大规模风电的并网瓶颈及其对策

72 电气制造　・　２０１１年第７期

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近

年来，随着风电技术进步和国家产业政策的扶持，我国风电得到快速发展。“十五”期间，

中国的并网风电得到迅速发展。２００６年，中国风电累计装机容量已经达到２６０万ｋＷ，成为继欧洲、美国和印度之后发展风力发电的主要市场之一，２００８年累计装机增长率为１０６％，提前两年实现了“２０１０年装机１　０００万ｋＷ”的国家规划目标。２００５～２００９年，我国风电并网装机容量以年均９０％以上的速度增长。截至２００９年底，我国风电并网总容量达１　６１３万ｋＷ，同比增长９２．２６％。其中，２００９年，风电电量为２６９亿ｋＷ时，同比增长１０５．８６％，占总电量的０．７５％。

与此相对的是，目前风电并网难的问题已经成为阻碍国内风电产业进一步发展的瓶颈，亟待解决。由于风轮从空气中吸收的功率和风机发出的功率有直接关系，因此风电功率具有间歇性和随机性；而风资源的不确定性和风电机组本身的运行特性决定了大规模风电接入电网后，会影响电网的电能质量，如电压波动和闪变、谐波，对系统的功角、频率以及电压稳定性产生不利影响等，需要电网为其随时提供备用容量以平衡风电出力的变化。

目前，大规模的风电场给电力系统造成的负面影响日益明显，据统计，截止２００８年底，风电装机容量已占到全国电力总装机容量的１．１３％，但发电量却只占区区０．３７％；而到２００９年底，我国风电吊装容量达到２　６００万ｋＷ，但并网总容量却只有１　７６７万ｋＷ，风电并网和运输资源瓶颈已经十分突出。鉴于此，本文尝试对现阶段我国大规模风电接入电网所面临的问题进行描述，并利用经济学方法对风电并网对电网企业的外部成本影响进行分析，进而提出电网对风电大规模接入应在协调电网规划、风电与其他电源协调发展等方面采取的相应措施，以期为相关理论研究和实践部门提供参考。

１ 大规模风电并网面临的主要问题

１．１ 风电大规模开发与电网发展缺乏统一规划

近几年我国风电发展迅速，而且大规模开发风电的地区均比较偏僻，其所在地区一般处于电网末端，电网结构十分薄弱，难以适应大规模风电并网、远距离传输的要求。地方政府在组织编制风电开发规划时，主要依照当地风能资源情况确定风电的开发规模和建设时序，而没有考虑风电的消纳问题，风电的规划与电网规划脱节，风电与电网发展不协调。虽然风电基地的规划对风电场的具体位置、规模、送出及接纳市场已有判断，但仍需进一步研究开发时序，有效解决风电大规模输送的问题。

我国陆上风能资源主要集中在内蒙古、甘肃和新疆一带，都是电网薄弱地区或远离电网，容纳风电能力有限，如果电网建设跟不上风电的发展速度，风电电量将无法送出，我国现有的电网规划还没有考虑大规模风电接入带来的影响。如何使电网建设适应风电快速发展以满足大规模、远距离风电送出的要求，是摆在中国风电发展面前的最大难题。１．２ 跨区消纳和电网调峰问题

我国将在内蒙古、甘肃、河北、吉林、新疆和江苏等省区布局千万千瓦级风电基地，这些风电基地所在地区只有东北、江苏地区的风电可以就地消纳，其他地区的风电大部分需要外送。因此需要依托高电压、大容量远距离输电平台，借助大电网优化配置能源资源的作用，通过跨省、跨区电网互联，在区域电网内甚至在区域电网之外寻找风电的消纳市场。

另外，由于风能具有随机性、出力变化快的特点，如果风电机组不具备有功调节能力，在水电、燃油（气）电比例较小的地区，大规模发展风电，仅靠有功调节速度较慢的火电机组，无法保障系统的频率稳定。同时，我国政府提出了风电电量全额收购的政策，为了落实这些

大规模风电的并网瓶颈及其对策

■ 胡志鹏/广西桂林

风电的产能过剩仅仅是表面现象，深层次的原因在于电源结构的不尽合理和电网建设的相对滞后，要从多方面着手解决大规模风电的并网问题。

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政策，有的电网不得不采取部分火电机组停机和参与调峰的措施，这样对其他电源的调节能力提出了更高的要求，增加了网内其他电源的运行成本。但是，由于我国以煤电为主的电源结构长期难以改变，风电装机容量较多地区的电网，电源品种单一，调峰手段有限，风电大规模发展进一步加重了系统调峰的困难。

１．３ 增加电网运行难度，加大电网运行成本

我国风能资源与电力消费呈逆向分布，随着风电装机规模的逐步增加，风电场所发电力需要连接到更高电压等级的电网，将电力进行长距离输送至负荷中心，大规模风电出力的变化将对电网造成很大的冲击，导致系统电压大幅度变化，联络线功率大幅度波动，造成电网无功电压和安全稳定问题，增加了电网运行控制的难度。

风力发电是一种间歇性能源，风电场的功率输出具有很强的随机性，目前的预报水平还不能满足电力系统实际运行的需要，为了保证风电并网后系统运行的可靠性，因此需要在原来运行方式的基础上，额外安排一定容量的备用以响应风电场发电功率的随机波动，维持电力系统的功率平衡与稳定，这些将增加电网的运行成本。另一方面，大规模风电接入电网需要提升风电机组的技术水平，采用技术水平较高的风电机组，采用对系统有功和无功平衡的电力电子设备，增加在电网扩张和输电设施升级方面的投资，这些投资也会转向增加电网运行的成本。１．４ 管理体制尚未捋顺、利益分配不均衡

风电并网技术障碍背后更深层次的原因在于我国的电力市场发展尚不成熟，市场优化资源配置、技术开发、利益分配和微观均衡等基本功还十分欠缺。国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山曾表示：“风电要想更大规模地发展，现在要解决的问题比过去难度大得多。过去是设备研发等前期工作，现在涉及生产关系的调整，利益的调整。”风电并网，最难的是利益调整，其次是观念，最后才是技术。并网困难表面看受制于技术因素，但更深层次的症结在于利益驱动，电网企业在风电上网和远距离输送方面需要大量投入，但收益不大，缺乏利益驱动和变革的动力。技术上的困难是可以克服的，管理体制尚未捋顺、利益分配不均衡才是造成风电并网困难的首要因素。

电监会报告指出，风电项目一般远离负荷中心，其配套接入系统建设工程量大、投资高、线路利用率低，接入系统工程补贴政策的标准难以满足部分项目电网投资和运行维护的需要，这将严重影响电力企业建设的积极性。例

如，上海市电力公司出资６　５２８　万元建设的东海大桥海上

风电项目接入系统工程，按目前电价补贴政策，需要３２

年以上才能收回静态投资。调查显示，黑龙江、山东、浙

江、内蒙古、辽宁和新疆的全部或大部分风电场接入系统

工程由发电企业出资建设，部分风电企业还负责接入系统

工程的运行维护，不利于系统的安全管理。

尽管《可再生能源法》和国家发展改革委关于费用分

摊的实施细则中都对电网企业收购风电给予一定的补偿，

以及规定电网为接纳风电而建设增容的部分可以进入成本

核算等，但这些收入与电网这个高度垄断企业的总收入相

比，几乎可以忽略不计，根本不足以激励电网积极接纳风

电。虽然《可再生能源法》要求电网全额收购可再生能源

发电电量，２００８年颁布的《“十一五”可再生能源发展规

划》中也明确要求电网企业要在２０１５年和２０２０年接收１％

和３％的可再生能源发电，但是这些规定至今没有落到实

处，即使电网没有接入可再生能源也并没有得到惩罚。

１．５ 风电并网标准的制定问题

风电并网必须适应电网运行的需要，电网企业必须建

立严格的并网标准，这样风电运营商才能努力按照并网标

准开发风电。我国缺乏类似德国等风电大国所执行的严格

的风电检测认证制度和并网标准，如果长期按照现有的建

设和投运模式，将对我国在风电项目检测、科学运营过程

中产生较大障碍，给电力系统的安全运行带来隐患；制定

风电并网标准不仅有利于电力系统运行，对风电商也有益。

２ 风电并网对电网企业的外部成本

电网有庞大的固定资产，在这些资产形成以后，电

网企业主要负担的是电网运营成本。运营成本构成复杂，

总体看来主要分成资产运行维护成本、营销服务成本和

行政管理成本。外部性问题几乎渗透到了社会经济生活

中的每一个角落。风电并网亦存在外部性问题。外部性

指由于市场活动而给无辜的第三方造成的成本；换言之，

外部性就是指社会成员（包括组织和个人）从事经济活动

时，其成本与后果不完全由该行为人承担，也即行为举

动与行为后果的不一致性。

１）风电并网使电网企业蒙受电价差额的损失。风电

的上网电价与火电和水电相比偏高，而电网对外的销售

电价又不区分电源的种类，所以为了保证风电发展的健

康稳固，国家和地区都要求电网企业对发出的风电全部

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