我国风电并网面临的困境及对策

我国风电并网面临的困境及对策

目录

迅速崛起的千万千瓦级风电基地 (1)

酒泉的风电困局 (2)

应对送电难的措施 (4)

目前，我国以化石能源为主的能源结构已经日益面临资源与环境的双重约束，具有明显的不可持续性，迫切需要快速提高清洁的可再生能源的供应量和供应比例。在《可再生能源法》及相关政策制定实施以后，中国各类可再生能源产业迅速发展。以风力发电为例，中国并网风电从上世纪80年代开始发展，“十五”期间发展非常迅速，总装机容量从2000年的35万千瓦增长到2006年的260万千瓦，年均增长率达30%。我国风电装机容量在2004年位居世界第10位，到2006年底上升为世界第6位。

在中国北部区域，风能资源非常丰富，但是电力负荷小，电网薄弱，不能按照欧洲“分散上网，就地销纳”的模式发展，只能是“大规模—高集中—高电压—远距离输送”的模式，在千万千瓦级风电基地规划编制过程中，就要统筹考虑风能资源、发电、输电和负荷各个方面的问题。

迅速崛起的千万千瓦级风电基地

2007年11月28日，国家发改委批准在酒泉建设全国乃至全世界首个千万千瓦级风电基地，总装机1065万千瓦，总投资约1000亿元。酒泉地区规划建设9个风电场，到2015年装机容量1270万千瓦，大规模的风电开发将带动煤电、光电、装备制造等相关产业发展，目前相关规划正在实施过程中。

同时，国家电网公司于2008年3月开工建设兰州—酒泉—瓜州750千伏超高压输变电工程，届时酒泉千万千瓦级风电基地生产的大量清洁电能将通过这一输电通道送往东部地区的电力负荷中心。

另外，鉴于新疆哈密地区风能资源丰富、场址平坦，我国规划在哈密东南部、三塘湖和淖毛湖3个区域建设风电场，2020年实现装机容量1080万千瓦；在河北省风能资源丰富的张家口、承德地区及东部沿海，包括潮间带和近海，规划2020年实现风电装机容量1200万千瓦。除此之外，内蒙古自治区也在编制千万千瓦级风电基地规划，依据电网覆盖区域划分的蒙西和蒙东两部分到2020年实现风电装机容量5780万千瓦。综上所述，到2020年总装机容量达到12630万千瓦，风电上网电量约2810亿千瓦时。

酒泉的风电困局

但在风电大规模发展中遇到的问题同样不容忽视。由于风电资源赋存的上述区域电力负荷非常低，风电装机容量高度集中，不可能销纳如此之大的电量，大规模外送是基本事实。但现实是我国2008年年底1221万千瓦的风电装机容量中，并网风电机组仅为894万千瓦，其中即便是已经并网的风电场也面临着限电问题，难以保证风电机组全部正常发电，这无疑是风电资源丰富地区的发展瓶颈，尤其是近几年风电发展较快的内蒙古、新疆、吉林、黑龙江和甘肃等省（区）矛盾更加突出。

以目前正在规划建设的甘肃酒泉风电基地为例，在发展中遇到了很多难题。

一是风电送出问题。目前，甘肃河西电网主网架电压等级为330千伏，而西电东送的能力仅为70万千瓦左右，根本无法满足风电的送出需要。

二是市场问题。到2010年年底酒泉风电基地装机容量将达到516万千瓦、年上网电量约为103亿千瓦时，而预计同期甘肃全省统调范围内最大负荷950

万千瓦、省电网公司售电量560亿千瓦时。全省用电最大负荷仅为950万千瓦，却要销纳516万千瓦风电，这从电力平衡的角度考虑几乎是不可能的。

三是技术问题。为了提高风电送出能力，要应用750千伏串补技术；为了克服风电的间歇性、波动性，要采用750千伏可控高抗的技术。上述技术面对超大规模风电的远距离输电，不仅缺乏实际运行管理经验，理论分析计算的结论也仍然存在不确定性，风险较大。

四是经济问题。甘肃河西电网在现有技术方案的基础上增加一条750千伏输变电线路，同时采取串补、可控高抗等柔性输电技术，需要增加投资约60亿元。仅仅为了解决增加6%左右的风电电量（约为8亿-9亿千瓦时）送出问题，单位电量送出投资巨大，经济方面明显不合理；即使是现有技术方案投资115亿元，解决103亿千瓦时的风电送出问题，经济方面考虑已经非常不合理了，因此从经济方面考虑现有送出方案也存在是否合理的问题。

五是统一规划问题。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。风电发展速度远远快于原有规划的速度，国家制定的全国风电2010年的发展目标已经实现、2020年规划也将在2010年年底实现。对此，电网公司认为我国风电发展目标系弹性目标，目标的制定未能有效控制风电产业的合理发展，而地方政府在组织编制风电发展规划时则主要根据当地的资源情况来确定风电

发展规模，很少考虑风电销纳等问题，这也就间接导致了我国风电规划与电网规划相脱节现象的产生。

六是风电发展政策配套问题。例如，我国出台的相关政策均是按照有利于促进风电大规模发展的思路设计的，从一个角度而言这确实有利于调动地方政府和企业的积极性。但是，在缺乏大规模、远距离送电的激励政策的情况下，电网企业并不能充分承担起风电并网接入的责任，从而形成了可再生能源并网难这一问题。尽管我国目前建立了可再生能源的交易机制和可再生能源配额管理办法，但是相应实施细则并不完善，风电销纳的有关政策缺乏刚性。而且我国行政条块分割影响也是存在的，国内经济发达地区接纳风电的意愿不是很强，这也是我国在配套政策方面遇到的重要问题。

七是我国风电并网标准的制定问题。纵观我国并网标准，仍缺乏类似德国等风电大国所执行的风电认证检测制度和并网标准，这将是我国风电产业发展面临的最大的障碍，目前我国正在积极开展相关的标准制定，逐渐克服风电发展瓶颈。

应对送电难的措施

面对我国风电发展中出现的上述问题，笔者认为要解决西部几个大型风电基地的送电问题，应考虑实施以下几个措施：

第一，与单个风机出力变化率大、响应速度要求高不同，多个大型风场联合运行具有互补性，能够平抑风场出力波动，缓解调峰响应速度要求。

第二，适当建立火电机组，满足调峰需要。尽管国家正在有规划的限制煤电厂的布局，但从西北地区的实际情况来看，笔者认为这一步还是必不可少的。鉴于西北地区在大规模发展水电和储能设施方面仍难以突破，而依托智能电网亦不能解决当务之急，因此适当的建立火电机组，和风电打捆，就成为一个有效解决当前问题的重要途径。

风电、火电打捆外送可以考虑用特高压直流外送，这样可以解决风电调峰、保证大规模并网送出，还可以使火电机组的利用小时数达到5500小时以上，特高压直流线路的利用小时数达到7500小时以上，从而保证了风电、火电和线路的经济性。

第三，我国应尽快加强电网在可再生能源方面的规划。值得期待的是，《可再生能源法》的修订案于2010年4月1日起实施。这部法律特别强化了规划的重要性，而我国风电产业的健康、合理发展，确实需要同时加强风电和电网两个规划相互协调。

目前有关电网各项实施细则都在制定当中，其中（可再生能源并网配额管理办法）草稿已经起草完毕上报国家能源局，做进一步的修改，近期可望出台。届时，将通过可再生能源发电的配额指标来约束电网企业，考虑以实际的发电量为基准，规定在其全部电量中，可再生能源发电的固定比例或者固定数量。对此，笔者认为，还应对大的电力公司实行配额制，使之完成相应的配额任务。