我國的風電開發(fā)建設經(jīng)過了十年發(fā)展，在技術、設備、風機整機等方面已經(jīng)取得了長足進步，但是由于我國風能資源主要分布在遠離負荷中心、處于現(xiàn)有電網(wǎng)末端的“三北”地區(qū)，風電具有波動性，按目前的風電機組技術水平和電網(wǎng)運行與電力調度機制，并網(wǎng)和消納問題已成為大規(guī)模風電開發(fā)的重大挑戰(zhàn)，對電力系統(tǒng)的建設運行和電力市場的體制機制提出了新的要求，在《中國風電發(fā)展路線圖2050》中，單獨對風電大規(guī)模并網(wǎng)和消納途徑進行了論述。 ( 一) 電力系統(tǒng)發(fā)展趨勢
01 電力需求格局
未來較長時間內(nèi)，中國電力需求將持續(xù)較快增長，2020、2030、2050 年全國全社會用電量將分別達到7-8 萬億千瓦時、10萬億千瓦時左右和12萬億千瓦時左右，但負荷中心仍在東中部，全國電力需求格局將基本不變?；谥袊淮钨Y源構成和分布特點，西部能源和電力基地的重要性將日益突出，西電東送的基本格局也將長期不變。
目前，中國電力供應具有如下特點：
首先，煤電是最主要的電源，到2010年底占全國總裝機的比重為73.4%;其次，電源布局仍以(省內(nèi))就地平衡為主，即基本與當?shù)仉娏ω摵上嗥ヅ?，各大區(qū)域電網(wǎng)之間電力交換和輸送量較小;第三，雖然各大區(qū)域電網(wǎng)之間均已基本實現(xiàn)互聯(lián)，但電力交換能力較弱。
在沒有重大能源科技突破之前， 預計未來40 年中國總體電源格局中仍以三北地區(qū)煤電和西部水電為基礎電力，以東中部核電和西部風電、太陽能發(fā)電為新增骨干電力，以天然氣發(fā)電和抽水蓄能電站為補充電源和調節(jié)電源。
在2020 年、2030 年前，煤電裝機不斷增加且布局上逐步向西部傾斜，西部水電開發(fā)程度不斷提高，風電和太陽能發(fā)電裝機快速發(fā)展，且風電在新增裝機量及其在總新增裝機中的比重不斷提高。
2030 年到2050 年，水電裝機保持平穩(wěn)，煤電裝機略有下降，核電、風電和太陽能發(fā)電將在新增電力中占據(jù)絕對主要部分。到2050 年，電源結構逐步實現(xiàn)優(yōu)化和多元化，煤電裝機的比重下降到35% 左右, 而風電裝機比例上升到25-30%。
從電力流向看，中國的電力負荷和能源資源不平衡特點決定了在本地平衡的基礎上西電東送、南北互濟的長期格局，遠距離輸電的電力流主要來自西部、西北和北部地區(qū)的水電、煤電、風電及太陽能發(fā)電基地。東北電網(wǎng)覆蓋的蒙東地區(qū)有豐富的煤炭資源，可以借助本網(wǎng)資源優(yōu)勢以及核電和可再生能源建設滿足本地需要，并有外送的電力流。
華北電網(wǎng)覆蓋地區(qū)是主要負荷中心之一，在主要依靠本地煤電的同時，可接受東北電網(wǎng)和西北電網(wǎng)東部地區(qū)部分電力。西北電網(wǎng)覆蓋區(qū)域的煤炭、水能、風能和太陽能資源豐富，而負荷相對較輕，需要外送電力。
華中電網(wǎng)主要依靠西部水電提供新增發(fā)電容量，網(wǎng)內(nèi)電力流主要是承接西部、輸送東部水電和其它電力。華東電網(wǎng)是主要負荷中心，具有接受西部水電、煤電、風電、太陽能發(fā)電的需求和潛力。南方電網(wǎng)主要從西部向東部輸送西南地區(qū)的水電，遠期可能接受西藏及周邊國家水電。
在今后20 年內(nèi)，中國跨區(qū)輸送電力將逐漸擴大。預計到2020 年，跨區(qū)(或跨國)電力容量規(guī)模約3 億千瓦，2030年約4 億千瓦，然后在2050 年前基本保持在4 億千瓦左右。
02 電網(wǎng)架構
電網(wǎng)架構主要取決于電力供需格局和電力市場制度安排。經(jīng)過持續(xù)電力建設和初步電力市場體制改革，中國形成了目前以省網(wǎng)為經(jīng)營主體、區(qū)域電網(wǎng)為基本框架、初步全國互聯(lián)的電網(wǎng)系統(tǒng)。
中國電網(wǎng)建設多年來以各省電網(wǎng)和各大區(qū)內(nèi)跨省電網(wǎng)建設為重點，1989年以來開始加強跨區(qū)電網(wǎng)的規(guī)劃和建設，逐步形成了六大區(qū)域電網(wǎng)及其主網(wǎng)架結構。截至2010 年底，除新疆、西藏、臺灣外，各電網(wǎng)已實現(xiàn)交直流互聯(lián)，全國形成華北- 華中、華東、東北、西北、南方五個同步電網(wǎng)運行的格局。
在技術水平上，中國電網(wǎng)在以超高壓電網(wǎng)為主干的主網(wǎng)架建設和先進電網(wǎng)技術應用方面已經(jīng)邁入國際先進行列。但是，“三北”地區(qū)電網(wǎng)框架仍然薄弱，跨省跨區(qū)電網(wǎng)的電力交換能力仍較為有限，難以滿足風電大規(guī)模發(fā)展后各電網(wǎng)電力交換的需要。
關于今后電網(wǎng)發(fā)展方向，有互聯(lián)區(qū)域電網(wǎng)和全國特高壓同步電網(wǎng)兩種發(fā)展模式。在第一種發(fā)展模式下，中國將保持目前六大區(qū)域電網(wǎng)的基本格局，逐步加強邊際互聯(lián)，以500 千伏為主網(wǎng)架(西北電網(wǎng)以330、750 千伏為主網(wǎng)架)，充分發(fā)揮500 千伏輸電網(wǎng)的潛力、提高現(xiàn)有輸電設備的利用率，同時通過對500 千伏電網(wǎng)進行柔性輸電技術改造，大幅度提高輸電能力、接受遠距離輸電安全落地能力和應對各類電網(wǎng)事故能力。
在第二種模式下，積極構建特高壓電網(wǎng)，以“三華”(華北、華中、華東)特高壓交流同步電網(wǎng)為核心，通過直流和東北、西北、南方電網(wǎng)互聯(lián)，形成四個同步電網(wǎng)，連接各煤電基地、水電基地、核電基地、可再生能源發(fā)電基地和主要負荷中心。上述兩種發(fā)展模式?jīng)Q定了不同的技術發(fā)展方向，其技術可行性、經(jīng)濟性和安全性目前存在不同的評價，但普遍認為直流特高壓是長距離跨區(qū)輸電領域的可行技術選擇。
2011 年中國發(fā)布的《國民經(jīng)濟和社會發(fā)展第十二個五年規(guī)劃綱要》提出發(fā)展特高壓電網(wǎng)，但特高壓電網(wǎng)的技術路線、架構、規(guī)模及其在未來大規(guī)?？鐓^(qū)風電消納中的作用目前仍未確定。但不論采用何種模式，支撐大規(guī)模西電東送將是對電網(wǎng)發(fā)展的長期要求。
03 運行調度
中國電力調度模式已經(jīng)從以往的大平均調度模式轉移到節(jié)能調度模式，為風電等可再生能源的并網(wǎng)提供了有利的平臺。2007 年，《節(jié)能發(fā)電調度辦法(試行)》開始實施，通過對各類發(fā)電機組按能耗和污染物排放水平排序，以分省排序、區(qū)域內(nèi)優(yōu)化、區(qū)域間協(xié)調的方式，實施優(yōu)化調度，并與電力市場建設工作相結合，發(fā)揮電力市場的作用，以單位電能生產(chǎn)中能耗和污染物排放最少為目的。
發(fā)電調度按照如下優(yōu)先級排序：首先是無調節(jié)能力的風能、太陽能、海洋能、水能等可再生能源發(fā)電機組;其次有調節(jié)能力的水能、生物質能、地熱能等可再生能源發(fā)電機組和滿足環(huán)保要求的垃圾發(fā)電機組;然后核電和其它化石能源發(fā)電機組。
但是，由于缺乏相應的市場激勵機制，節(jié)能發(fā)電調度的實施仍處于探索起步階段。在中長期，隨著競爭性電力市場的逐步建立，節(jié)能調度還必須與經(jīng)濟調度建立協(xié)調一致的關系。
(二) 風電并網(wǎng)和消納的挑戰(zhàn)
按照前述發(fā)展目標，在未來40 年內(nèi)，在甘肅、新疆、蒙西、蒙東、吉林、河北、江蘇、山東等地建成一批千萬千瓦級大規(guī)模風電基地， 到2030 年、2050 年在蒙西等地甚至形成上億千瓦的風電基地群。
從技術上看，電力系統(tǒng)的風電消納能力主要受風電出力特性、系統(tǒng)負荷特性、電源結構及調節(jié)能力、外來電/ 外送電規(guī)模及運行方式、電網(wǎng)安全穩(wěn)定評價及控制途徑等因素的影響。這些影響因素也是不斷變化的，決定了未來電力并網(wǎng)和消納的主要挑戰(zhàn)：
1 近中期(2020 年前)：“三北”地區(qū)風電并網(wǎng)和消納問題突出，體制機制性障礙亟待解決
2020 年前，中國風電開發(fā)主要集中在“三北”和沿海地區(qū)的千萬千瓦級風電基地，并積極開發(fā)東中部分散風電場和近海風電。但是，由于三北”地區(qū)遠離電力負荷中心，且中國電源結構以煤電為主(且含大量供熱機組)，調節(jié)性電源和需求側響應資源缺乏，電力系統(tǒng)平衡調度范圍小，電網(wǎng)規(guī)劃與建設進程與風電不協(xié)調，使得“三北”地區(qū)當?shù)叵{能力、調峰能力和輸電通道容量不足成為風電大規(guī)模發(fā)展的主要障礙。
在制度層面，風力發(fā)電得到了比較有效的政策扶持，但大規(guī)模風電并網(wǎng)和消納仍面臨體制機制性障礙，電力體系相關方的責任、權利和利益關系亟待調整。
一是電網(wǎng)體系仍垂直壟斷，輸電、配電、售電三個環(huán)節(jié)仍是一體化經(jīng)營，缺乏多元化市場主體;
二是電力市場交易機制仍不完善，各市場主體間和跨省區(qū)交易機制仍不完善 ，市場優(yōu)化資源配置的基礎性作用還沒有充分發(fā)揮;
三是電價機制尚不合理，上網(wǎng)電價未能反映電能的實時市場價值，費用分攤制度未能有效合理分配電力輔助服務和輸電成本。
2長遠期(2020-2050 年)：高比例風電消納成挑戰(zhàn)，能源體系轉型勢在必行
2020 年后，中國風電將繼續(xù)快速發(fā)展，開發(fā)區(qū)域范圍不斷擴大，開發(fā)方式也更加重視分散式風電，到2030 年風電總裝機達到4 億千瓦。但是，預計大部分裝機仍將集中于上述八大風電基地周邊，初步形成大批風電基地群，使得大規(guī)模、高集中風電輸送和消納任務更為緊迫。
2030 年以后，風電開發(fā)區(qū)域將繼續(xù)在八大風電基地周邊擴展，擴大風電基地群的規(guī)模和范圍，并將進一步向高山、深海和特殊地區(qū)擴展，形成全面深度開發(fā)的格局，到2050 年總裝機達到10 億千瓦左右，在總電力裝機中的份額將達到26%，在發(fā)電量中的份額將達到17%。
在西北、華北和東北電網(wǎng)區(qū)域，風電在區(qū)域電網(wǎng)裝機中的份額預計將超過50%, 在發(fā)電量中的份額預計將超過25%。屆時，高比例風電消納將成為大面積挑戰(zhàn)，使得能源體系轉型和制度創(chuàng)新成為前提和必由之路。
( 三) 風電并網(wǎng)、輸送和消納途徑
提高電力系統(tǒng)消納風電的能力，需要采取涵蓋技術、管理和政策層面的綜合解決策略，構建風電與電力系統(tǒng)協(xié)調發(fā)展的發(fā)展規(guī)劃、技術路線、標準規(guī)范體系，科學安排電網(wǎng)運行方式和調度計劃，實施靈活調度運行策略，制定完善電力市場機制和激勵政策，調動和整合更廣泛的系統(tǒng)資源，實現(xiàn)電力系統(tǒng)最大限度消納大規(guī)模風電。
在實施路徑方面，考慮到主要障礙和措施的可行性，近中期應致力于優(yōu)化系統(tǒng)運行和消除體制機制性障礙，長遠期應全面推進電力系統(tǒng)的技術和制度創(chuàng)新。
1、近中期(2015-2020 年)：加強協(xié)調管理，突破體制機制瓶頸，著力擴大省區(qū)內(nèi)消納能力，有序推進跨區(qū)輸送消納
國際風電領先國家的研究和實踐顯示，利用當前已有技術(而不必要等待、采用昂貴的先進儲能技術)，通過對現(xiàn)行技術系統(tǒng)和制度進行改革創(chuàng)新，完善輸電規(guī)劃和建設、優(yōu)化系統(tǒng)和市場運行，采取更大的平衡區(qū)域、風功率預測(及其對調度和短期能源市場的支持)、新型輔助服務、靈活發(fā)電電源、價格響應的負荷管理等措施，電力系統(tǒng)接入20%風電不存在根本技術障礙，新增成本也是適中的。
近年來，中國正在建成世界上最強大的電網(wǎng)系統(tǒng)，且先進技術和設備的應用程度較高。2009 年以來，國家電網(wǎng)公司還提出建設“堅強智能電網(wǎng)”的戰(zhàn)略目標。國家能源局2010 年以來組織開展的風電并網(wǎng)消納研究結果表明，通過優(yōu)化系統(tǒng)電源發(fā)展規(guī)劃、優(yōu)化配置抽水蓄能和燃氣等調峰電源的規(guī)模及布局、合理發(fā)展跨省跨區(qū)輸電規(guī)模，2020 年中國可消納1.6~2 億千瓦風電。為此，近期應做好加強電力系統(tǒng)建設運行的協(xié)調管理，突破體制機制瓶頸，著力擴大省區(qū)內(nèi)消納能力, 適時推進跨區(qū)輸送消納。
(1) 分級消納，優(yōu)先省區(qū)內(nèi)消納考慮到遠距離輸電成本因素和當前省級為主體(省級政府、省級電網(wǎng))的電力市場管理體制，按照先省級電網(wǎng)、再區(qū)域電網(wǎng)、后跨區(qū)全國電網(wǎng)的順序制定實施消納范圍和方案。
(2) 加強統(tǒng)籌規(guī)劃，協(xié)調風電、其他電源和電網(wǎng)建設加大風電項目建設管理，確定合理的風電建設節(jié)奏和速度，使風電與電力系統(tǒng)建設協(xié)調發(fā)展。加快西北地區(qū)水電開發(fā)，進一步加大抽水蓄能、燃氣電站等調峰電源的建設，平衡東西部煤電建設布局，進一步挖掘煤電機組的調峰能力，增強系統(tǒng)調峰能力。將風電建設納入電網(wǎng)建設規(guī)劃，優(yōu)化和同步建設風電場接入及匯集工程;提前規(guī)劃主網(wǎng)架建設，加強省內(nèi)、以及省網(wǎng)和區(qū)域電網(wǎng)之間的聯(lián)絡線建設，適時啟動建設“三北”地區(qū)特高壓直流外送通道。積極研究準備以適當比例打捆“三北”地區(qū)的風光水火電，通過特高壓直流聯(lián)合外送“三華”電網(wǎng)。并建立輸電通道系統(tǒng)運行成本的回收機制。
(3) 優(yōu)化電力系統(tǒng)運行調度，加快推進電力市場運行機制改革制定實施風電機組并網(wǎng)技術標準，研發(fā)并普及應用先進可靠的風電短期預報技術，提高電網(wǎng)調度能力。擴大風電統(tǒng)一接入和系統(tǒng)調度的范圍，平滑風電出力變化，增加風電容量價值，降低調峰需求和容量需求。優(yōu)化使用省區(qū)內(nèi)水電和火電調峰服務, 增強跨省區(qū)電網(wǎng)互聯(lián)，充分利用跨省區(qū)的錯峰、水火互濟等優(yōu)勢，提高系統(tǒng)接納風電的能力。除了應采取各種措施、盡量增大風電消納比例外，還應允許在系統(tǒng)在極端情況下適當棄風，降低系統(tǒng)的總體成本。同時將風電納入電網(wǎng)輔助服務考核及補償體系，探索輔助服務市場。
(4) 加強需求側管理，改善電力負荷特性結合風力特性和負荷規(guī)律，調整峰谷電價尖峰和低谷的實施時段，以與風電發(fā)電時段相匹配。要求大工業(yè)用戶采取適當?shù)墓芾砼c技術措施，增強調荷能力。對于承擔供熱負荷的機組，研究余電用于供熱的技術方案，考慮電驅動熱泵技術供熱和儲熱技術。通過合理的電價政策，引導用戶在負荷低谷時段用電，減小系統(tǒng)峰谷差。另外，結合工業(yè)發(fā)展規(guī)劃，引導優(yōu)化產(chǎn)業(yè)布局和管理，挖掘消納潛力, 例如在風電基地和外送通道周邊建設配套高載能負荷。
(5) 制定保障大規(guī)模風電上網(wǎng)和消納的價格政策和電力市場制度在近期延續(xù)上網(wǎng)固定電價和費用分攤的基礎上，制定實施基于風電項目電網(wǎng)友好性的上網(wǎng)電價獎懲政策，建立完善輔助服務的補償或激勵價格政策。加強國家指導，促進送受電雙方協(xié)商確定外送電價，建議省區(qū)內(nèi)輸電費用在區(qū)內(nèi)銷售電價分攤，跨區(qū)特高壓輸電費用進入受端落地電價和銷售電價。逐步完善和落實雙方協(xié)商、可再生能源配額制和市場機制等跨區(qū)電力交易制度安排。
2、長遠期(2030-2050)：推動能源格局和電力體系轉型，全面擴大消納能力
2020 年后，特別是2030 年以后，隨著“三北”地區(qū)電力需求快速增加、抽水蓄能和天然氣發(fā)電裝機比例不斷提高、智能電網(wǎng)和先進儲能技術逐步得到推廣應用，“三北”地區(qū)自身消納風電的能力可望大幅增加。但由于風電開發(fā)規(guī)模也持續(xù)快速增加，風電跨區(qū)消納規(guī)模仍將較大，且在長期內(nèi)還將是一個不變的趨勢。因此，在前階段政策措施的基礎上，需要全面部署應用先進技術和運行管理方式，大力推動能源格局和電力體系轉型，全面擴大各地區(qū)風電消納能力。
(1) 著力擴大“三北”地區(qū)內(nèi)部消納能力
西部經(jīng)濟社會發(fā)展會提升電力需求。在調度、輸配電和需求側環(huán)節(jié)大力部署智能電網(wǎng)技術，增加“三北”地區(qū)風電消納能力。特別是在負荷端，智能電網(wǎng)技術(及各類智能用電設備和儲能設備，包括電動汽車等)的廣泛深入應用，將使電力負荷具有與電源相當?shù)撵`活調節(jié)能力，大大增加電力系統(tǒng)消納風電等波動性電源的能力。
(2) 提高優(yōu)化“三北”風電的西電東送能力
統(tǒng)籌優(yōu)化西電東送的輸電規(guī)劃和建設方案，廣泛采用柔性輸電技術、特高壓直流輸電技術、超導輸電技術等，完善輸電通道系統(tǒng)運行成本的回收機制，最大程度地優(yōu)化提高輸電線路的輸電能力和經(jīng)濟性。
(3) 全面推進分布式并網(wǎng)用電技術應用和能源系統(tǒng)轉型隨著先進儲能技術、微電網(wǎng)技術逐步成熟，全面部署應用分布式能源技術和微網(wǎng)等技術，全面建立促進和保障分布式能源運行的體制機制，推動實現(xiàn)能源系統(tǒng)轉型，從根本上改善“三北”和東中部地區(qū)分散式風電的并網(wǎng)和消納條件。
