浅析风电大规模发展中的制约因素及对策——以东北电网为例

吴隆礼，王 玫

（华北电力大学 经济与管理学院，北京 102206）

20世纪80年代以来，中国政府对可再生能源的发展、尤其是风电的发展高度重视，相继出台了《风力发电场并网运行管理规定（试行）》、《中华人民共和国电力法》、《可再生能源法》等一系列法律法规，大大促进了风电的飞速发展。截至2010年底，中国风电装机规模已超越美国，名列世界首位。但是另一方面，在中国风电快速发展的同时，弃风率不断上升，风电发展的瓶颈越来越突出。以东北地区为例，东北电网近年来风电发展迅猛，风电装机容量从2006年的847MW迅速增长至2010年6月底的8510MW，连续三年实现翻番增长。截至2010年6月，东北电网风电装机已占全国风电装机的39．12%。但是，另一方面，东北电网弃风现象仍然比较严重。2009年，东北电网全年受限风力发电量约为9．12亿千瓦时，受限比例为9．41%；2009年东北电网全年受限风力发电量约为9．12亿千瓦时，受限比例为9．41%①资料来源：国家电力监管委员会东北监管局．东北区域电力监管年度报告 （2009）．；2010年，东北电网全年受限风力发电量为19．63亿千瓦，受限比例增至11．33%左右。东北电网有限公司为扩大风电并网做出了许多努力，但是一些机制方面的硬约束仍然制约着风电的进一步发展。

一、风电大规模发展中的制约因素分析

（一）制约风电大规模发展的结构因素

1．电源结构方面，供热机组比例增加使火电机组调峰能力降低

东北电网电源结构仍以火电为主，占所有电源总装机80%以上。近年来供热机组增加，在建或陆续核准的热电联产机组占较大比例，取暖季节，常规火电机组为满足供热需求，调峰能力有所下降。另一方面，火电机组利用小时数持续降低（2007—2009年东北电网火电机组平均利用小时数分别为5773、5346、4419小时），且近两年陆续关停、拆除了一批单机容量为50～100MW的小火电机组，这也在一定程度上减少了启停调峰的机组容量，进一步降低了常规火电机组的调峰能力。

2．电网结构方面，风电场集中地区电网建设薄弱使风电输出受到阻碍

东北电网风电场集中地区电网建设速度跟不上电源建设速度，因电网结构限制风电外送问题比较突出。以白城、松原地区为例，白城松原电网目前仅通过4回220kV线路与主网联接，500KV系统薄弱，随着风电机组大规模投运及龙江西部断面极限的放开，风电因电网薄弱受阻现象越来越严重。表1显示，2010年1—7月东北电网因网架结构造成的风电损失量巨大，达到了92469MWh，对促进风电比例的扩大造成了不可忽视的影响，其中，500KV变电站数量过少是影响风电外送能力的重要因素之一。

表1 2010年1—7月东北电网因网架结构限制风电情况①

（二）制约风电大规模发展的负荷因素

1．用电量增长相对缓慢，不利于扩大风电消纳能力

与电力装机容量增速相比，东北电网用电量增长相对缓慢，而且其增长率呈降低趋势（图1）。由此带来的结果是东北电网火电机组年利用小时下降，“窝电”现象不断加剧，这为风电的消纳带来了不利影响。

图1 2006年—2009年东北电网供电量增长率变化情况③

2．用电量及用电量增长具有区域性特征，不利于风电消纳

图2显示，东北电网用电量中，辽宁占51%，是用电负荷集中地；而辽宁省风电机组的并网容量仅占东北电网风电并网总容量的25．52%；风电资源较丰富的蒙东地区（蒙东地区风电并网容量占东北电网风电并网总容量的31．90%），其用电量仅占东北电网的7%。这意味着东北电网风电的省内（区域内）消纳能力比较有限，从而增大了风电消纳的难度。由于负荷分布不均衡，大量风电必须依赖于省或地区外送，从而为风电消纳增添了一定困难。图3进一步显示，2006年至2009年，东北电网用电量增长也主要来自于辽宁的用电量增长，其他地区的用电量增长则比较有限。用电负荷增长的区域性特征也增大了风电消纳的难度。

（三）制约风电大规模发展的制度因素

1．现有电力交易机制阻碍风电大规模发展的因素

图2 2009年东北各省区用电量及风电并网容量比例（%）① 资料来源：2009年东北电网风电发展汇报资料（PPT），东北电网有限公司，2010，7．

图3 2006年—2009年东北电网供电量变化情况② 资料来源：2007年—2008年数据来源于东北电网有限公司2007年—2009年度东北电网运行方式（2010）；2009年数据来源于国家电力监管委员会东北电监局关于东北区域2010年度电网运行方式工作报告（2010）．

省间电力交易机制阻碍风电大规模发展的制约因素主要包括以下三个方面：第一，省间交易价格难以达成一致意见。省间输送电价由送受双方协商确定厂网间结算电价，但该协商价格很难达成一致意见。第二，网损得不到补偿。跨省输电穿越省份的电网企业得不到网损补偿。第三，交易过程难以做到各取所需，往往是一方受益，一方损失。例如，为了增大吉林省风电并网发电量，需要将吉林省的电量售给辽宁省，此时，辽宁省不得不压低火电机组发电量，使得辽宁省的火电厂受到损失，对这种损失进行补偿的机制目前还没有形成，因此这样的交易难以具有可持续性。

另一方面，完全固定的风电并网电价机制，在风电发展的最初阶段，有利于降低风电企业风险，收回成本。但是，当风电发展到一定阶段后，固定电价不利于体现风电运行成本低的优势，在一定程度上影响了风电的大规模并网发电。

2．现有调度模式阻碍风电大规模发展的因素

现有调度模式中不利于风电大规模发展的因素主要体现在四个方面：第一，宏观层面，目前实行省为实体的调度模式，风电原则上自行平衡；而风电资源丰富的地区，电力负荷并不大，例如吉林省，以及蒙东地区等，这种以省为实体，自行平衡的调度模式，不利于风电的进一步发展。第二，中观层面，确定开机组合、开机机组发电量、及开机机组出力曲线中，对风电机组及风电出力情况优先考虑不够。第三，微观层面，对火电机组深度调峰情况下最佳安全经济调峰曲线研究不够。第四，火电机组的深度调峰和跨省区的辅助服务补偿的实施办法目前还比较缺乏，这在一定程度上影响了促进风电发展的调度模式优化调整。

二、对策和建议

（一）加强水电建设，优化调峰电源结构

目前东北电网风电并网容量的剧增对电网的调峰能力负面影响突出，特别是大规模风电接入网架薄弱的赤峰、通辽及白城地区电网，对火电机组的运行造成了较大影响，加之一些火电机组并不能达到其设计的调峰能力，进一步增大了系统调峰、调频困难。随着风电比例的增加，火电机组供热期调峰能力大幅下降、水电比例逐年下降等因素，全网调峰形势将更加严峻。这就要求调峰电源的建设必须加快进行，尤其是抽水蓄能电站，以保障电网安全、有效地运行。至2010年底，东北电网常规水电装机容量为62．3万KW，占总装机容量的8．99%；调峰出力为38．5万KW，占总调峰出力19．53%；抽水蓄能电站装机容量为9万KW，占总装机容量的1．30%；调峰出力为18万KW，占总调峰出力9．13%。作为良好的调峰电源，加快抽水蓄能电站的建设速度将有利于进一步增强东北电网调峰能力，并大大减少投资与运行成本，增强火电机组运行的经济性和可靠性。目前抽水蓄能电站的规划与建设还不足以满足东北电网的调峰需求，应成为东北电网优化调峰电源的重点工作。

（二）提高对电网公司为接纳风电的电网建设成本补贴

目前对于风电的补贴集中于对发电企业的补贴，而电网公司为适应风电并网进行系统改带来的成本增加往往难以得到适当的补偿，这就极大地影响了电网公司进行电网建设的积极性。2007年1月，国家发改委发布了《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》对风电项目上网而发生的输变电投资和运行维护费按线路长度进行补贴：50公里、50～100公里、100公里及以上分别为为每千瓦时1分钱、2分钱、3分钱。但是这些补贴与电网企业的收入相比无异于杯水车薪，并不能对电网企业形成有效激励。因此，应考虑给电网企业更多接纳风电以适当补贴。

（三）加强风电场建设规划与电网建设规划的统筹

由于征地、施工等程序复杂，与风电项目配套送出的输变电工程建设周期远长于风电场，因此，风电场建设规划应提前一年甚至更长时间与电网建设规划统筹。目前，缺少专门机构负责上述统筹工作的开展和执行。此外，关于风电项目的审批制度，按规定总装机容量5万千瓦及以上风电项目必须由国家发改委核准，5万千瓦以下项目由各省（区、市）发展改革委自行核准，近年来为了避免繁琐的程序和核准时间的延长，东北电网区域内的风电项目多被拆分为4．95万千瓦的小项目进行申报。这样一个大项目分为几个小项目进行分批申请、分批建设，更难以使电网公司掌握风电项目的具体建设投产计划，难以进行与之配套的电网项目的规划和建设。为解决上述问题，我们建议由专门机构，如东北电监局，负责牵头定期召开风电场建设和电网建设的统筹规划会议，形成备忘录，必要时双方签订合同；在此基础上开展相关的电源和电网建设。若任何一方没有按合同内容履行相应责任，给另一方造成的损失应予以赔偿。

（四）建立灵活的风电交易体制，促进风电消纳

随着风电装机容量的迅速增加，消纳难的问题逐渐成了阻碍风电发展的重要原因之一。风电交易体制存在的弊端也是一个不可忽视的方面。对此，应作出以下努力。

第一，实行更加灵活的风电并网电价制度。例如，通常时期，采用已经核准确定的风电特许权招标电价或风电标杆上网电价；用电高峰期，若风电参与调峰，则采用相对更高的调峰电价；若在夜间用电低谷时，采用低谷期电价。夜间负荷处于低谷期时，往往是风力资源最充足时期，这时大量弃风造成清洁资源的严重浪费，此时即使实行低谷电价，也会给风电企业带来一笔可观收入，同时有效利用了清洁资源。

第二，确定风电省间交易、区域间交易的电价机制。目前，风电的省间交易并不存在明确的交易电价机制，制约了风电并网比例的增加，以及跨省、跨区域大规模地输送风电。积极制定并实施省间、区域间风电交易电价制度，有利于缓解风电“窝电”与“缺电”并存的现象，促进风电价格机制的市场化、规范化，提高地方政府和发电企业发展风电的积极性。

第三，调整风电标杆电价与火电标杆电价差额完全由政府补贴政策，让风电企业适当承担风电电价的市场波动风险，提高企业风险意识和经营效率。

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