吳隆禮，王 玫

（華北電力大學 經(jīng)濟與管理學院，北京 102206）

20世紀80年代以來，中國政府對可再生能源的發(fā)展、尤其是風電的發(fā)展高度重視，相繼出臺了《風力發(fā)電場并網(wǎng)運行管理規(guī)定（試行）》、《中華人民共和國電力法》、《可再生能源法》等一系列法律法規(guī)，大大促進了風電的飛速發(fā)展。截至2010年底，中國風電裝機規(guī)模已超越美國，名列世界首位。但是另一方面，在中國風電快速發(fā)展的同時，棄風率不斷上升，風電發(fā)展的瓶頸越來越突出。以東北地區(qū)為例，東北電網(wǎng)近年來風電發(fā)展迅猛，風電裝機容量從2006年的847MW迅速增長至2010年6月底的8510MW，連續(xù)三年實現(xiàn)翻番增長。截至2010年6月，東北電網(wǎng)風電裝機已占全國風電裝機的39．12%。但是，另一方面，東北電網(wǎng)棄風現(xiàn)象仍然比較嚴重。2009年，東北電網(wǎng)全年受限風力發(fā)電量約為9．12億千瓦時，受限比例為9．41%；2009年東北電網(wǎng)全年受限風力發(fā)電量約為9．12億千瓦時，受限比例為9．41%①資料來源：國家電力監(jiān)管委員會東北監(jiān)管局．東北區(qū)域電力監(jiān)管年度報告 （2009）．；2010年，東北電網(wǎng)全年受限風力發(fā)電量為19．63億千瓦，受限比例增至11．33%左右。東北電網(wǎng)有限公司為擴大風電并網(wǎng)做出了許多努力，但是一些機制方面的硬約束仍然制約著風電的進一步發(fā)展。

一、風電大規(guī)模發(fā)展中的制約因素分析

（一）制約風電大規(guī)模發(fā)展的結(jié)構(gòu)因素

1．電源結(jié)構(gòu)方面，供熱機組比例增加使火電機組調(diào)峰能力降低

東北電網(wǎng)電源結(jié)構(gòu)仍以火電為主，占所有電源總裝機80%以上。近年來供熱機組增加，在建或陸續(xù)核準的熱電聯(lián)產(chǎn)機組占較大比例，取暖季節(jié)，常規(guī)火電機組為滿足供熱需求，調(diào)峰能力有所下降。另一方面，火電機組利用小時數(shù)持續(xù)降低（2007—2009年東北電網(wǎng)火電機組平均利用小時數(shù)分別為5773、5346、4419小時），且近兩年陸續(xù)關(guān)停、拆除了一批單機容量為50～100MW的小火電機組，這也在一定程度上減少了啟停調(diào)峰的機組容量，進一步降低了常規(guī)火電機組的調(diào)峰能力。

2．電網(wǎng)結(jié)構(gòu)方面，風電場集中地區(qū)電網(wǎng)建設薄弱使風電輸出受到阻礙

東北電網(wǎng)風電場集中地區(qū)電網(wǎng)建設速度跟不上電源建設速度，因電網(wǎng)結(jié)構(gòu)限制風電外送問題比較突出。以白城、松原地區(qū)為例，白城松原電網(wǎng)目前僅通過4回220kV線路與主網(wǎng)聯(lián)接，500KV系統(tǒng)薄弱，隨著風電機組大規(guī)模投運及龍江西部斷面極限的放開，風電因電網(wǎng)薄弱受阻現(xiàn)象越來越嚴重。表1顯示，2010年1—7月東北電網(wǎng)因網(wǎng)架結(jié)構(gòu)造成的風電損失量巨大，達到了92469MWh，對促進風電比例的擴大造成了不可忽視的影響，其中，500KV變電站數(shù)量過少是影響風電外送能力的重要因素之一。

表1 2010年1—7月東北電網(wǎng)因網(wǎng)架結(jié)構(gòu)限制風電情況①

（二）制約風電大規(guī)模發(fā)展的負荷因素

1．用電量增長相對緩慢，不利于擴大風電消納能力

與電力裝機容量增速相比，東北電網(wǎng)用電量增長相對緩慢，而且其增長率呈降低趨勢（圖1）。由此帶來的結(jié)果是東北電網(wǎng)火電機組年利用小時下降，“窩電”現(xiàn)象不斷加劇，這為風電的消納帶來了不利影響。

圖1 2006年—2009年東北電網(wǎng)供電量增長率變化情況③

2．用電量及用電量增長具有區(qū)域性特征，不利于風電消納

圖2顯示，東北電網(wǎng)用電量中，遼寧占51%，是用電負荷集中地；而遼寧省風電機組的并網(wǎng)容量僅占東北電網(wǎng)風電并網(wǎng)總?cè)萘康?5．52%；風電資源較豐富的蒙東地區(qū)（蒙東地區(qū)風電并網(wǎng)容量占東北電網(wǎng)風電并網(wǎng)總?cè)萘康?1．90%），其用電量僅占東北電網(wǎng)的7%。這意味著東北電網(wǎng)風電的省內(nèi)（區(qū)域內(nèi)）消納能力比較有限，從而增大了風電消納的難度。由于負荷分布不均衡，大量風電必須依賴于省或地區(qū)外送，從而為風電消納增添了一定困難。圖3進一步顯示，2006年至2009年，東北電網(wǎng)用電量增長也主要來自于遼寧的用電量增長，其他地區(qū)的用電量增長則比較有限。用電負荷增長的區(qū)域性特征也增大了風電消納的難度。

（三）制約風電大規(guī)模發(fā)展的制度因素

1．現(xiàn)有電力交易機制阻礙風電大規(guī)模發(fā)展的因素

圖2 2009年東北各省區(qū)用電量及風電并網(wǎng)容量比例（%）① 資料來源：2009年東北電網(wǎng)風電發(fā)展匯報資料（PPT），東北電網(wǎng)有限公司，2010，7．

圖3 2006年—2009年東北電網(wǎng)供電量變化情況② 資料來源：2007年—2008年數(shù)據(jù)來源于東北電網(wǎng)有限公司2007年—2009年度東北電網(wǎng)運行方式（2010）；2009年數(shù)據(jù)來源于國家電力監(jiān)管委員會東北電監(jiān)局關(guān)于東北區(qū)域2010年度電網(wǎng)運行方式工作報告（2010）．

省間電力交易機制阻礙風電大規(guī)模發(fā)展的制約因素主要包括以下三個方面：第一，省間交易價格難以達成一致意見。省間輸送電價由送受雙方協(xié)商確定廠網(wǎng)間結(jié)算電價，但該協(xié)商價格很難達成一致意見。第二，網(wǎng)損得不到補償?？缡≥旊姶┰绞》莸碾娋W(wǎng)企業(yè)得不到網(wǎng)損補償。第三，交易過程難以做到各取所需，往往是一方受益，一方損失。例如，為了增大吉林省風電并網(wǎng)發(fā)電量，需要將吉林省的電量售給遼寧省，此時，遼寧省不得不壓低火電機組發(fā)電量，使得遼寧省的火電廠受到損失，對這種損失進行補償?shù)臋C制目前還沒有形成，因此這樣的交易難以具有可持續(xù)性。

另一方面，完全固定的風電并網(wǎng)電價機制，在風電發(fā)展的最初階段，有利于降低風電企業(yè)風險，收回成本。但是，當風電發(fā)展到一定階段后，固定電價不利于體現(xiàn)風電運行成本低的優(yōu)勢，在一定程度上影響了風電的大規(guī)模并網(wǎng)發(fā)電。

2．現(xiàn)有調(diào)度模式阻礙風電大規(guī)模發(fā)展的因素

現(xiàn)有調(diào)度模式中不利于風電大規(guī)模發(fā)展的因素主要體現(xiàn)在四個方面：第一，宏觀層面，目前實行省為實體的調(diào)度模式，風電原則上自行平衡；而風電資源豐富的地區(qū)，電力負荷并不大，例如吉林省，以及蒙東地區(qū)等，這種以省為實體，自行平衡的調(diào)度模式，不利于風電的進一步發(fā)展。第二，中觀層面，確定開機組合、開機機組發(fā)電量、及開機機組出力曲線中，對風電機組及風電出力情況優(yōu)先考慮不夠。第三，微觀層面，對火電機組深度調(diào)峰情況下最佳安全經(jīng)濟調(diào)峰曲線研究不夠。第四，火電機組的深度調(diào)峰和跨省區(qū)的輔助服務補償?shù)膶嵤┺k法目前還比較缺乏，這在一定程度上影響了促進風電發(fā)展的調(diào)度模式優(yōu)化調(diào)整。

二、對策和建議

（一）加強水電建設，優(yōu)化調(diào)峰電源結(jié)構(gòu)

目前東北電網(wǎng)風電并網(wǎng)容量的劇增對電網(wǎng)的調(diào)峰能力負面影響突出，特別是大規(guī)模風電接入網(wǎng)架薄弱的赤峰、通遼及白城地區(qū)電網(wǎng)，對火電機組的運行造成了較大影響，加之一些火電機組并不能達到其設計的調(diào)峰能力，進一步增大了系統(tǒng)調(diào)峰、調(diào)頻困難。隨著風電比例的增加，火電機組供熱期調(diào)峰能力大幅下降、水電比例逐年下降等因素，全網(wǎng)調(diào)峰形勢將更加嚴峻。這就要求調(diào)峰電源的建設必須加快進行，尤其是抽水蓄能電站，以保障電網(wǎng)安全、有效地運行。至2010年底，東北電網(wǎng)常規(guī)水電裝機容量為62．3萬KW，占總裝機容量的8．99%；調(diào)峰出力為38．5萬KW，占總調(diào)峰出力19．53%；抽水蓄能電站裝機容量為9萬KW，占總裝機容量的1．30%；調(diào)峰出力為18萬KW，占總調(diào)峰出力9．13%。作為良好的調(diào)峰電源，加快抽水蓄能電站的建設速度將有利于進一步增強東北電網(wǎng)調(diào)峰能力，并大大減少投資與運行成本，增強火電機組運行的經(jīng)濟性和可靠性。目前抽水蓄能電站的規(guī)劃與建設還不足以滿足東北電網(wǎng)的調(diào)峰需求，應成為東北電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)峰電源的重點工作。

（二）提高對電網(wǎng)公司為接納風電的電網(wǎng)建設成本補貼

目前對于風電的補貼集中于對發(fā)電企業(yè)的補貼，而電網(wǎng)公司為適應風電并網(wǎng)進行系統(tǒng)改帶來的成本增加往往難以得到適當?shù)难a償，這就極大地影響了電網(wǎng)公司進行電網(wǎng)建設的積極性。2007年1月，國家發(fā)改委發(fā)布了《可再生能源電價附加收入調(diào)配暫行辦法》對風電項目上網(wǎng)而發(fā)生的輸變電投資和運行維護費按線路長度進行補貼：50公里、50～100公里、100公里及以上分別為為每千瓦時1分錢、2分錢、3分錢。但是這些補貼與電網(wǎng)企業(yè)的收入相比無異于杯水車薪，并不能對電網(wǎng)企業(yè)形成有效激勵。因此，應考慮給電網(wǎng)企業(yè)更多接納風電以適當補貼。

（三）加強風電場建設規(guī)劃與電網(wǎng)建設規(guī)劃的統(tǒng)籌

由于征地、施工等程序復雜，與風電項目配套送出的輸變電工程建設周期遠長于風電場，因此，風電場建設規(guī)劃應提前一年甚至更長時間與電網(wǎng)建設規(guī)劃統(tǒng)籌。目前，缺少專門機構(gòu)負責上述統(tǒng)籌工作的開展和執(zhí)行。此外，關(guān)于風電項目的審批制度，按規(guī)定總裝機容量5萬千瓦及以上風電項目必須由國家發(fā)改委核準，5萬千瓦以下項目由各?。▍^(qū)、市）發(fā)展改革委自行核準，近年來為了避免繁瑣的程序和核準時間的延長，東北電網(wǎng)區(qū)域內(nèi)的風電項目多被拆分為4．95萬千瓦的小項目進行申報。這樣一個大項目分為幾個小項目進行分批申請、分批建設，更難以使電網(wǎng)公司掌握風電項目的具體建設投產(chǎn)計劃，難以進行與之配套的電網(wǎng)項目的規(guī)劃和建設。為解決上述問題，我們建議由專門機構(gòu)，如東北電監(jiān)局，負責牽頭定期召開風電場建設和電網(wǎng)建設的統(tǒng)籌規(guī)劃會議，形成備忘錄，必要時雙方簽訂合同；在此基礎上開展相關(guān)的電源和電網(wǎng)建設。若任何一方?jīng)]有按合同內(nèi)容履行相應責任，給另一方造成的損失應予以賠償。

（四）建立靈活的風電交易體制，促進風電消納

隨著風電裝機容量的迅速增加，消納難的問題逐漸成了阻礙風電發(fā)展的重要原因之一。風電交易體制存在的弊端也是一個不可忽視的方面。對此，應作出以下努力。

第一，實行更加靈活的風電并網(wǎng)電價制度。例如，通常時期，采用已經(jīng)核準確定的風電特許權(quán)招標電價或風電標桿上網(wǎng)電價；用電高峰期，若風電參與調(diào)峰，則采用相對更高的調(diào)峰電價；若在夜間用電低谷時，采用低谷期電價。夜間負荷處于低谷期時，往往是風力資源最充足時期，這時大量棄風造成清潔資源的嚴重浪費，此時即使實行低谷電價，也會給風電企業(yè)帶來一筆可觀收入，同時有效利用了清潔資源。

第二，確定風電省間交易、區(qū)域間交易的電價機制。目前，風電的省間交易并不存在明確的交易電價機制，制約了風電并網(wǎng)比例的增加，以及跨省、跨區(qū)域大規(guī)模地輸送風電。積極制定并實施省間、區(qū)域間風電交易電價制度，有利于緩解風電“窩電”與“缺電”并存的現(xiàn)象，促進風電價格機制的市場化、規(guī)范化，提高地方政府和發(fā)電企業(yè)發(fā)展風電的積極性。

第三，調(diào)整風電標桿電價與火電標桿電價差額完全由政府補貼政策，讓風電企業(yè)適當承擔風電電價的市場波動風險，提高企業(yè)風險意識和經(jīng)營效率。

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