分析我国风电弃风限电原因

 

　　世界风电网讯：截至2012年底，我国风电并网容量达到6083万千瓦，居世界第一位，占全国发电总装机容量的5.3%。风电装机主要集中在西北、华北和东北地区，约占风电全部容量的87%。

　　据中电联统计，2006-2012年，全国风电利用小时数分别为1917、2015、2046、2077、2047和1875和1893小时，并在2009年达到最高值，2010年和2011年连续下降，2012年略有回升。

　　我国出现明显的弃风限电始于2010年，2011年全国弃风限电总量超过100亿千瓦时，平均利用小时数大幅下降，个别省份甚至降至1600小时左右，风电场运行经济性严重下降。

 

　　据国家电监会2012年7月发布的《重点区域风电消纳监管报告》，2011年三北地区风电场平均利用小时数1907小时，同比下降266小时，弃风电量达123亿千瓦时，弃风率约16%，电费损失约66亿元，折合火电标煤384万吨，折合二氧化碳760万吨。三北风资源较好地区的风电设备利用小时数低于中、东部和南方风资源一般的地区。内蒙古、吉林、甘肃等风资源大省低于云南、贵州、江西等风资源一般的省份。

　　据国家能源局发布的消息，2012年全国弃风电量约200亿千瓦时，与2011年相比几乎翻番，相当于浪费了670万吨标准煤，经济损失超过100亿元，不仅造成能源浪费，更加重了环境污染。从目前各地电源、电网结构及电力需求增长趋势看，2014年之前三北地区弃风限电问题很难缓解。

　　2011年丹麦、西班牙和德国的风电装机容量占总发电容量的40%、20%和15%，风电量则占总发电量的22%、18%和10%。反观我国弃风严重的地区和省份，风电在全社会用电量中所占比重还很低，例如2011年东北、华北和西北三个地区只达到6.5%、4.2%和2.8%，吉林、甘肃和黑龙江三个省只达到6.3%、7.7%、5.6%。国内外情况对比表明，我国出现的严重弃风限电现象，并不是风电发展饱和所致。

　　风电建设规划不完善

　　风电规划中存在重发、轻供、不管用的问题。甘肃、蒙东、蒙西和冀北等大型风电基地都位于经济发展程度较低的地区，本地电量消纳空间有限，而电网外送能力又不足，只能弃风。

　　风电与并网投资存在不匹配的现象。据国家电监会发布的《重点区域风电消纳监管报告》，截至2011年底，国家电网公司风电并网工程累计投资440亿元，还不到2006年至2011年电网建设总投资的5%，而同期全国电源投资中，风电达到4098亿元，占电源建设投资的16%。

　　风电与电网规划需要进一步协调。风电项目前期工作周期短、核准快且建设周期短，但配套的电网送出工程则相反。部分地区还存在风电规划和建设时序不断调整、项目规模和进度远超规划，以至于配套送出工程难以在电网规划和建设时统筹安排。

　　风电调度运行水平不高

　　目前部分风电场运行水平偏低、机组缺乏低电压穿越能力，增加了电网调度运行的难度。部分地区电网中的风电功率预测系统和风电场监控系统尚不完备，没有真实反映风电功率的波动性和随机性特征，导致系统运行方式偏于保守，调度运行中预留了过大的安全余量，也是造成弃风限电的重要因素。

　　和风电利用先进的国家相比，我国风电还有广阔发展空间。要解决风电消纳问题，促进风电可持续发展，既需要推进电力市场化改革，建立科学的政策体系和公平公正的市场环境，也需要优化规划电源结构和电网布局，扩大风电消纳市场，还需要通过科技创新，推动风电生产和消费革命。

　　风电市场运行机制需要健全

　　当前以计划电量为基础的交易模式不利于风电消纳。目前节能发电调度还未在全国范围内得到全面推行，电源间的竞争主要体现在计划电量分配上，风电的节能降耗和减排贡献得不到合理评估，清洁优势没有完全体现出来。由于风电具有随机性、间歇性和波动性等特点，电网收购风电的成本高于水、火电，因此风电竞争力比水、火电差，在争取计划电量指标时处于不利地位。

　　系统辅助服务未实现市场化导致风电送出受阻。风电出力不稳定，需要其他电源为其提供调峰服务，但目前这类辅助服务的价格还没有通过市场手段解决，而是由其他电源无偿提供，因此在冬季供热期间调峰容量紧缺时，弃风限电特别严重。