实现高比例风电并网的最大阻碍是体制机制而非技术

最近，一条有关青海清洁能源利用的消息刷爆了能源圈：6月17 日0 时至6月23日24时，青海连续168个小时使用风电、光伏等清洁能源为全省供电。无独有偶，今年早些时候，蒙西电网的风电运行数据也创下历史新高。4 月16 日，风电单日发电量达到1.9412亿千瓦时，占当日全网发电量的33.45% ;风电最大出力达到1038.2万千瓦，占全网实时出力的42.02%。

这两条新闻在令全体风电人为之振奋的同时，也有力驳斥了少数人对风电的误解。时至今日，虽然风电在众多国家实现规模化开发，但仍有一部分人对其存在误解。质疑较多集中在，风电出力存在波动性，大规模并网会对电网安全造成冲击。此外，电网的接纳能力、风电的并网成本等也时常成为争议的焦点。

实际上，导致误解的根本原因是，对风电以及电力系统运行特性缺乏深入的理解。一个显而易见的事实是，早在风电技术出现前，电力系统的设计就可以应对负荷的显著变化，它完全能够通过在处理负荷变化中积累的经验来对风电的波动性加以控制。风功率预测等新技术的发展也有助于风电并网，其预测的准确性已经达到80%—90% 的水平。美国国家可再生能源实验室(NREL)等权威机构的研究还显示，总体上，并网的风电机组越多，风电在电网中的波动就会越小。在这种情况下，风电需要的调峰辅助服务比想象中的要少很多，这一点可以从德国等国的市场发展中得到验证。2008 年—2013 年，德国的波动性可再生能源发电份额从7% 上升到13%，而同期电网向上的调频、调峰资源需求却下降了20%，向下的资源大体保持稳定。并且伴随着风功率预测水平的提升、电网调度的进一步精细化、共享的网际备用，风电波动性带来的调峰需求还会进一步下降。此外，分析我国几个弃风重灾区可以看出，这些地区的煤电机组利用小时数仍高达3500 小时—4000 小时，甚至更高，现有电力系统调峰和接纳风电的技术潜力(调峰深度达到20% 以内，利用小时数为1500 小时—2000 小时)都远远没有被挖掘出来。对于风电并网成本的问题，一般而言，风电占比达到20%时，因风电所增加的平衡成本也仅约为风电整体销售价的10% 或更低，而且风电在较大消纳区域内的并网运行成本要低于较小区域。

青海、蒙西以及欧洲的情况表明，目前我国风电并网的问题，主要涉及的是体制上的制约和利益上的冲突，而不是风电或电网的技术瓶颈。其根源是，在电力装机过剩，供大于求的大背景下，先调度谁、先使用谁的问题。虽然《可再生能源法》规定可再生能源拥有优先上网权，但在现有电力体制下，火电因为每年有政府下达的计划电量，形成事实上的优先发电权，挤占了可再生能源的发展空间。因此，要解决风电并网难题，必须认清问题的本质，从观念和机制上寻求转变。通过加快电力体制改革，建立起现货市场，运用市场化手段，使风电可以利用边际成本接近零的优势实现优先上网。

当下，许多国家的风电等可再生能源电力在全国总电量中占有很高的比例，比如丹麦的风电已经为全国供应超过42% 的电力，西班牙的可再生能源发电量占比为40.8%，德国也达到了33%。欧洲还在不断加大政策支持力度，从而继续加强在全球可再生能源领域的话语权。而风电在我国电源结构中的占比仅有4%。任重道远，我们有什么理由裹足不前?