中國正經歷史無前例的能源轉型。隨著煤炭消費已于2013年達峰，中國正致力于發展清潔能源、逐步替代煤炭，并以低碳能源推動未來發展。清華-布魯金斯公共政策研究中心4月9日推出“中國能源轉型”系列報告第二篇——《深化電力體制改革解決棄風限電問題》(“Fixing Wind Curtailment with Electric Power System Reform in China”)。
棄風是指由于某些原因，調度機構減少可以正常運行的風能裝機的電力上網時間，造成已并網風力發電機閑置的現象;棄風并不包括因風機自身設備故障原因而造成的發電限制。
當前，中國的棄風問題已經造成了巨大的經濟和能源效率損失。僅2016年，棄風電量就達到了497億千瓦時，這甚至高于總人口達1.63億的孟加拉國在2016年的總用電量(490億千瓦時)。
如果被棄的風電全部可以上網，替代燃煤發電，ji因此而減少4200萬噸的二氧化碳排放(相當于2016年保加利亞的全年排放量)。在當前電力體制改革的背景下，解決棄風問題有助于中國的電力體制朝更加可再生能源友好的方向過渡。
報告應用電力管理體制的框架來解釋棄風問題，并嘗試尋找問題的制度性根源。通過在甘肅省酒泉市和蘭州市實地調查以及對不同利益相關者和風電專家的訪問，研究人員發現電力管理體制的碎片化是中國棄風問題最根本的制度原因。
報告建議：
1、要依托于可再生能源配額制，盡快建立區域性的電力現貨市場，打破省間壁壘。
2、依托當前的電網區域劃分，建立華南、華東、華中、華北、東北和西北六個區域電力現貨市場。
3、引進現貨產品，促進可再生能源參與市場競爭。
4、建立統一的區域現貨交易系統。
從輸送限制阻礙轉為省間壁壘
甘肅酒泉市風資源非常豐富，風速波動范圍在4.0-12.0米/秒間，盛行風速5.0-6.5米/秒，鮮有破壞性風速，并且多數地區的風功率密度大于150瓦/平方米。此外，由于沙漠地區土地征用成本較低，酒泉風能的開發成本遠低于全國其他地區。一些風電開發商認為，酒泉是中國大型風電開發的最佳地區。不過，一個較大的缺陷是它距電力負荷中心的距離較遠。
2005年，酒泉市政府制定了風電發展戰略，并向甘肅省發改委和國家發改委提交了建設1吉瓦(等于一百萬千瓦)風電基地的計劃方案，但后者并未批準該項計劃。然而，隨著中國《可再生能源法》于2006年1月1日生效，情況很快就發生了變化。該法引起了風電開發商和地方政府的極大熱情。2007年7月，時任省委書記親赴酒泉實地考察，表示支持酒泉的發展戰略，并提出要把酒泉建成省級風電基地。
同年9月，一批中央政府官員視察了酒泉，當地政府順勢提出了酒泉風電基地發展戰略。 同月，國家能源局頒布國家戰略建設大型風電基地，并要將這些能源基地納入區域電網。2008年初，酒泉被批準為中國首個千萬級(10吉瓦)風電試驗基地，20余家發電公司與酒泉市政府簽訂了投資合同。
至2010年，酒泉風電項目及相關制造業投資達到223億元人民幣，稅收收入達到1.94億元人民幣，創造了8000多個就業崗位。在風電發展帶動下，酒泉的GDP排名從2005年的甘肅省第四位上升到2010年的第二位。
酒泉風電基地建設分兩期進行(見表1)。首期規劃裝機容量為3.8吉瓦，計劃于2009年至2010年間完工。根據市政府安排，第一階段的建設工作應于2010年，即“十一五”末期完成。若將裝機規模和天氣因素造成的施工中斷考慮在內，時間非常緊張。然而，如果能在2010年內完成第一階段規劃，酒泉市政府則可以在“十二五”國家風電開發規劃中爭取更高的份額。因此，從2009年到2010年，地方政府加速推進風電場建設，冬季中工程建設也未中斷。然而由于趕工而無法保障工程質量，造成了大面積風機脫網的嚴重事故。加上各種整改措施，酒泉一期事實上在2012年才完工。
表1: 酒泉風電基地建設計劃
盡管如此，早在2009年酒泉市就開始出現棄風限電現象。2008年，當地電網的風力外輸能力不足500兆瓦，遠低于未來電力外輸的必要水平。因此，在酒泉風電基地的規劃中包含新增兩條750千伏輸電線路，將酒泉的風電輸送至西北電網。第一條輸電線路完成后交付容量將增加到2.6吉瓦，滿足規劃電力容量的輸電需求。
可是，甘肅省政府又批準了35個風電項目，第一階段的總裝機容量達到5.5吉瓦，遠超出原先3.8吉瓦的目標。因此，2010年的限電率達到30-40%，即使在第一條輸電線路完成、2011年建設暫緩后棄電率仍保持在20%以上(見表2)。
表2: 酒泉市2008 - 2016年風電消納情況(單位:兆瓦)
輸電線路建設并沒有和風電場的發展協調一致。2011年，盡管第一階段規劃尚未完成，酒泉政府仍然開始推進風電場第二階段建設。為了應對風電場的無序擴張，國家能源局出臺了《風電開發建設管理暫行辦法》，以限制“十二五”期間風電發展的速度和規模，并要求風電項目審批必須符合國家整體規劃。
歷經一年的談判，酒泉第二階段工程分為兩批進行，第一批計劃建設3吉瓦，第二批5吉瓦。2012年9月，國家能源局批準首批建設方案，并規定只有在輸電問題解決后才能批準后續項目。次年，第二條750千伏的傳輸項目投入使用，輸出能力增加至5.68吉瓦。然而，酒泉的風電總裝機容量至此已達6吉瓦，太陽能光伏發電裝機容量也達到1吉瓦。同時，西北地區其他城市的風能和太陽能設施也與酒泉共享輸電線路，大量新能源電力的同時上馬進一步加劇了輸電系統的負擔。
2015年第二階段第一批風電建設完成后，限電情況最為嚴重。作為回應，國家能源局停止了甘肅、新疆、內蒙古等省的風電項目審批和建設。雖然第二批酒泉風力發電項目的初期工作已經開始，但由于風電限電情況嚴峻，風電場的建設仍舊被迫推遲。有關方面繼而將希望寄托于在規劃中、從甘肅酒泉到湖南株洲的800千伏特高壓直流輸電工程。
2010年，甘肅省和國家電網公司計劃建設一條向華中地區輸送電力的特高壓跨區輸電線路。第二年，甘肅、湖南兩省政府在國家電網公司的支持下簽署了《湖南甘肅兩省送電框架協議》。由于對特高壓技術的分歧，國家發改委在2015年之前未批準該項目。不過，輸電線路終于在2015年開始建設，并于2017年投入使用。
然而，華中地區受電省份卻不再面臨電力供應的短缺。2011年至2016年，發電企業在湖南省新裝了12吉瓦的火力發電機組，其增加量達到該省2010年發電裝機的40%。該地區其他省份也進行了類似規模的火力發電能力建設。因此，現在電力供應充足的受電省份不愿意再接受電力進口。而最新報告表明，通過特高壓線路輸出的電力遠低于甘肅省的預期。據國家能源局統計，甘肅省2017年發電限電率仍高達33%。
從電力產能過剩到需求減弱
酒泉是甘肅省十四個地級市之一。報告指出，目前的酒泉限電問題需要放到甘肅省和整個西北地區的能源生產背景下才能理解。
甘肅省政府于2009年首次提出成為國家能源基地，并向其他省份提供清潔能源。同時，西北地區五個省份中有四個在“十二五”規劃中被定位為國家能源基地(如鄂爾多斯盆地能源基地和新疆能源基地)。考慮到西北各省持續增加的電力生產能力，如果沒有相應配套的跨區輸送工程，電力部門的產能過剩不可避免。
綜上所述，報告認為導致甘肅省2009年至2014年風電削減的四個因素除了輸送限制外，還有調峰問題、產能過剩及需求不足問題。
2014年9月之前，由區域電網公司西北電網負責調度西北五省的風電場。由于風力發電的間歇性，青海省的水電常被用于風電調峰。然而，2014年9月，風電調度權由區域電網公司轉入省級電網公司，反而加劇了甘肅省的電力調峰問題。在此之前，酒泉風電基地計劃未提及這一問題。此外，甘肅省“十二五”能源發展規劃中，也缺乏風電容量增長與系統調峰的細節方案。
從2015年起，風電發展主要問題從供給端轉向了需求端。甘肅省內逐漸放緩甚至下降。同時，受電省份的需求也顯著放緩。
電力決策權力分散亟待解決
報告還梳理了吉林省通榆縣風電基地發展的案例，與酒泉案例作比較發現存在同樣的監管問題：
1)2011年之前，風電項目審批權限分散(體現在省級計劃與國家計劃不匹配)是導致局部供應過剩和間歇性輸電限制的主因。
2)由于“十二五”期間電源與電網規劃缺乏協調，西北、東北地區跨區輸電線路的審批和建設遠遠落后于電力項目。
3)為保護地方經濟利益，由各省主導的能源決策造成了電力交易的省間壁壘。
報告認為，中國電力管理體制的碎片化主要存在于縱向和橫向兩個維度。
縱向來看，中央政府和省級政府各自具備電力決策權：中央政府制定國家政策，各省制定轄區內的發電和用電計劃。在橫向維度，中央和地方政府各部門之間的責任分散，各個部委或部門內部的決策權甚至會進一步分散。此外，國有電網公司和發電公司具備強大的議價能力，可以影響電力決策。中央政府和地方政府之間權責分散、導致協調難度很高。
2011年以來，全國統一的年度風電發展計劃有助于解決項目審批權力分散的問題。2016年，國家發改委和國家能源局出臺了統一的電力行業發展五年規劃，隨之結束了此前10年間各種電源和電網規劃分散的情形。盡管如此，省間壁壘造成的跨省交易障礙仍未得到有效根治。
報告建議成立區域電力現貨市場，旨在打破省際壁壘并實現更廣泛的電力資源優化配置。區域電力現貨市場僅針對現貨產品，根據市場情況，產品按時間可以日前、周末、半小時或小時劃分。此外，為了獲得地方政府支持，在建立區域電力現貨市場的同時，應該保留省級市場作為中長期交易平臺，便于地方政府配置省內資源。
首先，依托當前的電網區域劃分，建立華南、華東、華中、華北、東北和西北六個區域電力現貨市場。國家能源局和發改委應發揮主導作用。區域電網公司則應負責建設電力交易平臺、交易機構和調度中心。
其次，引進現貨產品，促進可再生能源參與市場競爭。區域交易機構應提供有關可再生能源交易申報、預測和更新的靈活機制。同時，國家能源局和國家發改委應要求可再生能源也提供系統調峰服務。在初期階段，區域現貨市場可以服務于風電和其他電力的增量交易。
再次，建立統一的區域現貨交易系統。區域性交易機構應該建立連接區域和省級交易平臺的接口標準，省內和省間現貨交易服務應同時提供。此外，國家能源局和國家發改委應制定明確的時間表逐步退出省級發電和用電計劃管理。最終，所有現貨交易都應在區域市場進行，中長期交易在省級市場進行。
從長遠來看，中國應進一步推進電力市場改革，建設可再生能源友好的電力市場，重點建設電力交易的輔助服務機制。根據中國基于資源型風電戰略，政府應設計跨區域輔助電力服務機制，以滿足大規模跨區域電力輸送的需求。由此，通過日漸成熟的電力市場機制徹底解決風電限電問題。