在内蒙古，由于受风电消纳能力的限制，目前投产的94座风电场中，只有44座风电场的运行时间能达到每年2000小时以上，甚至还有13座风电场的年运行时间不满1000小时。内蒙古一多半的风电场是亏损的。

　　8月8日，在第三届内蒙古风能产业发展论坛上，不少业内人士表示，对风电的前景越来越看不清楚了。

　　　　风电“红海”

　　亏损让在内蒙古布局的风电企业开始变得理智，一些风电企业开始研究当地电网的接纳能力，而地方政府也已经停批新的项目。一些民营资本开始选择退场，风电投资的热潮正在褪去。

　　“原本计划拿出100亿元投资的风电项目，但现在蒙西地区的用电负荷上不去，风电上网受限，估计三四年内也难有大的改观。前几年我们投了10亿元开发了汇德风场项目，预计今年会亏损，现在不准备继续投风电了。”湘投控股内蒙古汇德风电驻呼办事处主任王强说。

　　来自内蒙古能源局的一份材料显示，目前，内蒙古96%的风电项目是由大企业开发。一些大型国企对于开发风电项目也开始变得谨慎。

　　“从今年开始，中广核集团投资方向会有所转变，将从‘三北’地区向南方地区转移。我们把限电较为严重的黑龙江、吉林、内蒙古、甘肃、新疆区域列为‘红海’，把不限电地区列为‘蓝海’，而今后中广核的投资方向也将从‘红海’转移到‘蓝海’。”中广核风电内蒙古分公司总经理明少林对《能源评论》记者说。

　　随着风电场的增多，原本效益还不错的风电场，现在的收益也大不如从前了。

　　距离呼和浩特110公里的辉腾锡勒大草原，是内蒙古开发最早的风电场。“辉腾锡勒”是蒙语，汉语的意思是“寒冷的山梁”。由于地处内蒙古高原，又是一个风口，这里的风力资源非常丰富。目前，这里已经有华能、大唐、华电、北方电力、京能、中广核等7家大型国有企业驻扎，总装机已超过100万千瓦。

　　“前几年限电还不明显，从去年开始风电场多了，规模大了，限电开始越来越多了。”隶属于华能的内蒙古北方龙源风力发电有限责任公司总经理郭德才说。

　　据了解，国内投资风电场的主要收益包括发电收入、可再生电价附加补贴和CDM收入三大块。除发电收入受影响外，据明少林分析，CDM补贴收入一直是中小型风电场增加收入的主要来源之一。近年来受到国际碳市场长期下行的影响，CDM收益变得越来越不确定，同时联合国EB（清洁发展机制执行理事会）机构也提高了申请注册风电的CDM门槛，因此国内很多风电项目无法拿到CDM补贴。可是很多之前成功签署CDM合同的风电场，也因为交易现价过低无法正常履行。这一现状加剧了风电场的运营困境。

　　风火之间的冲突

　　其实困境也不仅仅只是风电场，火电厂的日子也不好过。从去年三季度开始，内蒙古地区的电网售电量增速趋缓。记者从内蒙古电力公司了解到，截止到6月底，蒙西地区风电装机921万千瓦，今年上半年风电装机容量同比增长了近30%，但相比用电负荷却出现了负增长，地区用电负荷的增长远低于风电发展的速度。

　　“从去年三季度开始蒙西电网的用电负荷开始下滑，重工业产品价格大幅度下跌，很多工厂停产，影响负荷达到300万千瓦。火电厂和风电场的日子都不好过。”内蒙古电力公司总经理张福生颇有些无奈。

　　同样，蒙东地区也是典型的“大电源、小负荷”电网，装机速度远远超过当地负荷发展水平。截至6月，蒙东地区风电装机规模为656万千瓦，占区内装机比例超过31.21%；今年上半年蒙东风电发电量52亿千瓦时，占蒙东电网总发电量的14.04%，占蒙东全社会用电量的30%。

　　在有限的用电负荷下，风电多了必然会挤占火电的上网。张福生很形象地把风电和火电的调度关系比喻为“风大火小，风小火大，风进火退，风退火进”。

　　可是这多少有些理想状态。风电和火电之间的矛盾在冬季尤为突出。冬天是大风期，是风电出力最大的时期，但是为了保证居民取暖需求，会优先让热电厂上网。蒙西电网公用供热机组占53%，冬季供热机组的容量就已经大于电网最低负荷，为了保证供热机组正常出力，必须保证机组带60%以上的负荷，因此在冬天，电网的调峰能力很弱，弃风尤为严重。

　　“风电扩张的速度已经远远超过电网改造的速度。在电力供过于求的情况下，风电入网和火电入网是绝对的替代关系。”内蒙古电力公司调度中心主任王小海说，“为了保证风电并网的安全，火电机组还需要为风电深度调峰，火电出现了效率下降、成本增长等问题。”

　　“受成本限制，特别是风电跨省、区配套消纳政策的缺失，风电电量无法与辽宁省结算。如果没有价格优惠，风电消纳将是一个非常缓慢的过程。”内蒙古东部电力有限公司计划处处长说。

　　另外，据内蒙古电力行业协会风电分会秘书长李建春介绍，蒙西地区国家核准的630万千瓦企业自备电厂都没有建立参与电网调峰机制，自备电厂发电负荷率和发电利用小时远远高于公用电厂，造成公用电厂和自备电厂承担对风电调峰责任、社会责任的不均衡。

　　在内蒙古风能产业发展论坛上，不少参会人士认为造成风电和火电之间的矛盾，其实并不在风电和火电企业，而在于电力市场。如果内蒙古电力的市场仅仅是本地，那么风电和火电的确存在竞争。但如果内蒙电力市场在全国消纳，就应该把电力向外输送。

　　“如果现有的矛盾不加以疏导和解决，不论是内蒙古的风电企业还是火电企业都将无法承受风电装机继续增长之重。”内蒙古电力行业协会风电分会秘书长李建春说。

　　“所有的问题在成本中解决”

　　今年4月份、5月份的两个月里，蒙西电网日平均上网电量占比达到21%，特别是5月21日，风电日上网电量达到了全网上网电量的30.9%，这令内蒙古电力公司总经理张福生十分欣喜。

　　同时，蒙东地区6月份风电发电量也创了新高，风电发电量占蒙东电网总发电量的14.04%。

　　可是这些成绩，在内蒙古能源局局长王秉军看来，却显得没那么令人兴奋。“今年4月份、5月份，从蒙西电网吸纳风电能力上看，的确是做出了成绩，可是去年和今年上半年蒙西电网的实际风电上网量还没有达到10%，风电发电小时数却同比减小了200多小时，所以不能用一个月的成绩来说明问题。”

　　电网最大限度地接纳风电是王秉军的一个期望，他认为在保证电网安全的前提下，电网应多吸纳一些风电。

　　除了增加电力外送，内蒙古能源开发局希望从政策上优先保障风电并网，建议出台可再生能源配额制，以及建立火电为风电调峰补偿机制。自备电厂应承担为风电调峰的任务，或向不参与调峰的自备电厂收取调峰补偿基金，对为风电深度调峰的公用火电机组进行适度补偿，同时，建议在风电场不弃风的前提下，由风电拿出每度电5分钱来让利，对火电、抽水蓄能等调峰机组进行合理补偿。

　　“我们的风电发展太快了，已经超过了蒙西电网的接纳能力，目前蒙西风电的三分之一是在华北电网消纳，华北电网对蒙西电网吸纳风电起到了很重要的支撑，特别是在供暖期华北电网帮助蒙西电网消纳后夜风电，调整东送华北的谷段潮流曲线，减少了蒙西电网的弃风。”王小海又补充说道。

　　对于内蒙古风电并网的能力，王秉军希望至少可以达到电网发电量的15%。他曾经请丹麦风电专家对内蒙风电进行过评估，专家告诉他，风电所有的问题都在成本中解决。

　　“这耐人寻味。”王秉军说。“风电发展中很多深层次的问题是经济利益问题，但本质上是个政策问题。”

　　“蒙西”试点期待突围

　　就在很多风电企业颇感迷茫的时候，一项有利于内蒙古的政策酝酿出台了。国家能源局初步同意选取蒙西地区作为试点，先行试验中国风电政策。这正是王秉军所期盼的。

　　根据国家能源局的计划，未来蒙西地区作为一个改革试点，将建立新能源综合利用示范区，国家能源局会在政策上为蒙西地区风电大规模并网创造更好的条件，为推动风电上网将探索建立对火电企业的调峰补偿机制。如果示范取得进一步成果，国务院、能源局将根据试点结果，重新设计中国的风电政策。

　　就在蒙西新能源综合利用示范区的政策出台不久，蒙东地区针对风电消纳也有了新的动作。在内蒙古经信委与东北电监局的支持下，蒙东地区建成了我国首个风电火电替代交易市场。其具体思路是：当电网由于调峰或网架约束等原因被迫弃风时，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，由风电企业替代火电发电，同时给予火电企业一定经济补偿，补偿价格由风火双方自行商定。

　　内蒙古一直希望实现风电与资源加工型产业的深度融合，利用内蒙的煤、电、资源矿产资源构建循环经济产业链和产业群，吸纳更多的风电。在蒙东霍林河地区，将风电与资源加工型产业结合有了新的探索。在霍林河工业园区，煤、电、铝及铝后加工产业吸纳了30%的风电、光伏发电电量，且不需要国家风电、太阳能发电电价补贴，每年节约国家补贴约10亿多元。

　　据王秉军介绍，新能源示范区将会在电价政策上有所倾斜。为了平衡风电企业、供热企业和电网企业的相互利益，将制定相应的优惠电价政策，如利用低谷时段的风电供热，应给以制热设备用电低谷电价，使风电供热成本低于燃煤的成本。另外，在内蒙古地区将优先实施风电配额制，重点解决不同火电厂如何承担为风电调峰的任务。

　　政策的倾斜是否能给内蒙新能源发展带来活力，还需要拭目以待。

　　“内蒙的风电消纳问题，其实不仅仅是一个区域问题，它更多折射出国家在风电发展中亟待解决的问题。解决和处理好这些问题矛盾，对中国多地风电的发展都会有益。”内蒙古电力行业协会风电分会秘书长李建春说。