风电可持续发展思考

3.不同地区风电场的限电原因分析

初步分析北方地区各风电场限电原因，主要有三个方面的原因：

一是受电网网架较弱影响，在电网的局部环节产生了“卡脖子”现象，风电限出力。由于部分地区风电开发过于集中，受现有电网网架送出能力影响，风电被限出力。

二是北方地区系统峰谷差较大，系统调峰能力有限，风电在电网低谷时段参与系统调峰。系统峰谷差是影响系统接纳风电能力的关键因素。一般来说，北方经济欠发达地区居民生活用电比例高，系统峰谷差较大，峰谷差较大的月份与大风月重叠。而且，北方地区风电场大风月基本与供暖期重叠，受供热火电机组保民生影响，在冬季后半夜的系统负荷低谷时段，北方地区大部分风电场都要参与系统调峰。目前，参与系统调峰是风电场限出力的主要原因。

三是由于局部地区电源相对于用电负荷严重过剩，即使在电网负荷高峰时段，风电仍无法全部消纳。例如，内蒙古西部地区火电机组过剩，发电装机严重富裕。之前已经提到，供暖期内热电机组和自备电厂基本不参与系统调峰，大量风电成为系统调峰的便捷手段，导致消纳成为蒙西电网风电限电的首要原因。但值得关注的是，今年上半年限电局面进一步严重，风电消纳问题从以供暖期内为主，扩大到了夏季用电负荷高峰期。在夏季风速较大的时段，黑龙江、吉林辽宁、甘肃、蒙东等地也出现了较大比例的限电。

4.我国风电面临可持续发展的挑战

由于甘肃、内蒙古、黑龙江、吉林等“三北”一线地区大规模限电，在现有电力运行体制下无法消纳更大规模的风电，风资源开发利用效率大幅下降。为了避免更严重的限电形势，2011年以来，国家控制“三北”一线地区风电发展规模和速度，重点发展山西、陕西、宁夏、河北、辽宁等电网接入相对较好的“三北”二线地区以及东南沿海、内陆低风速地区，预计2014年之前每年尚可维持1500万千瓦左右的新增并网规模。但是，在现有电力市场运行体制下，山西、陕西、宁夏、河北、辽宁等省区电网可继续接入的风电容量也是有限的，而沿海地区和内陆低风速地区省份受风电开发成本、土地利用规划、环境影响等因素限制，在现有技术手段、电价政策、管理体制条件下可经济开发的风电规模也有限。因此，如果2014年之前“三北”地区并网与消纳问题处理不好，且中东部、内陆地区低风速与分散式接入项目的相关配套政策没有在操作层面完善，则“十三五”期间我国风电将面临可持续发展的严重挑战。

三实现风电可持续发展的思考与建议

1.加强行业管理，保障风电健康有序发展

鉴于目前风电开发现状，建议能源主管部门有必要在以下几方面加强行业管理：

(1)在项目核准管理方面，建议继续实施风电核准计划，优化风电开发布局，把握合理的风电开发节奏。对于风电场年等效利用小时数低于一定值或者限电比例高于一定值的省区，应严格项目审批管理，避免重复建设。

(2)在并网管理方面，建议优化运行调度模式，采取风电项目“排队入网”的方式，在保证已有风电项目充分发挥产能的前提下，按照项目核准顺序依次入网，或者采取“后上先切”的调度方式，优先保证投产较早的风电场、国家特许权项目以及国家批复的示范项目并网。目前，国家能源局已经出台相关文件，要求电网经营企业科学安排风电场运行，采取技术措施确保风电特许权项目的并网运行和所发电量的全额收购。应加强新建风电项目的并网审查工作，不得因新建风电项目限制已建成风电项目的出力。如果这一政策能够坚持执行，则必将大大促进风电行业的健康发展。

(3)在规范市场秩序方面，建议进一步营造公平公正的市场竞争环境，保证风电开发企业能够自主选择最适合现场条件的、性价比高的风电设备。例如，采取必要的措施解决地方政府短期内减税的问题，可考虑在风电项目增值税抵扣期内，按照风电场实际发电量水平，调整国家税收政策，或者给予地方政府适当补贴。

风电设备质量和智能化水平是提高风电电量比例的重要保障。应通过有效的市场竞争以及行业协会等机构必要的运行数据、检测报告监督、披露制度，促进风电设备厂家摒弃目前以扩产能、拼价格为主的发展模式，将主要精力放到整机设计、载荷计算、控制策略、并网性能等核心技术上来，研发适应风资源状况的智能型风电机组，不断提高设备的质量和智能化水平，争取在同样的风况下多发电。

2.配额制是解决风电限电与消纳问题的制度保障

目前配额制管理办法正在征求意见，社会各界对配额制寄予厚望。由于配额制是基于现有的电力市场运行体制形成的，其自身有一定局限性，但是配额制是当前明确地方政府、电网经营企业、电力企业的职责和义务的最有效手段，建议尽快实施。

电网经营企业是风电开发的关键环节，消纳也是风电开发面临的主要矛盾，建议在配额制中重点约定电网经营企业的职责和义务，从机制上提高电网经营企业接纳风电的积极性。

此外，应从考核机制上解决风电限电、运行效率不高的问题，改变地方政府和风电开发企业重建设规模、轻发电量的思想，引导地方政府在已有风电场充分发挥生产能力的前提下完成节能减排目标。例如，建议配额制约定，如果某一地区已有风电场限电超过一定比例，即使本地区已完成了风电电量消纳目标，也应给予地方政府、电网企业相应地减分处理。

在配额制设计中，应完善风电开发企业考核机制，应建立以风电电量、风电等效利用小时为主要指标的风电考核体系，弱化对装机规模的考核，促使风电开发企业重视提高风电发展质量，将发展重点转移到追求风电电量与效益上来。

3.解决风电限电与消纳问题的主要措施

根据风电自身特点、近阶段发展风电的主要目的、风电限电的原因，建议可采取的解决风电限电与消纳问题的技术与管理措施如下：

(1)由火电为风电调峰，提高系统消纳能力。从节能减排大局出发，考虑系统经济性和系统综合能耗，应建立系统内其它电源为风电调峰的运行机制，这也是提高系统消纳能力的主要措施。在常规火电机组最低技术出力以上，火电应尽可能为风电调峰。同时，为提高火电企业积极性，可建立火电为风电深度调峰的利益补偿机制。已有火电机组应进行必要的技术改造，新上火电机组应具备深度调峰能力，火电项目可行性评估时应考虑为风电调峰问题。应严格按照以热定电原则规划审批热电联产机组，避免供热机组过剩。严格实施以热定电，在满足供热能力的条件下供热机组也要为风电调峰。此外，要建立自备电厂为风电调峰的机制。

(2)其他可采取的综合措施：

一是加强网架结构，打通局部地区送出瓶颈，提高区域电网内输送能力，建设快速调节的调峰电源。从长远看，随着页岩气开发的迅速发展，电力系统中快速调节电源装机比例将会提高，系统调峰能力将大大提高。

二是优化系统负荷侧管理，做好供电负荷削峰填谷工作，推广峰谷电价等手段，下一步发展电动汽车，培育间歇用能负荷，降低峰谷差。

三是实施风电功率预测，尤其是中期预测和短期预测，研究大范围内风电场整体出力规律，优化电网调度运行方式。

四是积极探索供热模式，改善供热结构。如果调整北方地区现有的供热电源结构，将目前以供热火电机组为绝对主体的单一的供热结构变成以供热火电机组为主体、电供热为有效补充的供热模式，可缓解风电与供热机组之间的矛盾，提高系统在供暖季节的负荷低谷时段消纳风电的能力，当然这需要电网经营企业的配合和有关政策的调整。

(3)智能电网与并网标准应为提高电网接纳风电能力提供技术保障：

智能电网的重要功能是安全、无缝地容许各种不同类型的发电和储能系统接入系统，尤其是为可再生能源和分布式电源提供技术支持、接入平台和运行保障，促进可再生能源和分布式电源的规模化利用。

此外，当前需要进一步完善风电场接入电网标准工作。建议对低电压穿越、无功补偿等风电适应电网运行的措施，在不同地区的实际运行效果，进行全面的后评估和经验总结。对于确实有助于保证电网安全稳定运行或者促进风电并网与发电的有效措施或者技术标准，经进一步完善后，应加以推广。对于造成不必要投资浪费的技术标准应该加以改进。应本着保证电网运行安全、降低风电开发成本的原则，根据当地电网网架结构、负荷特点、全社会用电量、风电开发规模等因素，对不同地区在风电场接入电网技术标准上区别对待。在综合考虑技术与成本因素基础上，不断探索完善适应我国国情的风电场并网技术标准。例如，应在不同地区对电网侧集中进行无功补偿方案以及在风电场侧分散进行无功补偿方案的实际运行效果进行对比分析，优化无功补偿方案。有关部门应制定完善可再生能源和分布式能源电能质量、并网标准等相关标准以及调度管理办法等相关办法。

(4)要认识到只有大幅度降低成本，储能才可能实现大规模商业化应用。现阶段各种现有电力储能方式在技术和经济上难以大规模商业化推广与应用，不建议采取大规模储能方式降低系统峰谷差，提高风电消纳比例。例如，受风资源随机性的影响，在单位时间内，电池储能充放电次数较少，工作效率低，初步估算电池储能的度电成本是风电电价的20倍以上。而由于风资源的随机性，用抽水蓄能电站解决北方电源过剩地区的风电调峰问题，发挥的作用较小，成本较高，经济性有待进一步论证。而且，抽水蓄能电站的首要任务是保证系统运行安全，在保证系统运行安全与调峰方面难以兼得。