中国风电基地政策回顾与展望

谢宏文，黄洁亭

(水电水利规划设计总院，北京100120)

风电大基地的开发模式是我国充分开发利用风能资源的特有模式，是具有中国能源特色的一种战略性选择。截至2019年底，我国规划已建、在建风电基地26个，总批复规模达到1亿kW以上，已建成规模达到4 000万kW[1]。我国风电基地化开发模式的推进无不伴随着政策的投入、管理体制和运行机制的创新，这有效地促进了风电的规模开发和集约利用，为未来促进大型风电基地的可持续发展奠定了良好的基础。

1 风电基地概念的提出

我国风电产业自20世纪80年代起步，早期的风电场单体建设规模小，风电机组的单机容量也小。随着产业的发展，建设经验的不断积累，大型风电场建设的技术基础逐步夯实。为了合理利用风能资源，发挥规模效益，促进设备进步，国家发展改革委等行业管理部门大力推动大型风电场的开发建设。

2003年，国家发展改革委办公厅发布“关于开展全国大型风电场建设前期工作的通知”(发改办能源〔2003〕408号)，决定从2003年开始用2年左右的时间，在全国范围内选择约20个10万kW以上的大型风电场，并完成风资源评价和提出风电场建设的预可行性研究报告。2003年10月21日至22日，国家发展改革委在京召开了全国大型风电场建设前期工作会议，会议以国家发展改革委办公厅《关于开展全国大型风电场建设前期工作的通知》(发改办能源〔2003〕408号)的精神为指导，对全国大型风电场建设前期工作内容、工作成果、工作要求及组织管理等进行了讨论，对下一步大型风电场建设前期工作进行了安排和部署。

2005年，国家发展改革委办公厅下发“关于印发第二次全国风电建设前期工作会议纪要的通知”(发改能源〔2005〕1106号)，首次提出百万kW级风电基地的概念。纪要中明确，“为了合理和有效利用风能资源，促进我国风电的健康发展，确保电网安全和可靠运行，对于具备成片大规模开发条件的地区，可按建设百万kW级风电场的要求进行统一规划，除进行风能资源评价和地质条件勘探外，要重点做好电网的规划设计、电力系统安全和经济性评价工作，并在此基础上，提出风电场建设和管理的有关意见和建议。”

这些文件，重点从规范规划及前期工作着手，为大规模风电开发的合理布局、高质量建设运行打下良好的基础。

2 风电基地的发展

“十一五”期间(2006年～2010年)，中国风电进入了快速发展期。2006年可再生能源法颁布实施，并于2009年修订；《可再生能源产业发展指导目录》《可再生能源中长期发展规划》相继公布；2009年，风电标杆上网电价政策出台，促进风电发展的政策体系建立并不断完善。同时，采取风能资源评价、风电特许权招标、海上风电示范等措施积极促进风电产业发展，推动风电技术快速进步，使“十一五”期间风电产业实力明显提升。

2008年，随着“建设大基地、融入大电网”开发思路的提出，大型风电基地的规划建设成为热点。在国家能源局的组织下，以各省级风能资源普查及风电建设前期工作为基础，甘肃、新疆、河北、蒙东、蒙西、吉林、江苏沿海千万kW级风电基地规划相继完成。2009年，《新能源产业规划》正式颁布，确定了6个省区的7大千万级风电基地，包括甘肃、内蒙古、新疆、吉林、河北和江苏，其中内蒙古有2个基地。截至2010年，综合比较各风电基地风能资源、规划容量、建设条件、工程投资等，国家在各千万kW级风电基地区域陆续批复或确定了河北张家口坝上地区百万kW级风电基地一期、二期工程，河北承德百万kW级风电基地一期工程，内蒙古巴彦淖尔、达茂巴音和通辽开鲁，甘肃酒泉一期，江苏沿海陆上等8个百万kW级风电基地，共计83个风电场项目，总装机规模为1 428万kW[2]。

这些基地严格按照“先规划，后开发”的原则推进，前期工作管理不断规范。以张家口坝上地区百万kW级风电基地为例，2005年，国家发展改革委办公厅“关于印发张家口坝上地区百万kW级风电基地建设工作会议纪要的通知”(发改办能源〔2005〕2398号)要求：由国家发展改革委统一协调组织，具体工作由河北省发展改革委承担，加快开展基地规划工作；开展风电基地接入系统规划与研究，国家电网公司编制基地接入电网规划并适时安排电网建设；做好风电特许权项目招标准备工作。国家发展改革委关于河北张家口坝上地区百万kW级风电基地开发方案的批复(发改能源〔2007〕1283号)强调：新建项目要按照张北单晶河风电特许权项目的电价和有关条件进行建设和管理，国家发展改革委和河北发展改革委统一协调组织设备招标，国家电网公司做好配套电网的规划、设计和建设。

张家口基地是我国第一个建成的百万kW级风电基地，同时期规划建设的大型风电基地基本均是按照这个模式开展工作，即政府统一组织规划和前期工作，电网公司负责接入系统规划及配套电网建设，风电机组设备统一招标采购。

通过各大型风电基地的规划建设，风电建设项目管理程序不断规范，风电装备制造产业实现了单机容量跨入兆瓦级的突破，勘察、设计、施工、运维等经验日益丰富。从2009年开始，我国成为年度新增风电装机容量最多的国家，与美国、欧洲并列为世界三大风电市场，标志着我国风电产业开始步入全面、快速、规模化发展的新阶段。

3 风电基地开发的高峰与困境

经历了“十一五”期间的高速发展，到2011年底，全国累计风电吊装容量5 514万kW，累计并网容量4 812万kW，全国共有12个省、自治区风电累计并网容量超过百万kW。其中内蒙古并网容量1 439万kW，居全国之首；甘肃省和河北省分别以并网555万kW和499万kW位居第二、三位。华北、东北、西北地区共计风电并网容量4 202万kW，约占全国风电并网容量的87%。在全行业分享发展成果的喜悦时，风电并网和消纳问题开始逐步成为制约风电开发的重大挑战。

中国风力资源主要分布在三北地区(东北、华北和西北)，但电力负载主要分布在沿海地区，总体上看，风力资源的地理分布与电力负载之间并不匹配。由于风电开发高度集中于三北地区、风电和电网建设不同步、当地负荷水平较低、灵活调节电源少、跨省跨区市场不成熟等原因，风电的并网瓶颈和市场消纳问题开始凸显，弃风现象比较突出。“三北”地区尽管风能资源丰富，是全国年上网电量最多的地区，但也是“弃风”最严重的地区。2011年3月，电监会发布了《风电、光伏发电监管报告》，报告对2010年1月～6月未收购风电电量进行了统计。从区域看，华北、东北未收购电量最多，其未收购风电电量分别占全国未收购风电电量的57.20%和38.33%；从省份看，内蒙古未收购电量最多，其未收购风电电量占全国未收购风电电量的75.68%。据不完全统计，2011年我国风电弃风量超过100亿kW·h，相当于损耗330万t标煤。从统计数据来看，单就甘肃、内蒙古、吉林和黑龙江四省的弃风量，就达到全国弃风总量的50%。此后几年，弃风一直是“十二五”期间风电面临的重要挑战。

期间，行业主管部门采取规模建设管理、布局优化调整、输电线路规划，出台风电供暖、分散式开发等政策激励，加快风电送出及跨省跨区输电通道建设，开拓中东部地区风电市场，平衡消纳与建设速度之间的矛盾，多措并举促进风电消纳。

为了把握风电发展节奏，有效发挥风电发电效益，国家能源局于2011年开始实施风电项目核准计划管理，并于7月下达了“关于‘十二五’第一批拟核准风电项目计划安排的通知”，建立了年度规模管理制度。通过核准计划，引导项目布局的优化和转移。以2014年发布的“十二五”第四批风电项目核准计划为例，总装机容量2 760万kW中，消纳条件较好的华中、华东、华南地区的建设规模占比进一步提高，达到了该批次全国总建设规模的60%左右，同时在限电严重的省区，严格限制新建项目。同年，国家能源局印发了《风电开发建设管理暂行办法》，进一步健全和完善了风电建设管理体制和机制，加强了风电工程从规划、项目前期工作、开发权、项目核准、工程建设、竣工以及运行等环节的管理，规范和指导全国风电健康有序发展。

为缓解“三北”地区弃风限电问题，鼓励挖掘本地消纳能力，2011年7月，国家能源局下发《关于分散式接入风电开发的通知》(国能新能〔2011〕226号)，要求各省(区、市)能源主管部门调查评价分散式风电所需风能资源，提出近期分散式风电开发初步方案，并积极探索分散式风电项目开发建设管理规律和经验。文件首次提出了分散式风电开发的边界条件。2011年11月，国家能源局下发《分散式接入风电项目开发建设指导意见》(国能新能〔2011〕374号)，对分散式风电项目的接入条件、项目选址、前期工作与核准、接入系统技术要求与运行管理、工程建设与验收等提出了规定。以上政策措施进一步优化调整风电布局，引导风电向中东部内陆地区转移。

为保证风电顺利并网和电力系统安全运行，加强预测预报，2011年6月国家能源局发布《风电场功率预测预报管理暂行办法》(国能新能〔2011〕177号)，要求并网风电场建立风电预测预报体系和发电计划申报工作机制，电网调度机构按照准确率、合格率、上报率指标对风电场预测预报进行考核。

我国的陆上风能资源与电力需求的不匹配分布特性，使得采用“大规模—高集中—远距离—高电压输送”的发输模式不可或缺。因此，送出及跨省跨区输电通道建设成为促进风电消纳的题中之义。2011年3月，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》明确提出，适应大规模跨区输电和新能源发电并网要求，加快现代电网体系建设，进一步扩大西电东送的规模，完善区域主干电网，发展特高压等大容量、高效率、远距离先进输电技术。此后，国家加快风电基地特高压外送通道建设研究，着手加快远距离高压输电线路规划和建设，加快特高压跨区电网建设，构建坚强的“三华”同步受端电网，以实现“三北”地区风电在全国范围内统筹消纳。国家电网公司也于2017年初推出20项措施，明确提出到2020年根本解决新能源消纳问题，将弃风弃光率控制在5%以内。随着淮南—上海、锡盟—南京、酒泉—湖南、哈密—河南等一批特高压输电线路的陆续建成，弃风限电情况得到缓解。

4 新时期风电基地发展的新模式

进入“十三五”，在风电投资监测预警机制引导、用电负荷持续增长、电网调度运行考核力度不断加强等因素的共同作用下，全国风电并网消纳形势持续好转。2018年，全国弃风电量277亿kW·h，同比减少142亿kW·h；全国风电弃风率为7%，同比降低5个百分点，为近几年最好水平。分省份来看，进入“十三五”以来，弃风较为严重的地区，限电形势持续向好，弃风率不断下降。尤其是2018年，大部分省份的弃风率均已降至10%以内。新疆，甘肃和内蒙古三省(区)合计占全国弃风电量的84%，弃风限电区域范围进一步缩小。

2017年～2018年，“三北”地区投产了晋北—南京、酒泉—湖南、锡盟—泰州、扎鲁特—青州、准东—皖南等跨省跨区特高压直流输电工程，开工建设了专为外送清洁能源而建设的青海—河南±800千伏特高压直流工程，提升了“三北”地区风电整体消纳水平。此外，西北地区将新能源外送优先级提到跨区直流配套火电之前，发生弃风弃光时，压减配套火电出力，优先输送新能源电力。这些举措，使得三北地区的风电开发条件逐步向好。

与此同时，风电开发建设成本逐步下降，可再生能源补贴缺口严重，国家鼓励同时满足“不要国家补贴、执行煤电标杆电价”两大条件的风电光伏项目建设，平价上网成为新趋势。“外送”加“平价”，使得三北地区大型风电基地的开发展现了新的生机。十三五期间，多个平价外送风电基地开展了规划等前期工作。目前已获得能源局批复的平价基地有乌兰察布风电基地、上海庙可再生能源基地和扎—青风电基地，总装机规模为1 280万kW。

乌兰察布风电基地是我国第一个平价上网基地。2018年3月，国家能源局发布《国家能源局关于乌兰察布风电基地规划建设有关事项的复函》(国能函新能〔2018〕35号)。乌兰察布风电基地一期建设规模600万kW，所发电量按照可再生能源优先发电原则参与京津冀电力市场交易，国家不予补贴。2018年12月，乌兰察布风电基地一期600万kW示范项目获乌兰察布市发展改革委核准。

上海庙基地于2018年4月得到国家能源局批复，总的建设规模是风电380万kW，光伏20万kW，分布在阿拉善、巴彦淖尔和鄂尔多斯3个盟市，所发电量通过上海庙至山东直流特高压通道输送至山东电网消纳。《国家能源局关于内蒙古鄂尔多斯上海庙至山东直流特高压输电通道配套可再生能源基地规划建设有关事项的复函》(国能函新能 〔2018〕44号)文件要求，根据基地规划和输电通道建设能力，细化规划实施方案，合理确定配套可再生能源项目建设布局。在此基础上，采用竞争性方式配置项目资源和确定项目投资开发企业，将电价作为主要竞争条件。根据2019年项目优选结果，阿拉善盟风电基地为平价上网项目，落地电价与山东燃煤脱硫标杆电价持平，鄂尔多斯风电基地为竞价上网项目，风电上网电价为0.28～0.29元/(kW·h)。

扎鲁特—青州基地于2019年3月得到国家能源局批复，风电总建设规模为500万kW，近期建设300万kW，分布在内蒙古通辽、内蒙古兴安盟和吉林白城。《国家能源局关于扎鲁特—青州特高压输电通道配套外送风电基地有关事项的复函》(国能函新能〔2019〕38号)文件要求，本批项目全部按扎鲁特—青州受端市场条件和通道输配电价确定送端上网电价，以高效利用和充分消纳为核心，优化项目布局和微观选址，加强基地并网运行监测系统建设，对项目消纳利用情况进行有效监测管理，切实保障基地项目与系统的协调运行。

平价外送风电基地充分利用跨区输电通道容量，在不增加受端经济负担的情况下，提升可再生能源电量输送比例，实现了风能资源利用的有效转移，是新时期新能源高质量发展的重要方式。

5 “十四五”风电基地发展展望

“规模化开发、集中式并网”的风电基地开发模式有助于集约化布局、集中化管理，有助于节约集约用地、用海和高效配置风能资源，有利于促进能源结构转型升级。展望“十四五”，大型风电基地仍将是风电发展的重要模式，同时，也将面临新的形势和新的挑战。

首先，是平价、甚至低价的要求。伴随着平价时代的到来，大型风电基地也面临补贴退坡，平价甚至低价上网的电力市场集中竞价。2018年5月国家能源局下发《关于2018年风电建设管理有关要求的通知》(国能发新能〔2018〕47号)，指出要通过竞争性市场化方式来配置项目资源及选择优秀的项目开发企业，大型风电基地也须通过市场化的方式确定基地各项目的开发企业。鉴于风电基地经济性较好，电能质量有保障，因此，风电基地参与电力市场有更大的议价空间。

其二，是环境因素的制约。随着生态环保要求日益提升，可集中连片开发的区域日益缩减，大型风电基地开发建设与国土资源较为紧张的局面形成一定矛盾。经分析，全国生态红线面积平均占比为27%，全国林业面积平均占比为37.5%，全国基本农田面积平均占比为16.73%，考虑到林地与生态红线面积恐有交叉，仅考虑生态红线与基本农田，有近44%的国土面积不能用作新能源项目开发。此外，国家林业和草原局等部门陆续发布新能源用林、用地等政策，对风电开发提出更为严格的政策要求，大型陆上风电基地开发受到一定程度的影响。因此，未来大型风电基地开发建设应系统性做好规划环评工作，并在建设与运行中落实生态环保有关要求。

在面临挑战的同时，技术的发展也为风电基地的开发提供了新的机遇，风电基地开发建设趋于多元化。传统的并网型风电基地开发模式将不断优化，多能源品种以基地形式整体推进，如大型风光互补基地、水风光多能互补基地等，不断提高外送通道中新能源电量占比；积极探索以新能源电量为主的跨区外送方式，结合超远距离输电技术的发展，进一步实现西部地区风光资源向中东部地区转移，海上风资源向内陆地区转移。另外，储能[3]、制氢[4]等技术的进步和成本下降使得其与风电的结合成为一种新的趋势。凭借规模化开发的成本优势，以风电降本红利促进储能等新技术发展，进一步提升本地消纳能力；大型风电基地为高耗能产业直接供电，发挥风电与高耗能产业之间耦合特性，把高耗能产业转变为调峰产业；利用大型海上风电基地直接规模化电解水制氢，获得无碳、可储存、可运输和分散的“绿氢”，使得海上风电开发跨越电力输送的渠道，而成为一种绿色，优质战略能源。这种跨界的融合，或将为双方都带来更广阔的发展空间。

建设风电大基地是具有中国能源特色的战略性选择，是我国风能资源利用的重要方式，也是实现国家节能减排目标的重要手段，在我国能源结构向清洁低碳转型的过程中，将持续发挥不可替代的作用。