4月3日，国家能源局下发《2020年度风电投资监测预警结果》，将甘肃风电投资由之前的红色区域预警，转为橙色区域预警管理，甘肃风电开发建设整体由暂停转变为暂停新增。不仅如此，预警结果还将甘肃河东地区纳入了绿色区域管理，可优先推进风电平价项目建设。
对甘肃而言，这一重大转变不仅标志着其终于走出了多年风电开发建设的禁区，同时也意味着被“叫停”四年的中国第一个千万级风电基地——酒泉风电基地将获得重生。
据了解，酒泉风电基地总投资1200亿元，是我国继西气东输、西油东输、西电东送和青藏铁路之后，西部大开发的又一标志性工程。根据规划，项目建成后总装机达1245万千瓦，年发电量可达260亿千瓦时，相当于三峡发电站年发电量的1/4。
如此“风光”的酒泉风电基地，却在2016年被“紧急叫停”。配套装备企业外迁、风电建设项目停工、风电产业亏损……一时间，风电建设火热的戈壁滩上再不见施工团队的身影。
时隔四年，现如今甘肃的解禁对酒泉乃至全省意味着什么？会对该省新能源消纳提出怎样的新要求？
酒泉重“建”轻“消” 拖累全省成弃风“重灾区”
酒泉风电基地建设方案于2008年获国家发改委批复，是全国第一个千万千瓦级风电基地。随着1245万千瓦规模指标的下达，风电项目建设一时间如火如荼。
截至“十二五”末，380万千瓦酒泉千万千瓦级风电一期、300万千瓦酒泉风电基地二期第一批、65万千瓦酒泉大型风机示范项目已全部建成并网运行，截至2015年底，酒泉共建成风电装机915万千瓦。
然而“大建”之下，电力供大于求的矛盾也日益凸显。“甘肃新能源开发规模不断扩大的同时，电力装机增长与用电能力反差也不断加大，加之自身消纳市场培育不足，系统调峰能力有限、外送通道不畅等因素，新能源出力受限。2016年，甘肃省成为全国弃风弃光最严重的省份。”国家能源局甘肃监管办公室副专员谢康坦言。
相关数据显示，彼时，甘肃省弃风、弃光率分别高达43.2%、30.5%，风电年平均利用小时数只有1076小时，远未达到项目可研设计2000小时目标。
“设备运行利用率低既造成了新能源资源浪费，又给新能源企业经营带来了困难，同时也削弱了甘肃新能源持续发展的动力。”国家能源局甘肃监管办公室市场监管处副处长杜宏巍指出。
为引导风电企业理性投资、促进风电产业持续健康发展，2016年7月，国家能源局发布《国家能源局关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》，甘肃被确定为“红色”预警省份，其中要求暂缓核准新的风电项目、建议风电开发企业慎重决策建设风电项目、电网企业不再办理新的接网手续。
至此，酒泉风电基地被“叫停”，甘肃省内的风电产业发展也随之进入“停滞期”。
“酒泉风电基地的‘叫停’，相当于给一直以来发展较热的风电产业泼了盆冷水。”谢康说，酒泉风电在建项目全部停工后，一大批风电装备制造企业陷入困境，经营状况不佳，部分企业的既有投资无法收回，导致其停工或外迁，这对酒泉市乃至甘肃省经济社会发展带来了较大影响。
回归理性内外并举 甘肃弃风率三年下降35个百分点
“酒泉风电基地的及时叫停给甘肃拉响了警报，把酒泉风电基地建设从盲目投资的过热状态拉回到了理性发展的轨道上，我们也逐渐认识到风电基地的开发建设必须充分考虑网源协同、配套调峰、市场消纳等各方面的因素。”谢康说。
为使甘肃的风电产业走出停工困局，有关各方加快酒泉至湖南特高压直流工程建设，打通外送通道；解决甘肃省内局部电网阻塞和断面受限难题，满足新能源项目接入和送出需要；拓展甘肃省外市场，加大富裕电量外送；推进新能源替代自备电厂发电权交易，组织开展甘肃省内新能源参与直购电交易；培育甘肃省内新增用电负荷。
一系列举措下，甘肃省跨省跨区外送电量已从2016年的156亿千瓦时增加到2019年的422亿千瓦时；弃风率从2016年的43%降至2019年的7.6%。
弃风率的大幅下降，让酒泉风电基地获得了新生。
“重启风电基地，将有利于推动甘肃省地方经济社会发展。”谢康说，酒泉是甘肃新能源建设重点地区，风电装机占到甘肃全省风电装机的72%，通过推进酒泉风电基地等新能源存量项目建设，将新能源产业作为推动全省经济的重要增长极，能够促进甘肃省将资源优势转化为经济优势，推动地方经济发展。
杜宏巍还指出，风电基地重启也将改善项目业主的投资环境、盘活资金项目。“重新启动酒泉风电基地建设后，将有利于相关风电项目业主按计划开发项目，实现投资收益、盘活资金。”
酒泉基地再启程 重消纳强调峰依然是长久战
记者从酒泉市能源局获悉，目前，酒泉风电基地项目中的酒湖工程配套500万千瓦风电部分项目，正在建设推进中，预计年底可并网发电。
“但重启后的风电基地也仍避不开新能源富裕电量消纳和调峰压力可能进一步加大两大难题。”谢康坦言。他指出，重启酒泉风电基地建设，必须统筹考虑接网条件，综合省内、省外市场消纳能力及风电技术发展等，有序启动风电项目建设，避免一哄而上、盲目建设，再次引发弃风弃光率飙升。
“从目前情况看，甘肃省内用电量增长乏力，外送市场受疫情影响不容乐观，且跨省跨区输电通道仍然不足。针对风电消纳问题，甘肃需要把就地消纳放在重要位置，借助中东部地区产业转移的机遇，加快用电负荷的引进、培育、发展；通过落实增量配电改革、智能微电网建设、扩大清洁能源供暖等措施，提升新能源就地消纳能力。”谢康说。
此外，杜宏巍还表示，甘肃应进一步完善市场机制，积极推进电力现货市场建设，稳步开展自备电厂与新能源置换工作，调动新能源企业参与大用户直购电交易积极性和清洁能源供暖，通过市场化手段促进甘肃新能源消纳。
据了解，拓展省外市场也是提升新能源消纳能力的重要举措。“甘肃要借助全国电力市场，打破省间壁垒，实现资源在更大范围的优化配置。开展跨区富裕新能源增量现货交易，不断扩大外送规模，依靠全国联网优势与全国电力市场，加强国家跨省跨区调配和市场交易。”谢康说。
而在解决调峰压力增大问题方面，谢康表示，甘肃应通过完善辅助服务市场规则，建立需求侧响应机制，调动用户参与调峰市场积极性，在降低电力用户用能成本的同时，开发低成本调峰资源，降低新能源企业分摊压力。
“甘肃省需尽快启动相关直流配套火电机组建设，提升甘肃本省调峰能力；同时应运用市场化手段，引导火电企业开展灵活性改造，积极参与西北跨省调峰辅助服务市场，挖掘调峰潜力。”谢康认为，还应在新能源装机密集区有序推进储能、光热等示范项目建设，优化新能源出力曲线，通过技术进步缓解调峰压力、支撑甘肃新能源健康持续发展。
