风电基地的计划方案，但后者并未批准该项计划。然而，随着中国《可再生能源法》于2006年1月1日生效，情况很快就发生了变化。该法引起了风电开发商和地方政府的极大热情。2007年7月，时任省委书记亲赴酒泉实地考察，表示支持酒泉的发展战略，并提出要把酒泉建成省级风电基地。

　　同年9月，一批中央政府官员视察了酒泉，当地政府顺势提出了酒泉风电基地发展战略。 同月，国家能源局颁布国家战略建设大型风电基地，并要将这些能源基地纳入区域电网。2008年初，酒泉被批准为中国首个千万级(10吉瓦)风电试验基地，20余家发电公司与酒泉市政府签订了投资合同。

　　至2010年，酒泉风电项目及相关制造业投资达到223亿元人民币，税收收入达到1.94亿元人民币，创造了8000多个就业岗位。在风电发展带动下，酒泉的GDP排名从2005年的甘肃省第四位上升到2010年的第二位。

　　酒泉风电基地建设分两期进行(见表1)。首期规划装机容量为3.8吉瓦，计划于2009年至2010年间完工。根据市政府安排，第一阶段的建设工作应于2010年，即“十一五”末期完成。若将装机规模和天气因素造成的施工中断考虑在内，时间非常紧张。然而，如果能在2010年内完成第一阶段规划，酒泉市政府则可以在“十二五”国家风电开发规划中争取更高的份额。因此，从2009年到2010年，地方政府加速推进风电场建设，冬季中工程建设也未中断。然而由于赶工而无法保障工程质量，造成了大面积风机脱网的严重事故。加上各种整改措施，酒泉一期事实上在2012年才完工。

　　表1: 酒泉风电基地建设计划

　　尽管如此，早在2009年酒泉市就开始出现弃风限电现象。2008年，当地电网的风力外输能力不足500兆瓦，远低于未来电力外输的必要水平。因此，在酒泉风电基地的规划中包含新增两条750千伏输电线路，将酒泉的风电输送至西北电网。第一条输电线路完成后交付容量将增加到2.6吉瓦，满足规划电力容量的输电需求。

　　可是，甘肃省政府又批准了35个风电项目，第一阶段的总装机容量达到5.5吉瓦，远超出原先3.8吉瓦的目标。因此，2010年的限电率达到30-40%，即使在第一条输电线路完成、2011年建设暂缓后弃电率仍保持在20%以上(见表2)。

　　表2: 酒泉市2008 - 2016年风电消纳情况(单位:兆瓦)

　　输电线路建设并没有和风电场的发展协调一致。2011年，尽管第一阶段规划尚未完成，酒泉政府仍然开始推进风电场第二阶段建设。为了应对风电场的无序扩张，国家能源局出台了《风电开发建设管理暂行办法》，以限制“十二五”期间风电发展的速度和规模，并要求风电项目审批必须符合国家整体规划。

　　历经一年的谈判，酒泉第二阶段工程分为两批进行，第一批计划建设3吉瓦，第二批5吉瓦。2012年9月，国家能源局批准首批建设方案，并规定只有在输电问题解决后才能批准后续项目。次年，第二条750千伏的传输项目投入使用，输出能力增加至5.68吉瓦。然而，酒泉的风电总装机容量至此已达6吉瓦，太阳能光伏发电装机容量也达到1吉瓦。同时，西北地区其他城市的风能和太阳能设施也与酒泉共享输电线路，大量新能源电力的同时上马进一步加剧了输电系统的负担。

　　2015年第二阶段第一批风电建设完成后，限电情况最为严重。作为回应，国家能源局停止了甘肃、新疆、内蒙古等省的风电项目审批和建设。虽然第二批酒泉风力发电项目的初期工作已经开始，但由于风电限电情况严峻，风电场的建设仍旧被迫推迟。有关方面继而将希望寄托于在规划中、从甘肃酒泉到湖南株洲的800千伏特高压直流输电工程。

　　2010年，甘肃省和国家电网公司计划建设一条向华中地区输送电力的特高压跨区输电线路。第二年，甘肃、湖南两省政府在国家电网公司的支持下签署了《湖南甘肃两省送电框架协议》。由于对特高压技术的分歧，国家发改委在2015年之前未批准该项目。不过，输电线路终于在2015年开始建设，并于2017年投入使用。

　　然而，华中地区受电省份却不再面临电力供应的短缺。2011年至2016年，发电企业在湖南省新装了12吉瓦的火力发电机组，其增加量达到该省2010年发电装机的40%。该地区其他省份也进行了类似规模的火力发电能力建设。因此，现在电力供应充足的受电省份不愿意再接受电力进口。而最新报告表明，通过特高压线路输出的电力远低于甘肃省的预期。据国家能源局统计，甘肃省2017年发电限电率仍高达33%。

　　从电力产能过剩到需求减弱

　　酒泉是甘肃省十四个地级市之一。报告指出，目前的酒泉限电问题需要放到甘肃省和整个西北地区的能源生产背景下才能理解。

　　甘肃省政府于2009年首次提出成为国家能源基地，并向其他省份提供清洁能源。同时，西北地区五个省份中有四个在“十二五”规划中被定位为国家能源基地(如鄂尔多斯盆地能源基地和新疆能源基地)。考虑到西北各省持续增加的电力生产能力，如果没有相应配套的跨区输送工程，电力部门的产能过剩不可避免。

　　综上所述，报告认为导致甘肃省2009年至2014年风电削减的四个因素除了输送限制外，还有调峰问题、产能过剩及需求不足问题。

　　2014年9月之前，由区域电网公司西北电网负责调度西北五省的风电场。由于风力发电的间歇性，青海省的水电常被用于风电调峰。然而，2014年9月，风电调度权由区域电网公司转入省级电网公司，反而加剧了甘肃省的电力调峰问题。在此之前，酒泉风电基地计划未提及这一问题。此外，甘肃省“十二五”能源发展规划中，也缺乏风电容量增长与系统调峰的细节方案。

　　从2015年起，风电发展主要问题从供给端转向了需求端。甘肃省内逐渐放缓甚至下降。同时，受电省份的需求也显著放缓。

　　电力决策权力分散亟待解决

　　报告还梳理了吉林省通榆县风电基地发展的案例，与酒泉案例作比较发现存在同样的监管问题：

　　1)2011年之前，风电项目审批权限分散(体现在省级计划与国家计划不匹配)是导致局部供应过剩和间歇性输电限制的主因。

　　2)由于“十二五”期间电源与电网规划缺乏协调，西北、东北地区跨区输电线路的审批和建设远远落后于电力项目。

　　3)为保护地方经济利益，由各省主导的能源决策造成了电力交易的省间壁垒。

　　报告认为，中国电力管理体制的碎片化主要存在于纵向和横向两个维度。

　　纵向来看，中央政府和省级政府各自具备电力决策权：中央政府制定国家政策，各省制定辖区内的发电和用电计划。在横向维度，中央和地方政府各部门之间的责任分散，各个部委或部门内部的决策权甚至会进一步分散。此外，国有电网公司和发电公司具备强大的议价能力，可以影响电力决策。中央政府和地方政府之间权责分散、导致协调难度很高。

　　2011年以来，全国统一的年度风电发展计划有助于解决项目审批权力分散的问题。2016年，国家发改委和国家能源局出台了统一的电力行业发展五年规划，随之结束了此前10年间各种电源和电网规划分散的情形。尽管如此，省间壁垒造成的跨省交易障碍仍未得到有效根治。

　　报告建议成立区域电力现货市场，旨在打破省际壁垒并实现更广泛的电力资源优化配置。区域电力现货市场仅针对现货产品，根据市场情况，产品按时间可以日前、周末、半小时或小时划分。此外，为了获得地方政府支持，在建立区域电力现货市场的同时，应该保留省级市场作为中长期交易平台，便于地方政府配置省内资源。

　　首先，依托当前的电网区域划分，建立华南、华东、华中、华北、东北和西北六个区域电力现货市场。国家能源局和发改委应发挥主导作用。区域电网公司则应负责建设电力交易平台、交易机构和调度中心。

　　其次，引进现货产品，促进可再生能源参与市场竞争。区域交易机构应提供有关可再生能源交易申报、预测和更新的灵活机制。同时，国家能源局和国家发改委应要求可再生能源也提供系统调峰服务。在初期阶段，区域现货市场可以服务于风电和其他电力的增量交易。

　　再次，建立统一的区域现货交易系统。区域性交易机构应该建立连接区域和省级交易平台的接口标准，省内和省间现货交易服务应同时提供。此外，国家能源局和国家发改委应制定明确的时间表逐步退出省级发电和用电计划管理。最终，所有现货交易都应在区域市场进行，中长期交易在省级市场进行。

　　从长远来看，中国应进一步推进电力市场改革，建设可再生能源友好的电力市场，重点建设电力交易的辅助服务机制。根据中国基于资源型风电战略，政府应设计跨区域辅助电力服务机制，以满足大规模跨区域电力输送的需求。由此，通过日渐成熟的电力市场机制彻底解决风电限电问题。