王秀强

　　 本报记者获悉，截至目前，我国并网风电装机5258万千瓦。风电快速发展与并网消纳难并存，这已引起了国务院高层重视，日前批示要求相关部门研究问题所在并提出解决方案。

　　 按照规划，2015年我国风电规模将达到1亿千瓦、2020年达到2亿千瓦。

　　 与此同时，风电与电网规划建设不协调、系统调峰不足、并网技术不成熟、就地消纳能力不足等因素叠加，正在影响风电发展。

　　 根据国家能源局统计，2011年度全国风电弃风限电总量超过100亿千瓦时，平均利用小时数大幅减少，个别省（区）的利用小时数已经下降到1600小时左右。因风电效益有所下降，包括五大电力在内的风电开发商已经放缓节奏，减少风电投资。

　　 并网技术与市场消纳难题

　　 过去五年我国风电发展跃进，从200万千瓦到5000万千瓦。2015年风电并网翻番目标可否顺利实现？

　　 中国可再生能源学会一位人士介绍，截至2011年底，国内风电累计装机超过6200万千瓦，加上今年国家能源局拟核准的风电项目4800万千瓦，总计超过1.1亿千瓦。从理论上讲，规划目标与具体实施项目已经完全对接。关键在于拟建项目是否能够全面落实并且顺利并网消纳。

　　 从技术层面看，风电并网仍有诸多问题。中国电科院新能源研究所所长王伟胜：“相对于风电发展的速度和规模来讲，风功率预测、低电压穿越功能等技术只有部分电厂具备。大部分风电机组不具备有功控制能力，并网技术仍需继续提升。”

　　 除技术之外，风电可否大规模消纳决定行业发展质量。

　　 8月15日，在促进风电等新能源发展新闻发布会上，国家电网(微博)公司副总经理舒印彪说：“大规模风电消纳一直都是世界性难题，我国风电消纳问题更为突出。一方面，我国风资源集中、规模大，远离负荷中心，难以就地消纳。”

　　 另一方面，风电本身具有随机性、波动性、和间歇性特点，很难作为单一的发电系统提供连续稳定的电能输出，风电并网需要配套建设大量备用容量和调峰电源。

　　 “但一个现实是，我国风电集中的‘三北’地区电源结构单一，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重不足2%，特别是冬季由于供热机组比重大，基本没有调峰能力。弃风是电网企业的无奈选择。”舒印彪解释称。

　　 与我国相比，国外风资源相对分散，80%以上的风电接到配电系统，能够就地消纳；欧美等国家快速跟踪负荷的燃气电站及抽水蓄能比例高，西班牙为34%，是风电的1.7倍；美国高达47%，是风电的13倍。

　　 全国范围内消纳风电

　　 受资源地市场规模小、调峰资源有限、跨区输电能力不足等因素制约，风电开发规模大与电网系统消纳能力小之间的矛盾突出。

　　 电力行业资料显示，目前内蒙东部、内蒙西部、甘肃酒泉、河北北部4个地区风电装机占比分别达到22%、21%、20%、26%，与德国17%、西班牙21%的水平相当。

　　 并网消纳旧题未解 亿级风电规划启动

　　 国家电网新闻发言人张正陵说：“这些地方进一步拓展市场消纳的空间不足，可以考虑在全国范围内消纳风电。目前，国内风电占电源装机的比重只有5%，中东部地区调峰资源较为丰富，消纳风电的市场潜力未充分发挥。问题的关键在于，目前尚未形成全国统一的大市场和与之相适应的全国联网能力。”

　　 在这一背景下，加快外送通道建设是电力行业共识。

　　 国家电网提出的建议是，尽快核准锡盟-南京特高压交流工程，实现内蒙能源基地风火打捆外送；尽快同意蒙西-长沙、张北-武汉等特高压交流工程，哈密北-重庆、酒泉-湖南、呼盟-山东等特高压直流工程开展前期工作，促进内蒙、新疆、甘肃、冀北等千万千瓦级风电基地的开发和外送。

　　 张正陵说：“如果电网规划可以如期完成，可以保证可再生能源并网消纳。并网消纳原则是先省内、区域平衡，然后向全国电网平衡。”

　　 除此之外，调峰电源建设应与风电发展配套。电力行业专家建议，“鼓励现有常规火电机组开展技术改造，深度挖掘火电机组调峰能力。加快快速调节电源建设，统筹新能源发展与其他电源发展，建设抽水蓄能电站等快速调节电源。”

　　 其次，在制度设计上，应出台风电基地配套跨省区消纳的电价机制，适当提高风电接网费用的补贴标准，对于大型风电基地送出工程，单独核定输电价格。建立健全用户侧峰谷电价政策，完善现行辅助服务管理办法，明确常规电源为新能源提供辅助服务的补偿标准。完善抽水蓄能电站电价政策，建立抽水蓄能电站合理的投资回收机制。