国家电网报：加强统一规划 促进协调发展

加强统一规划 促进协调发展

——访国网能源研究院院长张运洲

《国家电网报》2012年9月6日第1版

　　记者：请您结合我国风电发展情况，谈一下为什么要加强统一规划？

　　张运洲：我国风能资源分布的特点决定了我国风电“大规模、高集中”的开发模式。“三北”（东北、西北、华北北部）地区是我国陆地风能资源最丰富的地区，具备基地式集约化开发的条件，风电利用小时数高，上网电价低。我国海上风能资源也较为丰富，但目前海上风电建设成本、运行维护费用都较高。从经济开发的角度考虑，未来我国风电开发应以集中规模开发为主、分散式开发为辅；以陆地风电为主，海上风电为辅。

　　今年7月，国家能源局发布了《风电发展“十二五”规划》，提出了我国2011～2020年风电的发展目标、开发布局和建设重点，其中，规划风电2015年并网装机容量达到1亿千瓦，2020年超过2亿千瓦。根据国家规划，重点建设河北、蒙东、蒙西、吉林、甘肃、山东、江苏、新疆和黑龙江等9个大型风电基地，到2015年，这9大基地装机容量总计达到7900万千瓦以上。

　　我国风电大规模发展的现状客观要求“建设大基地、融入大电网”。我国风电基地所在电网负荷水平低、系统规模小、就地消纳风电的能力十分有限。随着“三北”风电的大规模集中开发，必须加快这些地区电力外送通道建设，使“三北”风电在中东部地区消纳，促进大型风电基地的开发和高效利用。

　　随着我国风资源普查工作的逐步深入，我国风电开发规划调整频繁。国家电网公司及时调整输电规划，对风电送出工程在规划设计、资金落实等方面给予优先保障，积极创造条件，优先满足风电接入电网需要。2009年以来，国家电网公司贯彻国家风电发展战略，先后开展了各大型风电基地消纳市场分析与输电规划研究，按照由近及远的原则，“先省内、后区域、再全国”安排风电消纳市场，系统提出了各风电基地省内电网建设方案和区外消纳电网方案，将“三北”风电基地和“三华”电力市场规划为一个整体，为我国实现风电发展战略目标提出了全面可行的实施途径。

　　在我国规划建设的大型风电基地中，大部分风电基地除优先考虑在当地省级电网或所在区域电网内消纳外，还需要考虑跨区输送和消纳。根据国家相关规划，2020年“三北”地区风电开发规模将达到1.5亿千瓦左右，根据风电消纳能力及消纳市场研究，2020年“三北”地区的风电跨省区外送规模将达到1亿千瓦左右，约占当地风电开发规模的70%。采用特高压技术，建设跨区输电通道，对促进我国“三北”地区大型风电基地的开发利用意义重大。

　　华北、华东、华中三大电网的电力负荷约占全国的三分之二，是接纳我国东北和西北风电的主要受端市场。同时，三大电网的电源结构存在明显差异，华北和华东电网受供热机组比重较大影响，冬季调节能力相对较差；华中电网受季节性水电影响，夏季调节能力相对较差。

　　因此，通过建设华北—华中—华东互联的大同步电网，可充分利用不同季节各类电源的相互补偿调节，在发挥错峰、降低峰谷差等联网效益的同时，可大幅提高系统消纳风电的能力。

　　理论上讲，风电跨区输送存在“点对网”输送和“网对网”输送两种方式。模拟分析表明，如“点对网”单独输送风电，线路功率波动频繁，系统安全稳定风险明显增加；另外，输电线路的利用率较低，单独输送风电的经济性较差。我国哈密、酒泉、蒙西、锡盟、蒙东等风能资源丰富地区同时与大型煤炭基地毗邻，是综合能源输出地区，具备煤电和风电统筹规划、联合外送的资源基础条件。统筹规划这些地区的煤电基地和风电基地，推动煤电和风电“网对网”联合外送，既可以促进风电基地开发利用，大幅度提升电价竞争力和资源配置效率，又符合“输煤输电并举”的发展战略思路，解决长期困扰我国的煤电运紧张难题，实为一举两得之选择。当前面临的突出问题是要凝聚共识、切实推进。

　　记者：如何确保风电项目与电网工程协调发展？

　　张运洲：在我国风电飞速发展的形势下，要保障风电项目与电网工程协调发展，需要克服三个方面的困难：

　　一要同步考虑风电接入和送出问题。我国风能资源与负荷中心逆向分布，也就是有风的地方负荷小，比如，目前风电装机均超过500万千瓦的蒙西、蒙东、甘肃、冀北这4个地区，风电发电量约占全国风电发电量的50%，但用电量仅占全国的10%。大多数风电场都难以做到就地消纳，需要通过多级升压，通过高电压电网外送，这点我国与国外有很大区别。这样就造成了风电电网配套工程不是一个简单的接入问题，而要同步考虑接入和送出问题，相应地，电网要进行系统地规划。

　　二是风电场前期工作与建设工期均比电网建设工期要短。风电工程前期工作周期短、手续相对简单，而电网工程线路长，涉及面广，前期工作比较复杂，时间比较长，所以往往是风电场先核准，电网工程还没有核准，也就是“先核风，后核网”。另外，风电场建设工期与电网建设工期也不一样，一个5万千瓦的风电场建设工期通常为半年左右，而220千伏工程的工期通常为一年左右，这就要求电网企业能够充分掌握风电核准及建设信息，在此基础上，一方面要超前开展前期工作，一方面要加快电网工程建设，才能保障风电及时并网。

　　三是风电项目两级管理、分散核准，电网项目统筹配套非常困难。按照国家规定，5万千瓦及以上风电项目由国家核准，5万千瓦以下项目由地方核准。近几年地方发展风电的积极性很高，大量风电场划小为4.95万千瓦规模由地方核准，由不同业主分散建设。众多业主分别提出接入系统要求，项目分散面广、项目计划变化快，给电网企业统筹风电并网方案及安排送出工程带来巨大挑战。2010～2011年，由地方政府核准建设的4.95万千瓦及以下风电场占同期核准风电场规模90%以上。这就迫使电网企业呼吁在加强风电场与电网统一规划的原则下，更加积极主动地与风电场业主沟通协调。

　　为促进大风电融入大电网，需要在建设风电项目的同时，同步配套接入电网工程，并完善跨区电网建设。2006年以来，公司累计投资458亿元，建成风电并网线路2.53万千米，新（扩）建变电站420座。面对风电与电网规划前期不同步、建设工期不匹配等困难，国家电网公司积极跟踪风电项目进展，主动与风电业主协调配合，及时调整配套电网工程建设时序，超前开展前期工作，在设计力量、施工队伍、物资供应、资金落实等方面优先保障，倒排工期，积极创造条件，千方百计加快风电送出工程建设，尽最大努力满足了风电接入电网的需要。

　　“十二五”及中长期，为实现风电发展目标，促进风电与系统、风电与电网的协调发展，建议进一步做好风电开发、系统电源、输电通道、消纳市场的统一规划，统筹风电与电网建设，建立风电项目与并网工程协调规划、同步投产的有效机制。

　　记者：您认为应采取哪些措施，保证风电科学、有序、健康发展？

　　张运洲：风电具有随机性、间歇性的特点，客观上需要一定规模的灵活调节电源与之相匹配。受电源结构的制约，长期以来我国电力系统调峰能力不足。我国风电集中的“三北”地区电源结构单一，以火电为主，且供热机组比重大，燃油燃气及抽水蓄能等灵活调节电源不足2%，调峰能力有限，冬季调峰尤为困难。“三北”地区由于调峰容量不足，加上跨区跨省联网规模小，风电弃风问题较为严重，造成巨大的投资和资源浪费。从全国来看，目前风电占电源装机的比重只有5%左右，中东部地区调峰资源较为丰富，消纳风电的市场潜力未能充分发挥。

　　加大调峰电源建设力度对实现风电发展规划目标至关重要。为实现2015年及中长期风电发展目标，在提高现有机组的调峰能力的基础上，未来需要加快建设燃气发电、抽水蓄能等调峰电源，积极发展调峰性能好、高参数、大容量、高效率燃煤机组，并加快建设调节性能好的大型水电基地，以满足系统调峰需求、促进风电与调峰电源协调发展。

　　燃气发电可以促进风电规模化外送与高效消纳。由于风电的发电小时数比较低，长距离单独输送风电时，单位电量的输电费用比较高。为促进风电的规模化外送，在大型风电基地（送端地区）联合规划建设煤电基地和一定容量的燃气电站，既可以在一定程度上解决接入大规模风电后送端系统的调峰问题，也可以实现风火打捆输送、降低输电费用；在负荷中心（受端地区）建设一定规模的燃气电站，可以提高受端地区接纳风电的能力，促进风电高效消纳。研究表明，综合考虑天然气供给能力、天然气发电成本较高等因素，2020年我国调峰性能较好的燃气电站将达到7000万千瓦左右，主要布局在东中部负荷中心地区，其中华北、华中及华东电网燃气发电装机占全国的70%以上。

　　为促进风电与抽水蓄能协调发展，抽水蓄能电站的发展规模和布局要充分考虑站址资源的分布及各区域电力供应结构的特点。我国抽水蓄能站址资源丰富，全国抽水蓄能电站前期选址总量超过1.3亿千瓦。东中部地区是我国电力负荷中心，电力负荷峰谷差大，抽水蓄能站址资源较好，未来主要在基荷运行的核电建设规模大、大规模区外来电（如风电火电联合外送）的调节幅度也有限，因此应加大“三华”和南方电网覆盖地区抽水蓄能电站的建设力度；在东北和西北地区，为适应风电的大规模开发，也需要加快送端地区抽水蓄能站址的普查，对站址条件好、单位投资相对较低的抽水蓄能电站，应加快开发建设。研究表明，综合考虑调峰电源建设条件、系统的安全性和经济性，以及提高跨区输电效率等，2020年我国抽水蓄能电站将达到5000万千瓦以上，主要布局在“三华”电网和南方电网的受端负荷中心地区。