现阶段中国风电、太阳能等新能源发展思路探讨

　　用超高压、特高压输电线路单独输送风电，因只有2000多小时电量，经济性较差。“风火打捆远送”旨在提高输变电设施负荷率，从而改善输电经济性和电网运行安全性。然而这个做法毕竟史无前例，需要考虑一系列技术经济问题。一是风电的负荷率低，电力大而电量小，出力过程曲线呈陡峻的锯齿形状。为了提高输电负荷率和稳定性，若考虑用燃煤火电站作为调节电力和补充电量的手段，与风电“打捆输送”，则火电机组需要扮演“填空”的角色，逆向追随风电出力变化，深幅度变出力配合运行，否则就会大量弃风。那么超临界参数、超超临界参数燃煤发电机组，不可避免地要经常脱离最佳工况运行，增加煤耗。另外，在运行安全性方面能否满足长期、频繁、深幅、随机变出力运行方式要求;二是在一定输电容量空间中，火电机组因“填空”的运行方式，不但供电煤耗增加，而且年度内要减少2000多小时发电量，本身设备年利用小时数下降到3000左右，经济上能否被接受;三是若按照“2火1风”的比例，在距离中部、东部负荷中心数千公里之外建设数千万千瓦的火电站，不但要深入论证电力规划宏观布局，而且要考虑在荒漠戈壁地区长期运行如此大规模的火电站群，对消耗当地水资源的可行性和对生态环境影响的可接受性，都还有相当多工作要做。
　　至于抽水蓄能电站，经过多年实践，各方认识日益明朗。首先，从前面分析已经知道，根据当今世界科技水平，交流电力系统中电能尚不能商业化储存。这就是说，大规模储存电能尚不具备经济性。这个认识应当是讨论蓄能电站的基础;第二，蓄能电站是电力系统中最灵活、最昂贵的调节装置。一旦有了它，整个系统调节能力和安全稳定水平都提高一个层次;第三，蓄能电站具有调峰、填谷、系统紧急备用以及黑启动等多种功能，如果将其开发目标和运行方式定格为“调峰”一项，则不够全面。还应该指出，抽水蓄能电站蓄能和发电运行方式转变的时间尺度比风电功率变化的时间尺度大2-3个数量级，将其与风电“打捆”是很难行得通的。蓄能电站的开发目标是为整个系统服务，其建设决策应建立在整个电力系统对于这项投资边际效益的论证结果上。如果仅考虑为某个或某类发电站配套，则蓄能电站的开发目标成了“将二次能源转化为三次能源”，这个“综合发电设施”的千瓦投入徒增6000元之多、电量产出净减25%，经济上难有可行性。
　　(三)关于如何看待“快”与“慢”的问题。
　　如果新能源发展速度太慢，则不能满足我国调整能源结构紧迫形势的要求。经过一段实践证明，高度集中开发风电、光电的模式，对装备工业和设备制造领域带来跨越式飞速发展，能创造“快”的奇迹。然而设备仅是“工具”，最终要的是新能源电量。目前电网企业在系统安全平稳运行和风电电量消纳方面遇到较大困难，出现较多弃风和数次系统稳定事故，使超大规模的集中并网风电对电网运行安全性影响受到高度关注，大量限电使风电项目经济性降低，风电设备产能大量积压，产量大起大落。在当前出现较多问题的情况下，即使要继续原有开发模式，也需要认真总结经验，尽快解决已经发生的矛盾和问题。这些是当前风电发展速度与前几年相比，出现放缓局面的原因所在。或者说，出了问题就快不起来了。
　　如果一台一台建设风机，发展速度肯定是太慢了。然而分散的风机可以同时建设，千家万户都来建，可谓“聚沙成塔，积少成多”。西班牙国土面积还不到内蒙古的一半，采用比较分散的开发模式，单个风电项目规模都不大，“遍地开花”，发展速度并不慢，风电装机总量达到了“风电三峡”的规模水平，风电电量占到全部电量的16%，风电运行容量占日负荷比例曾达到创世界纪录的53%!
　　以甘肃省为例，该省各地风资源条件都不错。全省用电环节10千伏配电变电站有12.3万座，保守地假设，即使其中的90%都不具备建设和接入风机条件，那么可以接入风机的用电变电站还有1.2万座。如果考虑在每座10千伏用电变附近各建设并接入1台风机，很快就可以建成1.2万台!而现在甘肃全省运行的风电机组数量仅3000多台。这个设想仅考虑了10千伏一个电压等级，还有上千座35千伏和110千伏配电设施可以容纳更大量风机，消纳更多风电电量。甘肃一个用电小省尚且如此，推到全国30个省呢。
　　随着我国风电设备技术进步、性价比不断提高，适合低风速地区的风机发展很快。以往认为平均风速低于每秒6.5米的风能资源没有开发价值，现在若采用低风速风机，5.5米的风资源都具有了经济上的可开发性，大大拓展了风力资源开发利用范围。过去山区、丘陵地带设备运输困难，也因有了分段桨叶技术而得到解决。这些都为全国各地分散开发建设风电提供了有利条件。
　　(四)关于政府补贴政策实施方式问题。