甘肃“弃风弃光”仍存在 新能源为啥窝在家里

一波未平一波又起。大规模风机脱网事故风波未平,国内风电行业或将再遭一记重棒。据媒体报道,国家能源局计划在近期出台有关规范风电项目审批制度的管理办法(以下简称“办法”),收紧各地方风电项目审批权,严格把关新风电项目。  尽管业内人士预测在风电送出和消纳问题的制约下,国内风电将经历一场“倒春寒”,但风电开发商们似乎并不惧寒,正寻机异地扩张。  风电“被降温”  近日,国电内蒙古能源有限公司派出了一路专业人员,由内蒙古赶赴各地。他们的任务是,物色各地已通过审批核准的风电场、搜集风电场转让信息、并接洽并购事宜。  内蒙古坐拥全国风电资源50%、并欲打造中国“风电三峡”,本区域企业为何舍近求远?上述内蒙古新能源企业相关负责人张力对记者表示,为尽快签署新的风电开发协议,“舍近求远”实属无奈。  “内蒙古部分地区入网容量已经饱和,电量送出愈加困难。”在张力看来,目前新的风电项目建设政策尚不明朗,形势严峻。据介绍,进入2011年,内蒙古自治区已经暂停发放风电项目路条。没有了“通行证”,企业的新风电项目开发的冲动或将被
“扼杀在摇篮中”。  据电监会发布的《风电、光伏发电情况监管报告》显示,截至2010
年6
月底,内蒙古并网风电装机容量居全国各省份之首,而未收购风电电量也是最多,占全国总未收购电量75.68%。  号称“风电之都”的甘肃,同样也面临着风电送出和消纳问题的困境。据了解,根据规划2011年甘肃新开工的风电建设项目较少,主要是甘肃省已核准的少量新项目,  地方收紧的同时,国家层面也开始严控。据了解,即将出台的办法提出,地方政府在核准5万千瓦以下风电项目之前,须拿到国家能源局的复函,否则不予通过。而根据中国现行风电项目审批制度,5万千瓦及以上规模的风电项目需要国家发改委审批,5万千瓦以下项目则由地方政府自行审批。  企业“曲线”扩张  尽管从国家到地方纷纷开始泼冷水,却难以浇灭企业风电场开发的热情。  “目前风电项目审批工作流程相对简单,核准进度较快,建设周期相对较短,而电网接入系统在项目审查、方案确定及工程建设方面相对复杂,因此风电场建设与接入系统工程难免步调不一。”在张力看来,受到目前风电送出和消纳问题的制约,国家和地方政府纷纷开始在新风电项目审批上做文章,风电开发速度或将暂时被降温,而企业也只好为加快资源储备“另谋出路”。  “面对严峻的形势,既要看到问题,更要抢抓机遇。”张力表示,尽管目前受并网瓶颈制约,但是一旦问题得到解决,风电将迎来新一轮爆发式的增长,因此企业也是枕戈待旦,一方面应把握时机增加风资源储备,做好前期准备以待时机成熟时迅速启动开发;而另一方面通过并购各地在建或已建成的风电项目实现“曲线救国”,变相加快企业发展速度,避开审批程序这道“阀门”,更快实现收益的同时扩大企业整体风电规模。  企业这般热情,在中信证券新能源行业首席分析师杨凡看来并不意外。近日在中欧清洁能源中心举办的一次研讨会上,杨凡指出,过去的几年,在政策和市场的驱动下,国内风电高速发展,曾实现了2006年到2009年连续四年年增长率超过100%。  “目前是风电开发商发展风电的大好时机。”杨凡指出,最近风机招标价格已经降到了每千瓦4000元以下,随着风机价格的下降,风电开发商的收益在不断上升。  据中国国电集团控股龙源电力发布的2010年年报显示,来自风力发电的收入激增67.8%至46.2亿元,经营利润增长64.4%至31.6亿元,占总体经营利润的74%,并计划在2011年乘胜追击,在国家重点规划的风电基地或全国具有风电开发潜力的地方加大开发力度,争取实现新增投产风电项目2000兆瓦。  并网瓶颈将解  “考虑到基数增大、风电接入环境限制等因素,2011年中国风电新增装机需求增速或将放缓,但仍会保持20%的增长势头。”杨凡说。  但他强调,风电并网不是技术问题而是“态度”问题,目前国家电网已经开始重视风电并网问题,并将加快特高压输电线路建设列入“十二五”规划,因此并网问题在未来两年内就会迎刃而解。  据介绍,为了满足甘肃酒泉风电的送出需要,近期甘肃省与湖南省签订了酒泉风电基地外送的框架协议,将建设酒泉至湖南株洲±800kV特高压直流输电工程,同时国家电网公司也组织全面启动了酒泉风电大规模外送的前期工作。  “由于无法解决风电的消纳问题,在酒泉至湖南株洲±800kV特高压直流输电工程建成投产以前,预计甘肃风电的发展速度将会下降,尤其是明年新投产的风电装机容量不会太多,但随着该工程的建成投产,预计2013年甘肃风电可能进入新的高速发展时期。”甘肃省电力公司风电技术中心主任汪宁渤对此信心十足。  因此在业内人士看来,中国风电发展的顶峰还远远没有到来。  (应被采访者要求,文中张力为化名)

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风能太阳能富集的甘肃“弃风弃光”仍存在

“风电大基地”无疑对我国风电产业的发展起到了重要的推动作用,但其后期暴露出来的消纳和配套缺失硬伤,却让人始料未及。十年间,从壮丽图景陨落为沉重包袱,“风电大基地”值得我们回头仔细看看。

新能源为啥窝在家门口

将历史的录像带倒到十年前,在内蒙古大兴安岭余脉和燕山山脉交汇处,蒙语意思为“美丽地方”的赛罕坝,其因巨大的台型地貌及气象条件有利于建设大型风电场引发想象,“风电大基地”概念在此催生而出。

戈壁滩上,一排排白色的“风机”迎风转动,形成了一片“白色森林”,在甘肃酒泉地区,这种壮观的景象十分常见。

“欲成非凡之事,必用非常之法”。在风电发展积聚破竹之势的2008年,为了做大蛋糕,摊薄成本,建设“千万千瓦级风电基地”上升为“国家层面”的战略共识。根据规划,到2020年,我国将在河北、内蒙古东西、甘肃酒泉、新疆、江苏沿海等地区建设几个千万千瓦级风电基地,打造数个“风电三峡”。

甘肃是全国风能和太阳能资源最为丰富的地区之一。从2008年至今,甘肃新能源的发展居于全国前列。截至去年底,甘肃电网风电并网突破1000万千瓦,光伏突破500万千瓦,这个千万千瓦级“陆上三峡”风电基地全面建成。

2009年8月8日,甘肃酒泉千万千瓦级风电基地率先开工,拉开了风电大基地的建设序幕,被定义为“我国风电建设进入规模化发展新阶段”的标志性事件。仅一年时间,我国风电发展几乎可以用“颠覆”二字定义,各大发电公司跑马圈地,并由此带动了上游风电制造行业的兴起,助力风电产业腾飞。

然而,在风能太阳能富集的甘肃,“弃风弃光”现象依然突出。国家能源局的数据显示,今年上半年,全国风电弃风电量175亿千瓦时,同比增加101亿千瓦时;平均弃风率15.2%,同比上升6.8个百分点。其中,甘肃弃风电量31亿千瓦时、弃风率31%。

然而,由于未充分考虑消纳问题,未建设配套的输电设施,在本地无法消纳的情况下,又缺乏跨省特高压输电通道,最终导致弃风限电的尴尬局面。曾经的“壮丽图景”变成了“沉重的包袱”。

不少风电场和光伏电站因为不能全容量发电而浪费,成为新能源发展的一大瓶颈。是什么造成了“弃风弃光”?近日本报记者来到甘肃进行调查。

十年后的今天,我们回首反思,风电大基地在推动风电快速发展的同时,相关的消纳和配套问题应该如何解决?未来,风电发展将走上一条怎样的道路?

新能源发电有间歇性,需调峰,增加并网难度

「大基地的初衷」

在化石能源短缺、环境污染等诸多挑战面前,发展可再生能源促进节能减排成为不少国家的选择。根据规划,到2020年,我国非化石能源占一次能源消费比重将达到15%左右。

“从南通如东往北直到连云港连绵几百公里沿海都是滩涂,在这一带建海上风电场不占土地,可建超过1000万千瓦的风电场,相当于三峡的装机容量,堪称海上三峡,却没有三峡百万移民的负担,也不消耗水资源。我们应迅速下决心,行动起来,精心组织,建设甘肃河西走廊、苏北沿海和内蒙古3个千万千瓦级大风场,建设风电三峡。”

但发展新能源困惑也不少,甘肃省电力公司发展策划部电网规划处处长杨德洲说,风电和光电作为新能源存在间歇性和随机性,出力不稳定、电网潮流波动大,将
导致整个电力系统电压、频率波动大,严重时会引起电网频率和电压稳定问题。而要维持电网的安全运行和保障用户的稳定电力供应,就需要常规能源的配合来进行
调峰。

时任国家能源局局长的张国宝于2008年在《人民日报》发表文章写道,这是张国宝首次提出风电三峡的概念,对风电大基地战略进行的直观表述。

澳门新莆京娱乐app,以甘肃省为例,从整个电源组成结构来看,火电与水电共同作为主力电源,承担电网基荷,新能源提供清洁高效的有效补充。火电、水电联合运行,共同承担电网的调峰任务。火电、水电与新能源通过恰当的配比可以高效衔接相互配合。

内蒙古、甘肃和江苏北部三地风能资源得天独厚,由于规划建设的风电装机规模高达千万千瓦级,相当于大半个三峡电站,被形象地称之为陆上“风电三峡”。“风电三峡”是继西气东输、西油东输、西电东送和青藏铁路之后,我国西部大开发的又一标志性工程,也是世界上最大的风电基地。

几年前,甘肃酒泉地区就曾经发生过大规模的风电脱网事故,事故未对用户供电造成影响。为了保证电源、电网安全运行,国网甘肃省电力公司完成酒泉风电基地
一期及二期第一批300万千瓦风电输电规划及消纳方案研究,确定的“分层接入”原则避免了“风电大规模脱网”事故对用电负荷的影响,保证了电网的安全运
行。

国家能源局从政策层面推动百万千瓦风电厂的建设初衷是:带动风电设备研发制造产业的发展,形成每年1000万千瓦的自主装备能力。受国家扶持重点建设的甘肃河西走廊、苏北沿海和内蒙古三个千万千瓦级的风力发电项目,工程建设核心是利用我国西北风能量,应对能源危机,减少化石能源的使用,减少碳排放,大力开发清洁能源。规划在“三北”地区,重点建设数百个十万千瓦级以上的大型风电场,建成十多个百万千瓦级大型风电基地,形成河北、蒙东、蒙西、甘肃酒泉、新疆等千万千瓦级风电基地。

消纳能力不足,影响新能源并网

2009年,《新能源产业规划》正式颁布,确定了6个省区的7大千万级风电基地,包括甘肃、内蒙古、新疆、吉林、河北和江苏,其中内蒙古有2个基地。规定表明,如果配套电网按时建成,到2020年,7大千万级风电基地总装机量将达12600万千瓦。

在国家未实行规模指标管理前,各地在加快新能源开发时,注重项目安排,未充分考虑电力市场和并网条件,使得电网建设与新能源项目建设难以统筹协调,导致未并网业主抱怨“上网愁”,已并网业主抱怨“消纳难”。

建设风电大基地是具有中国能源特色的战略性选择。我国的陆上风能资源集中在“三北”地区,风资源约占全国的80%,但多数处于电网末端,电网建设薄弱,电力需求较小,远离电力负荷中心,且风力发电与电力需求不匹配,这种分布特性决定了我国风电产业不能按照欧洲“分散上网、就地消纳”的模式发展,只能采用“大规模—高集中—远距离—高电压输送”的发输模式。

在甘肃,仅靠本省电力市场,新能源无法完全消纳,弃风的现实摆在眼前。据甘肃省电力公司调度控制中心统计校核数据,2014年甘肃由于电网原因发生弃风电量13.72亿千瓦时。由于消纳能力不足发生弃风电量6.42亿千瓦时,占到了47%。

“欲成非凡之事,必用非常之法。”我国非化石能源在一次能源消费中要实现2020年达到15%的目标,这在当时无疑是一个非常艰巨的任务,而高度集中开发新能源的模式,对装备工业和设备制造领域带来跨越式飞速发展,能够创造“快”的奇迹。

在2014年前,国家对光伏电站建设提出“合理布局、就近接入、当地消纳、有序推进”的总体要求。2014年起,国家对光伏发电项目建设实行备案规模指
标管理,享受国家补贴资金的光伏发电项目备案总规模原则上不得超过下达的规模指标,超出规模指标的项目不纳入国家补贴资金支持范围。

据媒体报道,彼时国家风资源的底数不清,国家共出经费3.3亿元拨给中国气象局测量各地风能,把得出的风向资料提供给投资者参考:哪些地方可以建风电场。很快,各地都开始筹建大型风场。

业内人士称,目前我国电源项目与配套电网项目在规划、核准及建设不同步的现象依然存在。在电源和电网项目均实行核准制时,国家对电源项目和配套电网送出工程分开核准,存在出现电源项目已进入核准环节,而送出工程尚未取得“路条”的情况。

风电大基地的理想曙光很快便照进了现实,甘肃、内蒙古等传统老牌风电省区的风电装机总量迅速扩大。尤其是内蒙古1644.44万干瓦的装机量,让其他区域望尘莫及,中国风电产业步入鼎盛的发展期。

国网甘肃省电力公司表示,为了解决新能源发电消纳问题,甘肃电力严格执行国家相关政策服务新能源发展。对于经过核准的项目,并入电网运行。同时,对于当
地电力市场空间有限、调峰能力不足、跨区通道建设滞后地区的风电、光伏发电项目,履行告知义务:为避免盲目建设造成大规模弃电损失,明确要求在编制电源项
目接入系统设计报告时,加强市场消纳研究,论证项目合理投产时间。

数据显示,到2009年底,风电机组的市场售价迅速走低,国产风电机组的市场价格从2008年初的每千瓦6200元左右下降到每千瓦5000元左右,通用电气、维斯塔斯等外资企业因此承压,风机大幅降价,售价同期下调20%左右,在性价比方面与国产风机相比没有明显优势可言。

跨区域外送成为新能源消纳途径之一

此外,“十一五”期间我国风电呈爆炸式增长,风电装机容量连续5年实现翻番,增长速度远高于同期世界平均水平。

从全国来讲,新能源的消纳机制尚不是很完备,成为我国新能源开发建设仍面临富集资源无法转化利用的瓶颈和障碍之一。一方面资源富集的“三北”地区,当地
消纳能力不强,不得不“弃风弃光”;另一方面受跨区特高压输送通道建设滞后影响,电网无法按规划实现电能向“三华”地区的输送。

2010年,全国风电占全社会用电量比例达到1.36%,基本与美国相当。蒙东、蒙西、吉林风电发电量占全社会用电量的比例分别达到21.2%、8.7%、5.6%,接近、达到甚至超过德国、西班牙和丹麦等风电发达国家,风电利用率达到世界较高水平。截至2010年年底,我国风电装机总容量达到4473.3万千瓦,成功超过美国,成为世界第一。

“华东
等地区是用电大户,也是缺电的。把新能源消纳机制建设完备,让新能源富集地区的西部地区新能源得以有效输送,而缺电的省份也能够受益,从而促进新能源的消
纳。”为此,甘肃省电力公司风电中心主任汪宁渤建议,国家可以出台促进新能源在更大范围内消纳的政策。比如,可再生能源在全国范围内消纳的政策和配额机
制,鼓励全社会接受和消纳可再生能源,建立大规模可再生能源基地远距离输电配套电网建设的补偿机制。

「失控的产能」

加快配套电网建设,能够尽快解决甘
肃新能源在330千伏及以下电网送出受阻的问题。甘肃已在建设±800千伏特高压直流外送工程、750千伏和330千伏输变电工程,分别于2015—
2017年期间投产运行。今年6月,酒泉—湖南±800千伏特高压直流输电工程正式开工,该条输电线路建成之后,年输电量将达到450亿千瓦时。工程建成
投运后将促进甘肃能源基地开发,扩大新能源消纳范围,加快资源优势向经济优势转化;满足华中地区用电需求,提高电网接纳清洁能源能力,改善大气环境质量。
工程建成后,甘肃新能源窝电受困局面有望扭转。

为扶持风电国产化,主管风电项目审批的发改委下放了一定范围内的审批权,规定“装机规模在5万千瓦以上的风电项目须获得国家发改委的核准,5万千瓦以下的只需要在省区级发改委核准”。为了绕开发改委的审批,各地将10万千瓦的项目分两次批,批出多个4.95万千瓦的项目,“4.95现象”让发改委颇为尴尬。

尽管新能源并网消纳还存在不少难题,但是,受访的业内人士对新能源发展的前景依然保持乐观。未来随着新能源并网政策的完善和外送通道的建成,“弃风弃光”的现象会逐步减少。

通常,经由国家发改委审批的风电项目,国家电网公司需保证接收,而地方审批的4.95万千瓦项目,有的并不在国家电网公司的规划范围内,这就出现了风电开发商在山包上立起风机,却不被电网公司接收的情况。

风电场规划建设无序,导致风电开发规模野蛮生长,难以控制,很快便陷入产能过剩。我国用电负荷中心地处东部沿海地区,而风电基地主要位于“三北”地区,电力生产和消费布局在地理空间上存在巨大的不对称性,为风电发展和电力输送带来了极大的困扰。

而“建设大基地,融入大电网”是我国风电开发利用的主要模式。伴随着风电装机规模的突飞猛进,因未充分考虑消纳问题,未建设配套的输电设施,在本地无法消纳的情况下,又缺乏跨省特高压输电通道,并网、送出难题接踵而至,风电资源丰富的“三北”地区多个风电场深陷“弃风”泥淖。

实行“千万级大基地”政策的第二年,2009年,在全国2601万千瓦的风电装机容量中,并网风机仅为1613万千瓦,国内风电30%-50%的产能处于闲置状态,部分地区弃风率甚至一度达到接近100%。

2010年是国内风电产业的重要转折点,风电产业的主要矛盾由追求大规模和高速度的风电装机量,转向如何平衡消纳与建设速度之间的矛盾。据统计,该年全国弃风量不断恶化,达到了39.43亿千瓦时。

更为“沉重”的是,2011年,正值“三北”陆上风电建设如火如荼的一年,同时也是继2009年风机质量问题后,事故爆发最为频繁的一年。一直被高速发展暂时掩盖的问题集中爆发,多起大规模风机脱网事故引发电网对风电安全性的担忧,无疑成为弃风限电的一大因素。

据不完全统计,2011年我国风电弃风量超过100亿千瓦时,相当于损耗330万吨标煤。从统计数据来看,单就甘肃、内蒙古、吉林和黑龙江四省的弃风量,就达到全国弃风总量的50%。

2012年,弃风限电问题恶化,到达“抛物线”顶点,弃风率达到17%。国家能源局数据显示,全国限制风电出力的弃风电量达到约200亿千瓦时,比2011年的弃风电量翻了一番,占2012年实际风电全部发电量的20%。个别省(区)风电利用小时数下降到1400小时左右,造成直接经济损失在100亿元以上。限制风电出力最严重的地区仍集中在风能资源富集的“三北”地区。

2015年我国弃风量达339亿千瓦时再创新高,平均弃风率达到15%,“三北”地区弃风电量占全国总弃风电量的99.9%。国家大力打造“风电三峡”主力军的甘肃,弃风率接近40%,居全国首位。因“遭受区域性整体限电”,多家风电企业陷入净亏损。据统计,当年弃风电量对风能企业造成的直接经济损失达183亿元。金风科技位于新疆某处风电场的弃风率达到40%以上,仅一家电场的损失就接近5亿元。

十年后的今天,大部分风电基地建设进度基本达到了规划规模,但“弃风”问题也愈发恶劣,有限的市场终难以承受“风电三峡”之重。

为遏制“弃风”,国家能源局于2017年2月和5月两次发布了风电建设、投资红色预警,明确内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆等6省区被列为2017年风电开发建设红色预警区域,覆盖了七大千万级风电基地所在省区中的4个。《能源》记者梳理了七大风电基地现状,有的千亿元投资被闲置,有的机组弃风率高达70%,有的项目盈利率低,有的夜间风力发电全停成为了常态。

发电公司认为,如果不建立全国电力市场消纳风电的机制,不解决边远地区风电送出通道问题,无疑是把风电这个刚出生的孩子遗弃,或者说是在刚刚出土的风电幼苗上压一块大石头。

但大规模风电并网将大量风电机组通过联络线汇集后接入电网带来较大的安全隐患,电网企业对风电上网存有排斥心态。国家电网出于安全考虑推行其自定的技术标准,风电场被限制出力的现象在蒙东、吉林等地电网频频出现,风电场发电被电网全额接收成为奢望。

「破解“弃风”难题」

十年间,“弃风”问题深深地困扰着风电行业,因安全问题遭受局部电网“卡脖子”以及跨省跨区通道输送能力不足成为制约新能源消纳的两大“拦路虎”。因此,优化电网结构,加快新能源送出及跨省跨区输电通道建设,提供坚实的物质基础保障迫在眉睫。

目前,我国已经着手加快远距离高压输电线路规划和建设,加快特高压跨区电网建设,构建坚强的“三华”同步受端电网,以实现“三北”地区风电在全国范围内统筹消纳。国网公司也于2017年初推出20项措施,明确提出到2020年根本解决新能源消纳问题,将弃风弃光率控制在5%以内。

“弃风”问题的解决,需囊括发电、输配电及用电在内的各环节的共同努力。而剥开风电自身的间歇性、波动性特点,以及电力系统缺少消纳风电能力的表皮,愈演愈烈的“弃风”现象并不完全归咎于产能过剩、电网接收困难。其中所涉关系、利益错综复杂,风电大规模输送和消纳是技术挑战,更是利益机制问题。

对于电网公司而言,我国不少风电场距离电网主线路有上百公里,甚至几百公里,线路投资动辄数亿元,巨大的投资额是一个很大的负担。此外,由于风电发电量较小,约相当于火电同等装机的40%左右,在相同电网等级条件下,对风电的线路投资会在很大程度上影响电网的投资效益,影响电网企业投资风电线路的积极性。

除此之外,机制问题也脱不了干系。煤电助力地方政府的GDP和财政收入,在煤价下滑的大背景下,只有让火电多发电,才能提升当地煤炭的销售。一些地方政府出现了运用行政手段限制风电出力,变相压低可再生能源上网电价的行为,甚至关停可再生能源电场站“弃风救火”,为传统火电行业提供优惠,致使弃风率攀升、恶化。“利益的博弈很难解决,在不完全竞争领域要用一些行政手段”,一位不愿具名的风电从业者对《能源》记者表示。

解决之道在于理顺、协调各方利益关系,利益相关方共同努力才能应对和解决“弃风”难题。

在政府层面,需做好全国范围内的统一规划,将风电产业发展纳入电力发展统一规划,保持均衡且合理的开发节奏,并在制定国家宏观规划时与地方政府协调好;另外,严格的并网技术标准和管理规范是提高风电消纳利用的必要前提,需重视技术标准和管理规范。

此外,还需出台优惠政策激励,建立风电辅助服务的定价和补偿以及接入系统及输电投资回报机制,并促使“弃风”问题在风电开发商和电网运营商间达成共识;加强调峰电源建设,对风电科学调度、风电送出通道给予投资补贴。

值得一提的是,具有准确预测能力、调峰调频电源保障、安全稳定电网调控能力优点的智能电网是解决“弃风”问题的重要抓手。电网公司也需承担支持清洁能源发展的责任,扩大联网范围和强度,提高电网智能化水平,以适应大规模风电接入电网的要求。

“弃风”的沉疴旧疾一时难以根治,为了让风电更好地发展,分散式风电成为风电发展重头戏,与风电大基地“两条腿走路”。相较于集中式风电,分散式风电靠近负荷中心,易于就近消纳,且一般不用新建升压站,距离接入站较近,能够节省输配电设备费用,可有效降低远距离输电损耗,改善电网末端的电能质量。

目前,分散式风电已成为风电装机的重要增量,并迎来了政策密集期:“十三五”以来,国家明显加大了对分散式风电的支持和引导力度,同时地方政府也纷纷响应,新疆、内蒙、河南、河北等地均出台相关文件加快分散式风电的开发建设,2018年或将成为分散式风电发展元年。

利好的是,随着风资源的改善,在国家大力解决“弃风”难题之下,2017年我国风电消纳问题持续改善。业内普遍认为,弃风率已经下降到一个较为合理的区间。

国家能源局披露数据显示,2017年,全国弃风电量和弃风率实现“双降”:全国风电弃风电量同比减少78亿千瓦时,弃风率同比下降5.2个百分点,西北地区弃风限电持续改善,消纳能力明显提高。“红六省”除新疆、甘肃外,弃风率均已低于20%的红色预警线,其中甘肃弃风率下降幅度最为明显,达到10个百分点。其余五省也有不错的改善成效,弃风率下降幅度均达5%左右。

业内预计,“红六省”新增装机禁令有望逐步放开,宁夏、内蒙古、黑龙江的弃风率大致降低到了8%、16%、14%,或有望在18年率先解禁新增风电装机,贡献可观的装机增量。以宁夏为例,于2016年新增风电装机1.16GW,同比几近腰斩的宁夏回族自治区,2017年11月以来核准风电项目达1.9GW,红色预警限制基本消除,2018年宁夏新增装机有望迎来反弹。

值得一提的是,多个特高压项目将于2018年前后陆续投运。2017年下半年,蒙西蒙东相继有3条特高压输电线路投入运营,2018年上半年,新疆也将新增一条更大容量的特高压输电线路。随着特高压持续建成,弃风率有望进一步下降。

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