甘肃风电三大瓶颈待解

在中国风电产业连续4年翻番的大好形势下，风电发展较快的地区先后遭遇到发展瓶颈，如何摆脱风电发展的瓶颈束缚成为国内外关注的焦点。

2000年以来，中国风电装机容量增长了74.6倍，是全世界风电发展最快的国家。尤其是2006年我国《可再生能源法》颁布以来，中国风电装机容量年均增长率高达105%。根据世界风能协会的统计，截至2009年年底，中国风电装机总容量达到2601万千瓦，成为全世界风电装机容量第二的国家。在此背景下，我国部分新建风电场无法并网送电的问题逐步显现。2009年年底，2601万千瓦的风电装机容量中，并网风机仅为1613万千瓦，即使已经并网的风电场也面临限电问题，难以保证风电机组全部正常发电，风电资源丰富的内蒙古、新疆、吉林、甘肃等省普遍感到风电发展遇到瓶颈。

与此同时，美国也遭遇过类似的风电发展瓶颈问题，甚至发生了已经建好的风电场被整体拆除的情况。

风电发展遭遇三大瓶颈

一、“送出”瓶颈。甘肃河西电网主网架电压等级为330千伏，全线串联着7座变电所，输电线路全长约1000公里，是目前国内输电距离最长、串联变电所最多的330千伏电网。由于受电网结构的限制，河西电网西电东送的能力仅为70万千瓦左右。考虑到地方小水电占用一部分送出能力以后，根本无法满足现有的100万千瓦左右风电送出需要，酒泉风电基地现在已经遭遇“送出”瓶颈。

甘肃省电力公司计划投资90亿元建设河西750千伏双回线路与甘肃（西北）主网相连，全线串联4座变电所，输电线路全长约2X848公里。但经过分析计算，常规河西750千伏电网西电东送的能力仅为180万千瓦，根本无法满足2010年酒泉风电基地计划投产的516万千瓦的风电送出需要。为此，甘肃省电力公司和中国电力科学研究院合作开展了深入的调查研究，将采取国内外最先进的750千伏串补和世界上没有的750千伏可控高抗等多项技术措施，同时通过750千伏电网和新疆电网联网以提高系统稳定水平和输送能力，将河西750千伏电网西电东送的能力提高到318万千瓦。考虑到风电机组发电的同时，就近消纳一部分用电负荷，勉强能够满足94%概率条件下的516万千瓦风电送出需要，仍然有6%的时间需限制风电出力。

酒泉风电基地风电装机容量2015年将达到1271万千瓦，2020年增加到2000万千瓦以上，将产生更多的电力电量需要送出，即使不考虑电力电量能否在甘肃消纳的问题，使用常规的交流输电技术无法将电力电量送到甘肃主网，必须依靠全世界最先进的特高压直流输电技术，才有可能解决2015年以后的风电送出问题。由于存在各种不确定性因素，即使采用了全世界最先进的±800千伏特高压直流输电技术，能否有效解决2015年以后的风电送出问题仍然需要进一步研究，未来酒泉风电基地仍然可能存在“送出”瓶颈。

二、“市场”瓶颈。2010年年底，酒泉风电基地风电装机容量将达到516万千瓦，年上网电量约103亿千瓦时，2009年甘肃全省统调最大负荷923万千瓦，甘肃省电力公司售电量538.42亿千瓦时，预计2010年全省统调范围内最大用电负荷980万千瓦，甘肃省电力公司售电量620亿千瓦时。

甘肃全省用电量最大负荷仅为980万千瓦，要消纳516万千瓦风电，从电力平衡的角度考虑几乎是不可能的。甘肃省电力公司售电量620亿千瓦时中要消纳103亿千瓦时的风电上网电量，虽然从电力平衡看似乎可能，但考虑到面临水电、火电建设项目大批投产，全省用电需求减缓的实际，如果516万千瓦的风电发电量全部在甘肃省内消纳，火电机组的利用小时数将下降到3000小时以下，因此从电力、电量平衡方面考虑，2010年516万千瓦风电在甘肃省内难以消纳，酒泉风电基地还将面临“市场”瓶颈。

酒泉风电基地装机容量2015年将达到1271万千瓦，2020年增加到2000万千瓦以上。即使考虑甘肃全省用电负荷以年均10%的增长率增长，从用电平衡的角度考虑，甘肃电网甚至西北电网都难以消纳。2015年以及2020年酒泉风电基地装机容量所对应的风电发电量分别约为250亿千瓦时、420亿千瓦时，即使考虑甘肃全省用电量需求以年均8%的增长率增长，不仅甘肃电网无法消纳，预计西北电网也难以消纳。2015年以后的酒泉风电发电量必须依靠全国的电力市场消纳，由于有关市场问题尚未落实，未来酒泉风电市场仍然可能面临“市场”瓶颈。

三、“技术”瓶颈。为了提高风电送出能力，甘肃河西750千伏电网必须采用国内没有、世界最先进的750千伏串补技术，为了克服风电的间歇性、波动性，还必须采用目前世界上没有的750千伏可控高抗技术，750千伏串补和可控高抗等多项最先进的柔性输电技术在局部电网同时使用，开创了世界交流输变电技术的先河。

另外，为了适应风电机组间歇性发电的需要，所有风电场升压站均要安装15%~20%的动态无功补偿设备（SVC或SVG），共计需安装动态无功补偿设备总容量70万千乏，串补、可控高抗和动态无功补偿设备等柔性输变电技术在河西电网同时使用，不仅可能产生次同步谐振等问题，还需要综合研究柔性输电的控制策略问题。

由于超大规模风电场数学模式不完善，面对超大规模风电的远距离输送问题，不仅缺乏实际运行管理经验，理论分析计算的结论仍然存在不确定性，因此酒泉风电基地可能存在较大的系统稳定问题。所有上诉问题需要在2010年年底解决，以上所有问题共同构成了酒泉风电基地的“技术”瓶颈。

针对酒泉风电基地装机容量2015年将达到1271万千瓦，2020年增加到2000万千瓦以上，更多的电力电量必须通过特高压直流输电技术送到华东和华北，750千伏超高压交流和长距离特高压直流输电技术的结合，不仅国内外缺乏建设运行管理的经验，世界上也缺乏成熟的电网技术理论支撑，这些更为复杂的电网技术可能成为酒泉风电基地新的“技术”瓶颈。

风电机组主要有异步电机、双馈电机和永磁同步电机三种，与常规火电机组相比，风电机组发无功的能力明显弱很多。目前，国产风电机组普遍不具备电压和功率因数调整能力，通常只能做到恒功率因数运行。早期的定速风电机组，还需要电网提供无功功率才能发出有功功率。根据电力系统分析计算的结论，如果风电机组无法实现电压控制模式运行，将使得河西750千伏电网送出风电的能力下降100万千瓦以上，风电机组制造技术也成为风电送出能力的“技术”瓶颈。

风电机组不具备常规机组所具有的低电压穿越能力，当电网故障或受到冲击出现电压闪变时，风电机组往往采取切机逃逸方式保护机组，使电网事故处理变得困难，有可能导致事故扩大，甚至引发电网电压崩溃，从而进一步降低送出风电的能力。

产生瓶颈的四个原因

表面上看，风电瓶颈可以简单归结为电网送出能力不足，但真正深层次的原因却要复杂得多，涉及到技术、经济、政策和管理等一系列原因。

一、统一规划功能减弱是产生瓶颈的直接原因。电源、电网统一规划是中国电力工业几十年发展的主要成功经验，但电力体制改革以后，电源、电网统一规划的功能逐步减弱。在风电建设连续4年翻番的背景下，统一规划减弱造成风电与电网建设不同步的矛盾逐步显现，风电的发展速度远远快于原有规划的发展速度，国家制定的全国风电2010年发展目标已经实现，2020年的发展目标也将提前10年实现，风电建设不执行已经制定的发展规划，使得风电“送出”瓶颈矛盾更加突出。

国家规定，装机容量5万千瓦以下风电场可以在省（区）发改委直接核准，5万千瓦以上必须在国家发改委核准。为了规避国家核准审批门槛，全国不同程度的出现同一区域连续核准4.95万千瓦风电项目的情况，导致风电开发规模不断扩大，难以控制。因此，统一规划功能减弱、不执行规划和规划管理控制不严是风电面临“送出”瓶颈的主要原因。

另外，由于缺乏风电和电力市场的统一规划，风电建设进度与电力市场需求不适应，直接导致了风电发展的“市场”瓶颈。

二、技术因素制约明显。如果在现有甘肃河西电网技术方案的基础上增加一回750千伏线路，同时采取串补、可控高抗等柔性输电技术，虽然有可能基本解决风电“送出”瓶颈问题，但同时增加了次同步谐振等方面的技术风险，难以选择完全解决风电“送出”瓶颈的技术方案。

风电机组的技术瓶颈在欧美国家已经基本解决，其所以在中国成为风电发展的技术瓶颈，主要是国内自主研发能力不足，过分依赖引进国外技术，而最先进的风电制造技术国外不转让，其次是引进制造技术时过分注重价格因素，导致风机关键技术引进不完整。电网其他技术瓶颈主要是因为风电发展速度太快，导致电网相关技术的研究开发速度无法与风电发展速度相适应。[page]三、经济因素制约。甘肃河西电网在现有技术方案的基础上增加了一回750千伏线路，同时采取串补、可控高抗等柔性输电技术，需要增加投资约50亿元，仅仅为了解决增加6%左右的风电电量（约为6亿千瓦时）送出问题，单位电量送出投资太大，经济方面明显不合理。即使现有技术方案投资90亿元，解决103亿千瓦时的风电送出问题，从经济方面考虑已经非常不合理了。因此，从经济方面考虑现有送出方案也存在是否合理的问题。

“市场”瓶颈的经济问题主要体现在用电市场能否接受上网电价加输电电价的问题。如果风电基地所在地区火电标杆电价与输电电价的和高于用电市场所在地区火电的标杆电价，则存在“市场”瓶颈。另外，由于中国经济客观上存在条块分割，用电市场是否愿意接受风电还是未知数。

四、配套政策不完善，激励措施不足。由于风电不具备常规电源调峰、调频、调压和备用等方面的能力，需要电力系统其他电源及电网替风电承担更多的责任，付出相应的代价。酒泉千万千瓦级风电基地所面临的远距离输电、调频调峰、跨省消纳和系统稳定等一系列问题，按照现有的送出技术方案已经需要投资90亿元，远远超过了国家设计风电送出补偿政策的边界条件，需要重新研究现有政策的适应性问题，完善配套政策，维持电网和其他电源企业的基本持续发展能力。

我国现有国家法律、法规和政策是按照有利于促进风电发展的思路设计的，极大的调动了地方政府、发电企业建设风电场的积极性，但缺乏大规模、远距离配套送电的激励政策，政策不配套导致“风电场建设热、配套送电冷”，配套政策不完善也是导致风电“送出”瓶颈的主要原因。

国家虽然制定了可再生能源交易机制、可再生能源配额管理办法，但相关配套措施和实施细则不完善，消纳风电的政策规定缺乏刚性，传统条块分割的影响依然存在，国内经济发达地区接纳风电的意愿不强，导致“风电资源丰富地区热，能源消费地区冷”，存在风电市场瓶颈。

解决风电瓶颈的五项措施

一、完善国家能源政策，促进风电资源优化配置。落实风电消纳市场是解决风电发展瓶颈的关键，将消纳风电作为国家能源战略的重要组成部分；激发经济发达地区积极主动接纳风电的意愿，统筹全国电力市场消纳风电；研究制定有利于风电跨大区输电的能源规划。

考虑风电具有的间歇性、波动性的特点，大规模风电必须与其他电源配套建设才有可能提供稳定的外送电源，应该将风电和火电配套电源基地建设纳入国家能源战略规划。

二、强化统一规划职能，促进电源、电网协调发展。缓解风电送出能力不足的关键必须坚持电源和电网统一规划的电力发展基本原则，严格电力发展规划的编制和审批程序，切实维护电力发展规划的严肃性；坚持以用电市场需求为导向的电源规划基本原则，在统一电源规划的框架内编制风电发展规划；按照电网规划的整体，合理控制风电发展的总规模；综合考虑风电工程和电网工程建设不一致的实际情况，提前核准电网工程或适当减少配套风电送出工程的审核程序；合理加快配套送出工程的建设速度，同时科学合理控制风电的建设规模和速度，实现风电和电网工程同步建成投产，避免出现风电发展的时段性送出瓶颈。

三、完善风电送出配套政策，促进风电可持续发展。风电不具备常规电源调峰、调频、调压和备用等方面的能力，电力系统其他电源及电网替风电调峰导致成本大幅度增加，应该研究制定能够合理补偿常规电源调峰成本的补偿政策。

电力系统为了适应风电的特性，保证电力系统安全，必须采取相应的技术措施，必然会增加电力系统的投资和成本。由于风电的年平均利用小时仅为2000小时左右，但风电接入和送出设备容量必须按照风电装机容量选择，从而导致电力系统设备利用率低，运行成本高。综合考虑上述因素，应研究制定有利于合理补偿运行成本的政策，激励电网经营企业愿意接纳更多的风电。

国家能源政策是促进风电超常规发展的关键因素。随着风电产业由小变大、由弱到强的发展进程，现有单纯扶持性政策的局限性逐渐显现，而对千万千瓦级风电基地现有政策不完善的矛盾更加突出。酒泉风电基地需要建设1000公里以上的风电送出线路，导致电网企业的投资成本大幅度增加，应制定有利于激励风电送出的补偿政策；同时完善远距离输电、调频调峰、跨省消纳和系统稳定等方面的配套政策，维持电网和其他电源企业的基本持续发展能力。

四、加强研究开发，促进风电科学发展。

一是加快电网建设，提高技术水平。加快电网建设，改善电网结构，提高电力系统接纳和送出风电的能力，改善电源结构，优化电源布局，提高电力系统调峰能力。加快控制、保护和自动化等二次系统建设，提高电力系统稳定控制能力和水平；加快智能电网技术的研究与应用，改善电网整体装备水平，提高电力系统整体适应能力；加强电力调度、运行管理技术研究，进一步提高电力系统运行管理控制能力和水平。

二是提高国产风电机组制造水平。制定和完善国家风电机组制造技术标准，推行风电机组并网许可证制度，严格风电机组并网技术标准、检测程序；规范风电机组并网管理，积极扶持国内风机制造企业研究开发，提高自主创新和引进消化吸收能力，全面提高中国风机制造企业国际竞争力；加强风机机组关键技术的联合攻关，提高变频器、控制系统等关键配套产品研究、开发、制造水平，全面提高国产风机的整体制造水平。

三是加快风电预测系统建设。明确风电场和电网分别应当承担的责任，建立健全风电场和电网二级预测预报系统网络，规范建设标准，促进风电企业开展风资源短期预测、风机短期出力预测；同时结合地区风电发展的特点，研究开发全省的风电预测预报系统，不断提高风电预测的精度。

五、制定技术标准和管理规范，促进风电规范发展。在距离负荷中心1000多公里以外的电网末端建设千万千瓦级风电基地，风电以主力电源的身份登上历史舞台。但由于风电相关技术标准较低，风电难以承担主力电源的责任，导致电力系统安全稳定水平下降，从而降低了送出风电的能力；需要制定与大规模风电基地建设规模、系统地位相适应的接入系统技术规定，以提高系统稳定水平和风电送出能力，缓解风电发展的瓶颈矛盾。

常规电源在长期发展过程中积累了丰富的管理经验，已经制定了从电源规划、前期、建设、调试、试运行、启动验收、运行和调度全过程相对完备的管理规范，涵盖了常规电源整个电力生产所有环节的管理规范，千万千瓦级风电基地作为主力电源，应该遵守相关的管理规范。由于风电管理规范的缺失，可能导致电力系统接纳和送出风电的能力降低，应建立适合大规模风电发展需要的管理体系，缓解风电发展的瓶颈矛盾。