企业家论坛（四）：风电并网与消纳

整理／赵靓

Sebastian Meyer（安元易如国际公司主任）

和德国进行一下比较，中国安装的风电机组运行得也不错。但是如果把数据都加在一起，就会发现运行质量呈下降趋势。一方面可能由弃风造成，另一方面可能由其他因素造成。

电网也有一些容量的问题，由于时间和空间不同，性能有很大的差异。中国在2011年有100亿千瓦时的风电被弃掉了，2012年是200亿千瓦时，弃风量比2011年增加了一倍，2013年有一些好转，比如内蒙古的情况也在改变。总体的趋势仍然是在恶化，主要表现在内蒙古和吉林，原因主要是冬季的供暖需要。甘肃也存在这个问题。

财务状况较好的项目主要在电价较高的地区，因为那里风速虽然比较低，但弃风现象较少发生。由于弃风，一些有着很好风能资源的项目，收益要低于低风速地区。因此，如果把低电价与弃风情况联系到一起，我们会看到有很多项目，即使风能资源达到一级，盈利仍然很少。但是，只在低风速地区发展也不是解决办法。因为一些盈利最差的项目也位于低风速地区。

Hannele Holttinen（芬兰VTT研究所，IEA电网专家）

风电对电网的影响，实际上取决于风电发电量与整个电网负荷量的相比。在欧洲建设第一批风电场的时候，都需要咨询运营商整个电力系统中能够容纳多少风电，丹麦可容纳的风电容量是20万千瓦。欧洲有些国家所需电力的15%到30%都来自于风电。需要每个风电场提供有关发电预测的信息，比如一小时或一天能发多少电，弃电量是多少，等。

电网在发展，风电也将更有能力实现并网。我们现在已经开始努力改变电力系统，以便在很多地方实现风电占比20%的目标，其中电力输送非常重要。

风电在未来还可以提供相当一部分灵活性，如果我们确实要进行市场设计，或者对电力系统进行改善，帮助风电更好地并网，需要有一个更高效的市场运作方式和更广泛的市场范围。

马玉刚（华能通辽风电公司总经理）

这几年从国家能源局到研究机构、电网公司，都非常重视弃风限电，并力图通过一些方案和顶层设计来改善这个问题。但我们也感觉到弃风限电并不能很快解决，这是长期存在的。

其次，我在内蒙古东部地区曾经带着团队搞了一个很好的风电项目，成为国内唯一一个具有百万投产的风电公司。在2009年时出现了少量限电，2010年开始出现大面积限电，到2012年有所缓解。从这个过程看，最严重的一年限电达到40%左右，这对发电企业来说已经无法承担，出现了大面积亏损。

应该说，限电为企业后续发展带来一些问题。存量资产出现这样的亏损，再新建工程对一个公司来说也面临很大的考验。因为无法解决存量资产问题，就无法使在建工程做好，这是一个共性问题。

从2012年开始，通辽地区由于电网得到了局部改善，限电指标大幅度下降，限电问题得到较大改善。与2011年相比，电网公司做了大量的工作，包括使用了一些稳定设置，数据实时上传的准确率得到提高。对于发电企业来说，每天研究的问题就是如何少限电。来大风后，发电能力不能得到很好的发挥确实很可惜，也很痛心。

张正陵（国家电网公司发展策划部副主任）

为什么中国面对的并网和消纳问题很突出？过去几年，很多人把中国风电发展数据摆出来与国外比。除了增长规模超过了对方，其他可能很难与他们相比，这与中国风电的两个特征有关。这两个特征是硬约束。一个是中国对风能资源的利用过于集中，都在“三北”地区。九个千万千瓦级基地，有七个在北部。如果开发规模超过了当地市场消纳能力，就会给电网带来很大挑战，就需要扩大市场，或是将电送出去。第二，风电作为反调峰的电源，需要其他电源做调节，要与火电、水电相配合。“三北”地区以火电为主，并且大部分是热电，到了冬天以热定电，基本上不调峰，使火电输出在白天达到100%，晚上达到90%。而风电最好的季节也是在冬季，并且是晚上，与热电冲突。

我们国家的软环境也有需要调整和改进的地方。风电作为一种资源，规划、建设、运行，整个过程需要统筹谋划。风电的规划要与市场的规划衔接好，风电开发的规划要与电网的规划衔接好。但是，前些年这方面做得不够。国家“十二五”风电发展规划已经颁布了，但是没有明确的市场规划，也没有电网规划。如果风电规划与电网规划脱节，带来的问题显而易见。

今年，情况有了一些起色，风电利用小时数比去年上升了，但是后三个月怎么样还有待观察。好转的原因我做了一些分析。第一，国家层面从规划布局上进行了调整。今年国家核准开工的风电项目都在山东、山西等地区，这些地区此前风电装机规模小，风电市场规模大。“三北”地区前两年弃风较严重，能源局做了适当的控制。第二，针对这两年弃风严重的地区，电网公司也采取了很多措施，例如新建了一些通道。今年上半年国家能源局批复了两条500千伏交流的线路，现在正在抓紧建设，在这两条线路建成后，相信冀北地区弃风问题会得到比较好的缓解。

汪宁渤（甘肃省电力公司风电技术中心主任）

酒泉是中国批准开工建设的千万千瓦风电基地，但距省会城市直线距离1000千米，相当于北京到南京的直线距离。因此，远离负荷中心成为其一大特点。第二大特点是本地区用电量很少，电力电量几乎完全外送。第三个特点是酒泉风电的集中度非常高，在酒泉有一个变电所叫敦煌750变电所，该变电所目前并网的风电和太阳能装机容量达到500万千瓦。而按照规划，最终将超过650甚至700多万千瓦，是全世界唯一单个变电所集中并网装机容量超过500万千瓦的例子。这客观上就形成了该地风电的送出、消纳、调峰、系统稳定和控制等一系列难题。而这些难题中，永远绕不开的是送出和消纳，这也成为中国与欧美国家风电发展模式的不同点。丹麦是著名的风电王国，而酒泉500多万千瓦的风电装机容量比整个丹麦的装机还多。

酒泉风电基地2012年风电利用小时数为1645小时，创历史最低。大家认为限电达到20%或30%，实际数据是由四个因素决定的。

首先，去年对酒泉风电基地乃至北方风电基地来说都是小风年，至少影响风电利用小时数10%。第二，2011年酒泉发生了大规模的脱网事故，导致2012年对3000多台风电机组进行改造，影响了利用小时数。第三，由于酒泉形成了100多千米长、20多千米宽的4000多台风电机组的风带，可能对整个风能资源影响不大，但是上游风电机组对下游风电机组的影响是国内外根本没有考虑到的。第四个因素就是限电。把这四个因素综合考虑，酒泉风电基地风电利用小时数尽管只有1600小时，实际限电的小时数只有12%到13%。

客观事实使我们要重新审视大规模发展模式背后引发的一系列问题，关于弃风限电，包括送出、消纳这些问题，都要再平衡、再认识。在整个发展过程中，我们需要不断分析研究，探索解决风电问题的办法。

侯佑华（内蒙古调度集团公司调度中心副主任）

蒙西调度部门在2008年年底开始重视风电，当时风电装机容量约为130万千瓦，现在的并网容量已经超过了1000万千瓦。在需要解决很多技术问题的前提下，这样的发展速度确实太快，给蒙西电网带来的压力也很大。

在技术手段方面，从2009年准备做风电预测技术开始，到2010年风电预测技术上线，实现了全网的预测。到2011年年底，蒙西的风电系统开始试运行，2012年11月正式投入运行。现在看来，技术手段的提高是保证电网提高接纳能力的根本。风电建设在先，并网在后，确实是很现实的问题，很多技术问题都是并网后才发现。

2011年是蒙西地区风电利用小时数是最低的一年，为1912小时，当年发电量不到130亿千瓦时。到了2012年，随着技术手段提高，风电上网电量达到178亿千瓦时，2013年的1月到9月，风电上网电量已经达到161亿千瓦时。

蒙西地区在现有条件下做好风电接纳，首先，要提高技术装备水平，如风电控制、预测等。同时，蒙西公司2011年售电量为1200亿千瓦时，2013年大约是1320亿千瓦时，虽然只增长了120亿千瓦时，但我们并没有增加火电，而是把增加的电量全部给了风电。

王仲颖（国家可再生能源中心主任）

把新增的电量全让给风电，但为什么不能压煤电？2012年全国火电运营4950小时，在西方发达国家，一般煤电运行3000小时就算高了。如果煤电能让出2000小时，那么8亿千瓦的火电装机可以给8亿千瓦的风电装机做调峰。最初，欧洲的煤电也不甘心给风电让路，因为煤电也有自己的运行特点。如果为风电让路，必须得优先采购风电。在德国，如果把风电场所发的电弃掉，会受到法律惩处。反过来，煤电厂要发5000小时的电也会违法，若还想在市场里分一杯羹，就得想办法改进技术。中国新一届政府对生态环境、社会经济的可持续发展非常重视。中国原来的电力系统和电网规划，完全是以煤电厂为核心设计的。中国未来的能源战略，或者电力系统，到底是继续以煤电为核心，还是围绕新能源及可再生能源来构造输电网络，是一个很重要的问题。目前的方向没有错，但具体措施还要进行改革。未来的电力系统和电力网络应该怎么去建，以什么样的理念和思路去建，是现在必须要决策的问题。事实上，做电网规划并不难，如果把理念和思路明确了，这个问题就可以解决。

中国把国家电网作为企业来管理，国务院国资委也一样，对其有考核指标，从而涉及一系列问题。而在德国，有四家输电公司，都是分离的。德国能源监管局对这些公司的盈利水平严格限制，不允许高额利润出现，这些公司的收益不可能高于同期社会平均利润水平。美国有一种ISO电力独立运营商，是从整个电力系统里分离出来的，既不拥有发电厂，也不拥有输电线路和配电公司，而是有至高无上的权力，可以下达命令，如对电力的调度。