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2017年风电行业“爬坡上坎”，弃风限电有望好转
2017年将是风电行业解决存量弃风限电问题、转而快速增长的过渡时期。
短期内，弃风限电仍是风电行业发展面临的主要问题。综合分析，目前弃风限电主要原因包括受端市场电力需求不足、电力通道资源限制、电力系统调节能力不足、电力辅助服务机制缺失等方面。
今年前三季度，风电弃风电量394.7亿千瓦时，平均弃风率19%，弃风电量超过去年全年总量。一是去年风电抢装行情下，新增33GW装机加剧弃风限电状况，但要好于预期;二是社会用电量增速放缓，风电资源地新增消纳市场有限。
将弃风弃光率控制在合理水平(5%)，是国务院有关部门对能源局、国家电网公司等提出的明确要求。
解决弃风问题目前主要有三种途径：一是通过电力系统内部协调提高新能源调度规模;二是提高电力系统调峰能力(火电灵活性改造、抽水蓄能建设等)，为新能源并网腾挪空间;三是借助电力市场化改革，通过电力现货交易将风电推向市场。
在今年9月20日~10月10日甘肃敦煌文博会期间，国家发改委和国调中心组织协调浙江、江苏、上海、青海等六省市调整输送通道，开展市场交易，临时增加甘肃省新能源外送电量23亿千瓦时。这即是通过电力系统内部调整的方式，增加风电消纳。
按照电力市场化改革时间表，2017 年起，全面开展适应大规模清洁能源发电开发利用的电力节能低碳调度;2018年底前，启动现货交易试点;2020年全面启动现货市场。基于此，可以判断2017年将是风电、光伏参与电力市场交易的开始;加之风电、光伏边际成本低于煤电，预计能在电力市场交易中获得较多的发电份额，进而改善风电项目的盈利水平。
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“十三五”风电规模不封顶，改善电力系统调峰能力
(一)2.1亿千瓦是“十三五”风电底线目标
11月29日，国家能源局下发的《风电“十三五”发展规划》提出，到2020年底风电容量累计并网装机容量确保达到2.1亿千瓦以上，风电年发电量确保达到4200亿千瓦时，约占全国总发电量的6%。从规划出发点来看，国家为风电发展设定底线目标，不是约束目标，实际上是上不封顶。
我国已经向国际社会承诺2020年非化石能源消费比重达到15%左右，15%是一个约束指标。根据国家发改委能源研究所等机构测算，要确保实现15%的目标，除去核电和水电的贡献之外，到2020年非水可再生能源发电电量必须要达到6500亿千瓦时以上。按照目前不同可再生能源电力的平均利用小时数计算，届时风电的并网装机规模至少要达到2.1亿千瓦。
显然，2.1亿千瓦是“十三五”风电发展的最低目标。风电“十三五”规划在描述发展目标是强调“2.1亿千瓦以上”，也表明政府部门对风电行业发展的态度，不对行业发展设限。预计“十三五”期间，每年新增风电装机规模在2000万千瓦以上，每年新增2200-2300万千瓦是风电产业较为链的理想状态。
“15%”的目标倒逼国内能源产业结构调整。根据电力“十三五”规划，2020年非化石能源发电装机需达到7.7亿千瓦，装机占比提高到39%，发电量占比提高到31%;天然气发电装机达到1.1亿千瓦;煤电装机控制在11亿千瓦以内，装机占比降至55%左右。
(二)煤机灵活性改造为风电并网腾挪空间
为解决风电消纳难题，国家“十三五”期间我国将增加电力系统的调峰能力。一是建设抽水蓄能，‘十三五’期间建成1700万千瓦，同时开工建设6000万千瓦;二是建设一部分调峰用气电，规划约500万千瓦调峰气电的建设;三是加大燃煤电站灵活性的改造力度，加大煤电调峰的能力，改造后增加调峰能力4600万千瓦，其中三北地区增加4500万千瓦。
在上述措施中，全面提升电力供应的灵活性，提高电力系统的调峰能力是解决弃风、弃光问题的重要手段。从装机容量和运行特性看，火电机组大有可为。目前火力发电的变负荷能力与丹麦、德国、美国等国家存在较大差距，有很大改善的空间与潜力。
根据华北电力大学的测算，若火电低限负荷达到额定负荷的40%，较原来的50%拓展10%，将腾出容量空间8252万千瓦，相当于我国风电总装机容量的86%(以2014年为例);若火电变负荷速率提高1%，则1台600MW机组变负荷能力提升6MW/min，可用来平抑3台2MW风机分钟级的全幅风功率波动。
FR：能源杂志
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