电力消纳问题困扰风电开发与利用太久了，今年“风电消纳问题”更是成为了国家给指标、给补贴的重要考量。
为了解决电力消纳问题，2016年风电投资监测预警机制诞生，目前《2020年度风电投资监测预警结果》已经出炉。五年过去了，风电消纳进展如何？
风电消纳已有改善，各级政府动了起来
根据风电投资监测预警机制规定，被列为红色的预警区域，将停建所有风电项目，被列为橙色的区域，每年不能新增建设项目，只能建设存量项目。被列为绿色的区域，可以正常开展风电建设工作。
在风电投资监测预警机制的干预和各级政府、风电开发商等各方面的共同努力下，近年来我国风电消纳问题得到了很大程度的缓解。
国际能源网/风电头条（微信号：wind-2005s）从国家能源局的弃风数据发现，全国平均弃风率已经呈明显向下的趋势，弃风率从2011年的16.23%下降到2019年的4%，弃风率得到持续性的减少。风电平均利用小时数稳步上升，近两年平均利用小时数则连续两年保持在2080小时以上，接近2100小时。
可以看出，消纳难的地区恰恰是风资源良好、大力开发的地区，但在风电投资监测预警机制限制下，一些优势风资源区被列为红色预警区，长时间冻结风电项目，此举虽然治标不治本，但在一定程度上的确改善了当地风电消纳难、弃风高情况，也因此拉低了全国整体平均弃风率。
在《2016年度风电投资监测预警结果》中，包括吉林、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆等五省被列入红色预警区域，冀北、蒙西、蒙东三地则被列入橙色预警区域；《2017年度风电投资监测预警结果》的预警结果则在五个红色预警区域的基础上将蒙西和蒙东地区也列入红色区域；《2018年度风电投资监测预警结果》中，红色预警区域剩吉林、甘肃和新疆，橙色预警区域则包括黑龙江、蒙东、蒙西；《2019年度风电投资监测预警结果》中甘肃和新疆成为仅剩的红色预警区域，内蒙古和部分地区被列入橙色预警区域。
在风电项目停滞多年后，甘肃和新疆终于在《2020年度风电投资监测预警结果》中脱离红色预警区域。至此，全国所有省份全部退出红色预警区域，风电消纳取得阶段性胜利。
具体来看，2019年新疆地区弃风率为14.0%，甘肃地区弃风率为7.6%，内蒙古西部地区弃风率为8.9%，虽然退出了红色预警区域，但弃风率仍旧在国家平均弃风率之上。
在可再生能源学会风能专委会秘书长秦海岩看来，三北地区面对的是严重过剩的装机量。三北省份电力装机与最高、最低负荷最大差距达到内蒙古的3.6倍，最小差距也有1.6倍。另外，在传统风电消纳困难省份之外，也存在着如湖南等部分省份风电消纳难度大的情况。
面对风电消纳困难的问题，地方政府已经动起来了。日前，湖南省发改委发布《关于发布全省2020-2021年度新能源消纳预警结果的通知》，吹响了省级新能源消纳预警监测的哨声。
据国际能源网/风电头条（微信号：wind-2005s）了解，目前湖南省全省风电消纳形势相对严峻，尤其在南部、西南部存在较大消纳压力，被划分为红色预警区域，其他地区为橙色或黄色区域，无绿色区域。
尝试“电力交易”和“风电配储能”
面对风电消纳问题，各级政府在引入“电力交易”和“风电配储能”上也花了不少心思。
4月初，湖南电力交易中心更是组织了风电减弃扩需专场交易，并正在规划5月的风电减弃扩需专场交易，将交易常态化。此外，“风电+储能”成为各地积极探索的方向。
据国际能源网/风电头条（微信号：wind-2005s）了解，实际上，早在2017年“风电+储能”就曾经登上过舞台。在青海2017年的风电开发建设方案中，明确要求各项目按照建设规模的10%配套建设储电装置，储电设施总规模33万千瓦（330MW）。在此之后，新疆、内蒙古等省份也陆续增上风电项目配套储能设备。
“风电+储能”的优势在于削峰填谷，最大程度上减少风电的不确定性，保证风电的均衡供电，避免出现大起大落的风电供应情况，真正使风电成为可以信赖的工业用电。同时，缺点也很明显，那就是缺乏经济性。
目前的风储结合技术无非是蓄电池和抽水蓄能等合作方式，这两者的成本都非常大。对于开发成本已经较高、面对风电售电价格走向平价压力的风电开发商来说并非上策。另外，受蓄电池技术限制，储能容量也十分有限。抽水蓄能则需要庞大的土地面积和适当的地形，不具备普适性。
大量特高压项目重启，利好风电消纳
相对于更强调本地消纳的“风电+储能”，远距离特高压更强调将电力进行输送，这或许是“治本”的方式之一。在整体经济发展“常态化”，发改委推出“以工代赈”的“新基建”政策影响下，一大批因资金或其他方面问题而暂停的特高压工程重启。
据国际能源网/风电头条（微信号：wind-2005s）了解，国网公司近日再度调增年度固定资产投资额，最新数字为4600亿元，较年初计划额增长近10％，包括南阳-荆门-长沙交流特高压工程在内的多条特高压工程被明确列入上半年工作重点。
一个不容乐观的现象是，虽然特高压工程建设进展迅速，“西电东送”工程稳步向前，但实际上过去几年可再生能源在整体特高压线路输送中所占比例并不高。
据可再生能源学会风能专委会秘书长秦海岩介绍，2018年我国特高压线路输送可再生能源情况中，九条特高压线路年输送量高达1357.3亿千瓦时，但其中可再生能源仅有386亿千瓦时，占比仅为28%，不到总输送量的三成。
目前特高压外送通道配套基地待建容量为5004.57万千瓦。虽然之前特高压通道中可再生能源占比较低，但在整体规模不断扩大的基础上，通过特高压通道，从三北地区输向工业发达地区的电量将会越来越多。
除了以上方式，值得期待的一点是，“十三五”以来，碳排放交易体系和可再生能源配额制成为了我国摸索解决可再生能源消纳问题的新方向。
在碳排放权市场和跨省区发电权市场的协同作用下，传统发电企业要么在跨省区发电权市场让渡部分发电权给清洁能源，要么购买碳排放权。然而碳排放合理价格在300元/吨以上，对于发电企业来说是一笔巨大的开支，所以让渡发电权成为更经济的选择，而这部分发电权将成为零碳排放的风力发电企业、光伏发电企业等可再生能源企业能够获得的部分。
由于能源供需的不匹配，部分省份目前靠新增可再生能源装机量来获取相对应配额的难度较大，只能通过购买绿证的方式来进行配额的补齐。在一定的配额比例下，配额制能够促进风电为代表的清洁能源进行跨省交易消纳。未来，平价上网电价+绿证交易收入将成为风电开发商获取收益的主要来源。
总的来说，各方都在想尽办法解决消纳问题，并且取得了明显的成绩，一些新的方式也被不断探索与试用，随着能源转型升级的加速推进，风电等可再生能源必将成为时代主角！
