曾因較高棄風率而被限制新增風電的三北(西北、東北、華北)地區，正在迎來新一輪風電大基地建設高潮。

　　三北地區擁有中國80%的風電資源，十年前就涌現出了多個風電大基地，但這些基地隨后幾年里卻因為高棄風率成了風電行業的反面案例。如今三北地區再次掀起大風電基地建設高潮，讓業內人士擔憂會重蹈覆轍。

　　因為電網必須實時平衡，因電網消納能力不足而被迫放棄的風電，稱為“棄風”。2015年前后，三北地區的風電大基地由于外送通道短缺、當地消納不足，棄風率達到峰值，平均棄風率超過20%，部分地區棄風率一度接近100%。

　　本輪建設高潮從2018年12月開始，國家電力投資集團有限公司(下稱國電投)旗下內蒙古烏蘭察布風電基地一期600萬千瓦項目獲得核準。2019年，風電大基地名錄進一步擴容，中廣核集團旗下內蒙古興安盟300萬千瓦平價風電項目等多個大基地陸續獲得核準。

　　據咨詢公司伍德麥肯茲統計，目前中國規劃和建設中的風電項目總容量超過1億千瓦，裝機總量已接近現有風電裝機量的一半。國家能源局資料顯示，截至今年6月底，中國風電累計裝機量為2.17億千瓦。

圖1：三北地區棄風率變化 數據來源：根據公開資料整理

　　業內人士擔憂，新一輪風電大基地的電源建設規模已大于電網建設規模，將再次出現棄風限電的情況。“未來幾年里，三北地區棄風限電將是必然的。”原中國國電集團公司黨組成員、副總經理謝長軍對《財經》記者說。他認為，此前“先建設后解決消納問題”的大基地模式不應該再繼續，它不利于風電產業高質量發展。

　　風電大基地2.0

　　隨著中東部、南部風電資源的緊缺，以及風電去補貼的推進，風資源和建設成本均占優勢的三北地區重新成為風電開發熱土。

　　與上一輪大風電基地集中在新疆、甘肅不同，這一輪風電大基地建設的主力軍出現在內蒙古。伍德麥肯茲近日發布的《2020年中國風電市場展望》稱，目前中國有超過25個陸上風電基地項目處于規劃和建設中，總容量超過1億千瓦。除四川涼山風電基地以外，這些大基地均分布在三北地區，超過45%的基地規劃在內蒙古。

　　內蒙古之所以成為此輪風電大基地聚焦點，除了其具有全國最優風資源之外，還與其在三北地區里率先擺脫紅色預警有關。

　　國家能源局于2017年叫停了三北地區的風電建設，將內蒙古、甘肅、新疆、黑龍江等六省區設為風電開發建設紅色預警區域，停止新增風電裝機核準。2018年、2019年，內蒙古連續兩年跳出紅色預警區，轉變為風電開發橙色預警區。而甘肅，新疆直到2020年才摘下紅色預警的帽子，轉變為橙色預警區域。

　　降級為橙色預警區之后，新疆、甘肅也開始醞釀建設更多的風電大基地。今年3月，新疆和甘肅分別發布了重大投資項目計劃，其中，新疆計劃投資準東新能源基地項目和新疆平價上網示范項目，規模超過500萬千瓦;甘肅計劃投資酒湖直流工程配套外送風電項目和通渭風電基地20萬千瓦風電場建設項目，另外還有總規模達500萬千瓦的兩個風電基地待建。

　　伍德麥肯茲中國風電市場高級研究顧問李小楊對《財經》記者表示，預計從2020年到2029年，中國風電行業將有超過2.5億千瓦的新增裝機，大部分風電基地項目將集中在未來五年開建和并網。風電大基地項目多位于風速較好且易于吊裝的區域，度電成本較低。

　　三北地區擁有的技術可開發風電資源占全國的80%。截至2019年底，三北地區的裝機容量占全國70%。棄風限電的情況近幾年逐漸好轉，2019年全國平均棄風率4%，同比下降3個百分點。

　　三北地區的風電大基地建設卷土重來雖合乎情理，但多位接受《財經》記者采訪的業內人士認為，風電大基地的建設速度過快，面臨失控風險。

　　謝長軍表示，從中國的資源稟賦看，三北地區的確應該是風電開發的主戰場。但是，當前三北地區的外送通道仍然不足，風電大基地建設速度過快，必然會提高棄風限電風險。地方政府和發電企業對風電開發的熱情，要建立在具有配套設施的基礎之上，否則就會重蹈覆轍。

　　北京瑞科同創能源科技有限公司副總經理宋軍也認為，目前三北地區風電大基地項目的規劃與建設速度過快，外送通道和當地消納能力明顯不足。但他同時認為“這些宣布規劃建設的項目，建成并網的時間是可控可調整的。發電企業在三北地區規劃建設風電大基地更多地是為了提前搶占資源。”

　　此輪大基地建設高潮，最受關注的是國電投旗下位于內蒙古烏蘭察布的600萬千瓦風電項目。該項目是全球單體規模最大的陸上風電項目，也是國內首個大規模可再生能源平價上網示范項目，于2019年9月開工，計劃于2020年底前并網發電。

　　知情業內人士告訴《財經》記者，國電投在內蒙古的多個項目所屬員工此前已調至烏蘭察布項目，該項目建設進展較為順利。消納方案此前已作出規劃，但具體落實情況不明。

　　國電投集團未回復《財經》記者關于烏蘭察布項目的采訪請求。

圖2：規劃和建設中的風電項目 資料來源：伍德麥肯茲咨詢有限公司

　　特高壓外送真的靠譜嗎

　　業內人士認為，當前以及中短期內，三北地區的風電消納難度不亞于幾年前。

　　根據國家能源局的相關規定，風電開發橙色預警區域的新增風電項目，須是利用跨省跨區輸電通道的外送項目，或者落實本地消納措施的平價項目。從三北地區的電力供需情況看，新增的大基地項目大多將通過特高壓輸電線路，外送至中東部和南方地區。

　　特高壓輸電線路因其投資巨大、輸送效率存爭議，建設速度并不快。據彭博新能源財經統計，截至2020年上半年，中國已全面投運的特高壓輸電線路共21條，總輸電能力約合1.54億千瓦。2019年，全國特高壓輸電線路的平均利用率為53%，風電和光伏占其輸電量的比重從四年前的4%增加到了13%。

圖3：特高線輸電線路分布圖資料來源：興業證券

　　據彭博新能源財經統計，目前在建的特高壓輸電線路共7條，總輸電能力約0.45億千瓦，目標投產時間為今年或 2021年。另外，新基建目標下還有9條處于不同規劃階段的特高壓輸電線路，總輸電能力為0.62億千瓦，有望在2025年前投產。

　　謝長軍表示，特高壓輸電線路建設速度在加快，但與規劃中的三北地區風電大基地規模相比，缺口仍然很大。一些地方政府和發電企業在新建風電項目前，并沒有遵守先落實消納通道的原則。

　　除了投資巨大、效率存疑，反對者還認為特高壓輸電線路“點對點”的僵直外送模式是不可取的。僵直外送模式是指不參與本地電力平衡，也很少隨著目標地電力需求變化而調整的穩定外送模式。

　　歐美地區的電網基本是網狀電網，幾乎不存在“大飛線式”的長距離“點對點”“點對網”的特高壓輸電線路。卓爾德環境研究(北京)中心主任兼首席經濟師張樹偉對《財經》記者表示，任何電源都應該首先并入本地電網，然后以網對網的方式外送，這樣才是可持續且經濟有效的模式。

　　以物理平衡的視角看，大基地外送風電的輸入地并不是一直缺電，只是在某些尖峰時刻局部缺電，這意味著這種僵直外送的電力，在某些時候的價格高于其價值。因此，特高壓外送通道如果達不到設定的利用率、風電外送的實際成本將遠高于設定水平。

　　隨著電力需求過剩的加劇，以及風光裝機比例的提高，“特高壓僵直外送模式帶來的低效率和高成本損失將日益明顯”，張樹偉說。他認為，大基地模式屬于“強買強賣”，應立即停止。同時，要改變當前僵化的調度范式，構建“網對網”的外送模式。

　　新能源電力并網成本的上升已引起越來越多的關注。這也是未來影響風電大基地外送的重要因素。

　　中國人民大學應用經濟學院助理教授鄭?認為，新能源電力的消納會對電網的安全性和穩定性帶來負面影響，產生更多的消納成本，這一成本將隨著新能源裝機比率的提升而逐漸增加。在肯定新能源發電的正外部性的同時，也要客觀評估其對電網造成的消納成本。業界應合理規劃新能源裝機、建立健康的成本分攤機制，才能更好消納新能源。

　　目前機制下，電網企業對新能源電力消納的積極性不高。為了提高電網系統對新能源的消納能力，風電大基地項目幾乎都被要求配建火電調峰機組，或者儲能項目。綠色和平資深項目主任張文佺對《財經》記者表示，無論是配建火電還是儲能項目，都增加了大基地風電開發的成本。這樣控制了棄風率，卻違背了建設大基地項目低成本的初衷，降低了風電外送的經濟性。

　　而如果不配建火電或儲能項目，棄風限電造成的損失將由發電企業自行承擔。國家能源局《關于烏蘭察布風電基地規劃建設有關事項的復函》指出，如風電投資企業在配套輸電通道工程核準前開工建設，由此造成的無法送出或限電問題由風電投資企業自行承擔相應損失和責任。

　　電力過剩，火電風電光電競爭加劇

　　特高壓外送通道的短缺可以通過時間慢慢彌補，而全國電力供應過剩的趨勢，則是風電大基地項目更難解的難題。

　　對于上一輪風電大基地棄風限電的原因，國家發改委原副主任、國家能源局原局長張國寶生前曾撰文稱，表面上看起來是因為外送通道的短缺，根本原因則是電力需求增長乏力。

　　與上一輪風電大基地建成時相比，目前全國電力過剩的狀況更加嚴峻。中國社科院兩年前發布的《中國能源前景2018—2050》報告就指出，中國的能源需求總體已經達峰;未來30年，電力需求將呈現下降態勢。中國東北、環渤海、西南地區已經出現電力過剩，未來全國電力供應將進一步過剩。

　　以國電投烏蘭察布600萬千瓦風電基地為例，該項目所發電量將通過500千伏交流通道跨區域輸送至京津冀電網，每年將為京津冀地區輸送約200億千瓦時電量。“華北電網本就不缺電，再接入這么多的風電，將如何消納?“多位業內人士對《財經》記者表示了擔憂。

　　中電聯發布的報告稱，2019年全國電力供需總體平衡。東北、西北區域電力供應能力富余;華北、華東、華中、南方區域電力供需總體平衡 。

　　李小楊表示，風電消納最大的挑戰就在于受電端省份并不愿意接受區外來電。向外省購買可再生能源電力所獲得的收益有限，受電端省份更傾向于投資建設本土可再生能源項目。這也有利于降低因遠距離輸電而產生電網低效運行的風險。因此，風電消納還需要各級政府以及相關部門出臺政策給予支持。

　　另一方面，業界希冀風電裝機的快速增長能加快替代火電的步伐，但事與愿違，今年以來，全國火電投資的增長速度更快。

圖4：2020年1到7月新增發電裝機容量 數據來源：國家能源局

　　國家能源局發布的全國電力工業統計數據顯示，今年1月~7月份，火電新增裝機高達2580萬千瓦，同比新增了726萬千瓦，居所有電源新增裝機之首。

　　除了面對火電的競爭，風電大基地項目未來還要與東部海上風電，以及光伏發電競爭。謝長軍認為，中國海上風電成本逐年下降，有望在五年左右擺脫補貼，達到平價上網水平。屆時，大基地外送的風電將進一步降低競爭力。

　　伍德麥肯茲報告稱，中國光伏累計裝機容量將于2020年首次趕超風電累計裝機量。2019年，光伏項目的度電成本首次低于陸上風電項目。預計2025年后，光伏與風電的發電成本均低于煤電，這兩種發電技術之間的競爭將會加劇，尤其是在風資源與光伏資源豐富的省份。