我国风电可持续发展思考

　　一是加强网架结构，打通局部地区送出瓶颈，提高区域电网内输送能力，建设快速调节的调峰电源。从长远看，随着页岩气开发的迅速发展，电力系统中快速调节电源装机比例将会提高，系统调峰能力将大大提高。　
　　二是优化系统负荷侧管理，做好供电负荷削峰填谷工作，推广峰谷电价等手段，下一步发展电动汽车，培育间歇用能负荷，降低峰谷差。
　　三是实施风电功率预测，尤其是中期预测和短期预测，研究大范围内风电场整体出力规律，优化电网调度运行方式。
　　四是积极探索供热模式，改善供热结构。如果调整北方地区现有的供热电源结构，将目前以供热火电机组为绝对主体的单一的供热结构变成以供热火电机组为主体、电供热为有效补充的供热模式，可缓解风电与供热机组之间的矛盾，提高系统在供暖季节的负荷低谷时段消纳风电的能力，当然这需要电网经营企业的配合和有关政策的调整。
　　（3）智能电网与并网标准应为提高电网接纳风电能力提供技术保障：
　　智能电网的重要功能是安全、无缝地容许各种不同类型的发电和储能系统接入系统，尤其是为可再生能源和分布式电源提供技术支持、接入平台和运行保障，促进可再生能源和分布式电源的规模化利用。
　　此外，当前需要进一步完善风电场接入电网标准工作。建议对低电压穿越、无功补偿等风电适应电网运行的措施，在不同地区的实际运行效果，进行全面的后评估和经验总结。对于确实有助于保证电网安全稳定运行或者促进风电并网与发电的有效措施或者技术标准，经进一步完善后，应加以推广。对于造成不必要投资浪费的技术标准应该加以改进。应本着保证电网运行安全、降低风电开发成本的原则，根据当地电网网架结构、负荷特点、全社会用电量、风电开发规模等因素，对不同地区在风电场接入电网技术标准上区别对待。在综合考虑技术与成本因素基础上，不断探索完善适应我国国情的风电场并网技术标准。例如，应在不同地区对电网侧集中进行无功补偿方案以及在风电场侧分散进行无功补偿方案的实际运行效果进行对比分析，优化无功补偿方案。有关部门应制定完善可再生能源和分布式能源电能质量、并网标准等相关标准以及调度管理办法等相关办法。
　　（4）要认识到只有大幅度降低成本，储能才可能实现大规模商业化应用。现阶段各种现有电力储能方式在技术和经济上难以大规模商业化推广与应用，不建议采取大规模储能方式降低系统峰谷差，提高风电消纳比例。例如，受风资源随机性的影响，在单位时间内，电池储能充放电次数较少，工作效率低，初步估算电池储能的度电成本是风电电价的20倍以上。而由于风资源的随机性，用抽水蓄能电站解决北方电源过剩地区的风电调峰问题，发挥的作用较小，成本较高，经济性有待进一步论证。而且，抽水蓄能电站的首要任务是保证系统运行安全，在保证系统运行安全与调峰方面难以兼得。
　　4.采用风火打捆、远距离外送风电需要前提条件
　　为了解决“三北”地区风电大规模发展与电量消纳问题，目前比较大的呼声是采取集中开发、风火打捆的方式，远距离外送至华北、华中、华东等负荷中心。
　　由于我国特殊的风资源分布与电网建设特点，在更远距离和更大范围内消纳风电的确是促进风电规模化发展的重要途径之一。但是，现阶段采取远距离集中外送风电不是解决风电消纳问题的首选办法，主要原因有：
　　（1）风火打捆、远距离外送风电的经济性与可行性需要进一步研究。
　　为了提高可再生能源电价附加的使用效率，每度风电的补贴额度应越少越好。从目前各省火电机组标杆上网电价与风电电价的差额看，“三北”地区风电开发规模大、限电严重、寄希望于跨区外送的省区每度风电需要补贴的额度普遍接近0.2元甚至更高。而作为远距离输送风电的受电地区，如江苏、湖南、上海、浙江、江西、广东等地区，这一差额普遍低于0.15元/千瓦时。此外，如果风火打捆、远距离外送，不仅应考虑送端风电上网电价与当地火电标杆上网电价的差额，还应考虑风电的输电成本、远距离输电线路损耗以及因火电为风电调峰导致的火电机组低效运行，煤耗增加，以上两部分相加之和为国家远距离输送风电所补贴的最终成本，这一成本已远远高于中东部地区的风电补贴成本。如果调整电网接纳条件较好的中东部地区以及内陆地区风电的上网电价，则可大大增加中东部地区、内陆地区的风电开发规模。
　　同时，由于风电出力波动范围大，加上北方地区大型风电基地出力同步性较高，如果采取风火打捆的方式，火电机组不仅要根据风电出力情况随时调节出力，还要根据受端电网的负荷变化情况调节出力，这导致火电机组的运行难度大大增加，也使得受端电网的调峰更加困难，系统安全稳定运行的压力更大。在这种运行模式下，出现弃风是必然趋势，难以保证大型风电基地的整体利用小时。而且，由于北方、西部地区夏季气温较高，空冷火电机组的运行效率能否实现与风电运行的高效配置也存在较大的不确定性。