我国风电产业“弃风”问题的法律应对

文/于文轩 杨芸汀

责任编辑 李冬梅

风能是地球表面大量空气流动所产生的一种可供人类利用的能源，分布地域广泛，蕴藏丰富，是最重要的可再生能源之一。在人类社会早期，人类通常将风能直接转化为机械能，用来碾磨谷物、抽水或风力助航，服务对象多为农业生产和海上交通运输。随着科学技术的进步和社会的发展，人类逐渐认识到煤炭、石油等常规能源对经济发展的约束性及其对生态环境的破坏性，于是开始探求可持续利用的、清洁安全的新能源，以替代常规能源的消耗和减少对环境的负面影响。在此背景之下，风能愈发受到重视。

一、我国风能开发利用现状及问题

风力发电技术是目前产业化成熟度最高、市场竞争力最强、最易实现商业化的可再生能源技术，因而受到了各国的普遍重视。我国是世界上利用风能最早的国家之一，明代已有利用风力驱动帆船、灌溉农田的实践与记录。20世纪50年代后期，我国开始了探索利用风力发电的进程，出台了一系列促进风电发展的政策和鼓励措施，经过数十年的探索与发展，我国风能开发利用取得了巨大进步，成为世界公认的风电大国。

然而，随着我国风电产业的深入发展，问题也不断涌现，其中最重要的问题是“弃风”现象频发。所谓“弃风”，是指在风力条件符合风机正常发电条件的情况下，由于电网接纳能力、输电能力限制或风电出力不稳定等原因，导致风电场部分或全部风机无法上网供电，造成风机暂停发电的现象。[1]客观而言，由于风力发电具有波动性强和可预测性差等特点，“弃风”现象是难以避免的，但频频发生的“弃风”现象会造成风能资源的巨大浪费，导致风电企业亏损，对社会经济造成损失。

二、“弃风”现象频发的原因分析

导致“弃风”现象发生的原因多样且复杂。就我国而言，既有制度层面的深层原因，也有产业本身技术层面的直接原因。

（一）风力发电供需矛盾突出

风力发电与传统能源发电相比，具有随机性和波动性特点，其供给和需求之间的平衡也不易控制。目前，风电供需矛盾主要体现在两个方面。在空间上，风能资源丰富地区的剩余风电无法基于有效的协调机制输送到风电供给不足的地区。如我国传统的风电市场“三北”地区（东北、华北和西北），用电负荷低，但区域内风电装机容量却很高。在用电需求量大的沿海经济发达地区，由于受到地形和气候条件的影响，不易大规模发展风电产业，同时因海上风电发展亦面临技术难度大、投资成本高等瓶颈，因此这些地区的电力供需矛盾最为突出。在时间上，风电大多具有反调峰特点，即夜晚用电负荷处于低谷时段风力发电出力往往较大。[2]加之储能设备目前尚不成熟，这种电能供给与需求的不平衡，是导致风电“弃风”的主要原因。

（二）总量目标设定不合理

总量目标制度，是指一个国家或者地区以法律的形式对一定时期内可再生能源的发展总量做出的强制性规定。[3]总量目标制度在可再生能源法律制度体系中具有极其重要的地位，是政府推动与市场引导原则的具体体现。[4]

就风电产业而言，我国的总量目标显得较为保守。2007年国家发改委公布的《可再生能源中长期发展规划》提出，2010年我国风电装机总量要达到 500万千瓦，2020年要达到3000万千瓦。但据统计，2007年，我国风电装机总量已达到584.8万千瓦，2010年更是远超过预期，达4473.4万千瓦。中国风能协会（CWEA）的数据显示，2013 年，我国除台湾地区外累计装机容量为9141.3万千瓦，同比增长 21.4%。依此增长速度，《可再生能源发展“十二五”规划》规定的到2015年风力发电装机规模1亿千瓦的目标又显保守。由此，总量目标制度不仅未能充分发挥其应有的推动和引导作用，相反在一定程度上还导致了风电爆炸性发展与“弃风”现象并存的窘境。

（三）风电项目与电网项目不匹配

对于我国风电产业而言，风电项目与电网项目不匹配是一个重要的瓶颈。这种不匹配主要体现在两个方面。一方面是风电项目规划和电网项目规划之间不协调，即国家在进行风电开发规划时未将其与电网项目之间的合理有效衔接作为重要的考量因素。风电一度被戏称为“疯电”。一哄而起、不顾电网实际地上项目，使风电核准、配套和送出日益艰难。[5]在此情形下，如何实现风电项目的审批与检测就成为风电产业不得不高度重视的问题。另一方面是风电项目建设与电网项目建设之间不同步。风电项目建设前期审批手续简单，建设周期短；而电网建设则前期审批周期长，手续相对复杂，建设时间长。这使得风电项目与电网工程不易协调。这是造成“弃风”现象的重要原因之一。

（四）风电价格机制有待完善

2009年，国家发改委发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，就风电价格管理作出了规定：陆上风电按照风能资源状况和工程建设条件，制定风电标杆上网电价；海上风电项目上网电价由国务院价格主管部门制定。2014年，国家发改委发布《关于海上风电上网电价政策的通知》，明确了海上风电标杆电价相关措施。但总体而言，风电价格机制仍然不够完善。

一方面，技术基础与产业自身特点导致发电成本高。我国由于未能全面掌握风电设备的核心技术，发电成本较高，由此导致高电价、低盈利。这成为影响我国风电产业健康发展的一个重要的制约因素。同时，风电初始建设投资较大，投入运营后发电量又受制于风力资源的自然状况，可控性较低，由此造成风电价格居高不下，即使在我国目前为风电提供大量补助的情况下亦是如此。相应地，由于风电在能源市场中占有份额不大，又导致风电成本降低缓慢，从而陷入恶性循环的尴尬。

另一方面，固定电价和电量补助存在负面影响。我国风电价格以固定电价为主，辅助以电量补助及税收优惠政策。尽管固定电价定价机制有助于保证区域内风电价格的稳定和风电投资商的利益，在现阶段整体上有利于风电企业的发展，但也存在产量目标不明、市场机制的积极作用无法充分发挥等不足。[6]在电量补助方面，也存在国家对不同地区的风电补贴差异大、补贴资金缺口严重等问题。

（五）全额保障性收购制度作用有限

风电具有间歇性、随机性、可调度性低、可预测度差等特点，因而电网企业并网接纳风电的意愿不高。因此，《可再生能源法》规定，电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务。这就是“全额保障性收购制度”。该制度旨在为可再生能源的消纳和并网提供保障，有助于缓解风电“上网难”问题。但由于近些年来我国风电产业的发展速度远远超过电网发展速度，造成电网消纳困难。加之我国风力资源丰富地区多为偏远地区，风电建设和输送成本较高，强制电网企业全额收购不仅会增加企业的压力，而且风电的大规模并网也会对电网安全稳定造成负面影响。在此情形下，该制度亦无法从根本上解决风电消纳问题。

（六）输送和调峰瓶颈突出

一方面，输送能力不足。近年来我国风电装机量迅速增长，但由于外送电通道建设滞后，输送能力不足，加之输送通道呈现不均衡的分布态势，使得部分地区“窝电”现象加剧，由此加剧“弃风”现象。

另一方面，调峰能力不足。风力发电所固有的不稳定性特征，要求有其他电源提供备用和调峰服务，以维持电力系统的安全稳定和持续运行。受传统能源结构的影响，加上风电明显的反调峰特征，我国电力系统长期以来都存在调峰能力不足的问题。以“三北”地区为例，该地区电源结构单一，灵活调峰电源比重不足2%。[1]仅是调峰能力不足所引发的“弃风”电量所占总弃风电量的比重，就超过了40%。

三、解决“弃风”问题的法律措施

我国应主要从健全风电法律体系、完善风电法律制度、优化风电产业保障机制等方面入手，解决“弃风”问题，促进风电产业的健康发展。

（一）完善风电法律体系

现行风电法律体系以《可再生能源法》为核心，以《可再生能源发电有关管理规定》（2006）、《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》（2006）等部门规章和《促进风电产业发展实施意见》（2005）等规范性文件为配套，在专门立法和地方立法层面均有待完善。

一方面，加强风电专门立法。风电专门立法应旨在弥补现行可再生能源法律体系在调整风电产业发展中存在的不足，针对风能及其利用的特点，对风电价格、全额保障收购等制度进行完善。同时，专门立法亦应重视健全配套措施，如合理规划风电发展与电网建设，鼓励自主创新，完善审批和检测机制等。

另一方面，推进地方风电立法。我国地域广阔，无论是风力资源的丰富程度，还是配套电网的建设数量与规模，抑或风力发电所需的技术条件，均存在相当大的差异性。为此，一些地区作出了有益的尝试，针对本地区风电建设和消纳制定了符合本地区实际情况和风电产业发展需求的政策和措施。例如，东北电监局和内蒙古经信委联合发布了《蒙东地区风火替代交易暂行办法》，规定当电网由于调峰或网架约束等原因而被迫“弃风”时，参与交易的火电企业在最小方式基础上进一步减少发电，为风电让路。甘肃、浙江、蒙东等省份和地区亦采用了“风光互补”模式，使风力发电与太阳能光伏发电两种新能源发电有机结合、优势互补，提高资源利用率。

（二）科学规划和设定总量目标

为解决“弃风”问题，至关重要的是合理规划风电建设项目，并协调其与电网项目之间的关系。应根据国家可再生能源开发利用的原则和目标，综合各地风电出力及消纳情况，结合我国经济发展和社会需求，科学制定风电和电网的建设方案，并严格按照规划审批核准风电项目。唯有如此，方可有效地从根源上减轻“弃风”现象。2013年，国家发改委将企业投资风电站项目核准的审批权力下放到了地方政府投资主管部门。项目审批权的下放，可以促使地方政府结合本区域实际情况对风电项目进行审批，“弃风率”高的地区可以放缓进度，而需电量大的地区则可以加快建设，从而在源头上有效防止地方风电项目盲目建设。

（三）健全风电价格制度

首先，可以根据发电成本、技术水平、市场潜力等差异，进一步细化并网标杆电价，吸引更多的中小型企业进入风电产业。[7]其次，可以采用税收支持政策，吸引高耗能企业主动采用风电，提高其利用风电的积极性，从而降低弃风率。再次，推广绿色电价制度，通过对绿色电力商品的推广，使用户自愿为可再生能源电力支付较高电价，减轻电网企业的负担，从而促进风电产业的发展。最后，可以借鉴电力市场成熟的国家或地区的经验，引入“负电价制度”，即当市场电价为负时，如果发电企业继续发电上网，则需要向电网支付费用，用户将获得用电收益，[8]以平衡风电供需关系。

（四）完善全额保障性收购制度

全额保障性收购制度虽然有助于缓解我国风电“上网难”的问题，但落实效果却差强人意。为此，首先应尽快出台全额保障性收购制度的配套性实施办法，细化并网技术性标准、保障标准及其调整方法、电网企业的配额等内容。其次，应加强全额保障性收购制度实施监管的力度，督促电网企业和风电企业相互配合，建立统一的数据信息平台，实现信息公开和共享，从而促进双方合作，也便于监管部门对全额收购制度执行情况进行有效监督，从而促使电网企业切实履行风电上网的收购义务。再次，可以借鉴德国经验，根据风电发展的不同阶段和特点调整政策和法律规制的侧重点，逐步完善全额保障性收购制度。

（五）改进海上风电招投标制度

海上风电具有资源丰富、发电利用小时数高、不占用土地、对生态环境影响小、不消耗水资源和适宜大规模开发等优点，且一般靠近传统电力负荷中心，便于电网消纳，免去了长距离输电的问题。[9]P（35）因此，不论从技术先进性还是从资源开发的角度，海上风电均应成为我国风电产业发展的重点。为了扶持海上风电的发展，我国组织了两轮海上风电特许权招标，《风电发展“十二五”规划》也明确提出，2015年我国海上风电装机容量将达到500万千瓦，2020年将达到3000万千瓦。但是，直到2013年底，我国海上风电装机总量仅为42.9万千瓦，甚至2010年公开招标的首批4个海上风电特许权招标项目至今无一完工。为此，有关部门应当充分协调沟通，制定出可操作性强的实施性措施，完善海上风电招投标制度，促进海上风电的健康发展。

（六）加大风电设备检测力度

2013年，中国电科院被国际风电权威检测组织MEASNET纳为正式成员单位，这标志着中国电科院的风电检测能力获得了世界顶级风电检测联盟的认可，风电产业的审批和检测都迈出了里程碑式的一步。但是，风电设备质量问题依然不容乐观。在对2011年以前并网的、需要低电压穿越能力改造的风电场检测中，一次抽检通过率仅为60%，最终未通过的比率为2%。[10]风机质量不过关以及运行中维护不当等问题将严重影响风电的正常运行，甚至会导致产生安全问题。因此，地方政府在审批风电项目时，应加强设备检测工作，中国电科院也应适当增加风电检测的频率，保证风电设备的可靠性和稳定性。

[1]李伟，张宏图.中国的风车为何转不起来——风电弃风问题及对策[J].科学技术导报，2013，（16）.

[2]张云.风电发展需要新思维[J].国家电网，2011，（3）.

[3]薛荣婵.我国风力发电法律促进机制研究[D].重庆：西南政法大学，2010.

[4]叶荣泗，吴钟珊.中国能源法律体系研究[M].北京：中国电力出版社，2006.

[5]傅云路，周元庆.绿色风电的红色前景[J].华北电业，2010，（1）.

[6]黄玲.我国风电定价机制研究[D].北京：中国地质大学（北京），2011.

[7]于文轩，朱婷婷.气候变化背景下可再生能源法制的挑战与对策[J].江苏大学学报（社会科学版），2013，（6）.

[8]王乾坤.国内外风电弃风现状及经验分析[J].华东电力，2013，（2）.

[9]王志新.海上风力发电技术[M].北京：机械工业出版社，2013.

[10]王璐.风电场一次抽检仅60%合格设备可靠性堪忧[EB OL]. http://newenergy.in-en.com/html/newenergy-21172117881966270.html，2015-03-27.