风电并网旧题待解：先市场还是先计划（附图）

电网之过还是审批之过?

在我国培育的9个千万千瓦级大型风电基地中，作为我国风资源大省的内蒙古，与其他风电基地一样，风电装机大规模集中建设，但负荷不是很充分，发电以火电为主。但尽管如此，内蒙古却给风电的并网消纳做出了表率，蒙西风电占全年用电量的比例超过10%，最高值甚至达到了30%。

“之所以蒙西风电接纳达到比较高的水平，在很多方面得到了国家电网的大力支持和帮助。”内蒙古电力公司调通中心副主任侯佑华在“2013北京国际风能大会暨展览会”(风能大会)中“风电并网与消纳”的企业家论坛上分享经验时讲到，蒙西刚接触风电，调度部门开始重视风电是在2008年底，那时风电的装机容量是130万千瓦左右。如今，经过了5年的时间，装机容量已经达到了1000万千瓦。这个速度发展得太快，给蒙西电网带来了很大的压力。

“并网”和“消纳”是目前在风电领域谈到最多的词语，而在风电并网消纳问题的解决过程中，电网公司是一个不可或缺的关键环节，也是许多问题集中暴露出来的环节。这种“重要性”就使得电网公司往往成为公众指责制约风电发展的对象。

这样的负担让国家电网公司发展策划部副主任张正陵有时也会诉苦：有很多的病症，症状表现在电网，但是病根不在电网。他在接受记者采访时表示，导致弃风有很多方面的原因，有风电技术，系统条件，体制上煤电计划的问题，也有电网滞后的原因。

张正陵指出，风电作为一种新资源，从规划、建设、运行的整个过程需要跟与其相关的各个因素统筹谋划。风电规划要和市场规划相衔接，风电开发规划要和电网规划相衔接。但是很遗憾，前些年我们这方面做得不够，有了风电规划，但是没有明确市场;有了风电开发规划但是没有电网规划。

2012年9月，国家能源局就已经发布了《风电发展“十二五”规划》，而电网发展“十二五”规划却至今“难产”。风电开发规划和电网规划脱节，就造成了我国这几年风电弃风限电现象愈演愈烈。

甘肃也是这几年弃风限电的“受害者”之一。在经过了2011年甘肃酒泉发生了大规模的脱网事故后，甘肃风电紧跟着就面临着限电，出现了大规模的弃风现象。但到了2012年以后，进入了一个相对比较好的发展状态。

据甘肃省电力公司风电技术中心主任汪宁渤介绍，随着新疆与西北主网联网750千伏第二通道输变电工程在2012年开工建设，酒泉地区的风电发电量和风电上网电量连创新高。其中今年8月14日风电最大出力达到417万千瓦，占当时全省用电负荷的44%，2012年限电状况已经大幅度缓解。

“目前甘肃已经发展到一个瓶颈阶段，制约甘肃风电进一步发展的问题是风电市场消纳能力不足。”汪宁渤在接受记者采访时表示，甘肃全省的最大用电负荷是1300万千瓦，最小用电负荷只有900多万不到1000万千瓦。但是目前甘肃全省的风电和太阳能电站的装机容量总和已经达到864万千瓦。如此大的规模新能源装机容量，从电力平衡的角度，电力电量在省内平衡几乎是不可能。因此，市场空间不足成为制约甘肃风电继续发展的关键因素。

解决这个问题就需要把风电输送到用电量多的省份去。而这不仅涉及到电网建设，而且还有规划问题。大规模的输电通道建设必须经过国家审批。

据了解，申请建设电网项目都需要申请“路条”。近两年，国家能源局基本上保持年均2500万千瓦的“小路条”审批节奏，并采用集中批复的形式。但是，这些项目后续仍需要得到土地、环评、并网的审核，才可最终获取国家发改委的“大路条”，进入实质性建设阶段。因此，在风电政策层面“路条审批”限制也是饱受诟病。

汪宁渤表示，这种审批对风电并网消纳的影响主要体现在，由于风电在电网末端上网需要同步审批的相关输变电工程，这样导致风电项目先批准了，然后才批准风电配套送出电网工程。事实上，由于风电建设周期快，但电网建设周期长，即使同步批准仍然存在建设进度不同步的问题。这两个不同步使得风电的并网消纳存在一定的困难。

不过，值得乐观的是，今年9月有媒体报道称，据接近国家发改委的人士透露，发改委正在按照国务院新一轮机构改革的部署，修订《政府核准的投资项目目录》，对投资项目审批、核准、备案管理办法进行重大改革。按照新的核准办法，作为项目核准的前置条件、长期以来让企业和地方政府饱受其苦的“路条”审批，可望取消。

而在“路条”审批没取消前，拿到了“路条”也就意味着看到了希望。

在论坛上，张正陵分享了两则好消息，其中一则就是酒泉至湖南±800千伏特高压直流输电工程，已经拿到了国家能源局的路条。

“这就意味着这个项目即将启动。对于甘肃风电的发展来说，这个项目是关键。”汪宁渤看到了甘肃风电发展的巨大希望。一旦这个输送通道打通以后，不仅至少能够解决800万千瓦的风电，而且将给甘肃新能源发展带来更大的市场空间。

事实上，这条线路是我国第二个直流输电工程。而第一条则是哈密至郑州的±800千伏直流输电线路工程。张正陵透露，这条线路国家电网近期已经开始调试，预计年底就能投产。

计划价格还是市场价格?

如果说如何把风电送出去是甘肃风电遇到的最大问题，那么对于蒙西来说，更大的压力则是今年四季度风电发电指标已经用完。

在我国的发电年度计划中，火电和风电占总发电量是按照比例来分配的。随着国家对环保能源的重视，这几年，风电所占比例有着慢慢提高的趋势。在这种情况下，内蒙古并没有把火电都转给风电。

侯佑华说，内蒙古电力公司2011年的售电量是1200亿千瓦时，今年大约是1320亿千瓦时，增长了100亿多一点。但其实并没有压住火电，只是把增加的电量全部给了风电。

那么，“为什么不能压煤电呢?”国家发展和改革委员会能源研究所国家可再生能源发展中心主任王仲颖在论坛上直言，每年我国都有电的下达计划，2012年全国火电装机运行4950小时，在西方发达国家，一般煤电能年运行3000小时就算高的了。所以，我国如果煤电能让出2000小时来，那8亿千瓦的火电装机可以给8亿千瓦的风电装机做调峰。道理就这么简单，但实际上没做到。

德国、丹麦、美国等国家提出未来风电在整个电量中的比例至少达到18%或20%以上，而中国风电量占比只有不到2%。制约风电消纳最大的瓶颈，还是体制上的限制。

“风电不是优先上网，火电是被保证的，要有发电量计划，反而不是火电给风电调控让路的情况。电力体制的改革可能是一个很重要的问题。”同时，侯佑华也表示，能源价格也是讨论能源发展的核心问题。在当前条件下，要考虑社会能承受多高的能源成本和价格。如果我国要建设一个清洁的电网，将来价格机制可能是决定整个电力系统建设成败的非常关键因素。

到目前为止，可再生能源的价格成本还是要高于煤电。从风电价格上看，目前常规火电，特别是以燃煤为主的常规火电还是要比风电便宜。风电的上网价格，国内的标杆电价是0.51元、0.54元、0.58元和0.61元四个价格。但是传统火电的上网电价，比如甘肃只有0.33元、0.34元左右。显而易见，这个价格比0.51元这个价格还是要低很多。

不过，随着我国经济的逐步平缓，用电量也会相应减少。加上煤炭是不可再生能源，可开采的数量越来越少，就会导致煤价上涨，进而火电成本有进一步上涨的趋势。相对而言，风电发电成本则会因为风机规模扩大而逐年降低。因此，市场普遍乐观预计，按照这样的趋势，风电将具备成本优势，压住煤电发电。

但是，对于这样的趋势，中国可再生能源学会风能专业委员会副理事长施鹏飞认为前景尚难定论。他在接受记者采访时表示，因为中国还没有建立起来真正的电力市场，不能像美国那样竞价上网。我国不仅有基准电价，价格不随市场而变。此外，火电还有计划电量。而这些都涉及到电力体制改革，这是根本。

而在张正陵看来，未来电力体制改革，首先是要市场化，而市场化的关键就是电力价格。电力体制改革可能先从价格入手。

近日，为了扩充可再生能源、提升环保，国家发改委发布了《关于调整发电企业上网电价有关事项的通知》，预计全国火电上网电价平均下调幅度在1.2分/千瓦时左右，对电力行业利润的收缩约为500亿元。

由此可见，火电公司的压力会增大，能源结构的优化和“清洁、可再生”能源已经是未来发展的主要方向。

同时，值得注意的是，国家能源局新能源和可再生能源司司长王骏在风能大会的开幕式上表态，国家能源局大力支持风电产业的发展，目前我们正在进一步完善相关政策，将积极推动电力系统的改革，实现风电优先上网全额收购，加强对限电比较严重地区的研究和运行的监管，制定有针对性的解决方案，同时争取出台实施可再生能源电力的配额制。争取用两到三年的时间，基本解决限电的问题。