全国能源发展典型缩影：求解东北风电之困

　　东北之困是“三北”地区乃至全国能源发展的一个典型缩影：电源与负荷极不匹配，电源规划建设无序，网源建设缺乏协调，业界期盼新能源局积极解题
　　“咋整，看不到希望啊，索性我们还比吉林风电企业好一点儿，还有他们给咱垫底呢。”黑龙江某风电企业负责人苦中作乐，对《中国能源报》记者说。
　　的确，东北地区的风电从未像今天这样令人揪心过。
　　国家能源局日前下发的文件显示，2012年东北四省区风电利用小时数全部走低。黑龙江为1780小时，同比减少228小时；吉林为1420小时，同比减少190小时；辽宁为1732小时，同比减少70小时；蒙东为1499小时，同比减少364小时。东北成我国风电弃风限电“重灾区”，其弃风限电量合计占我国风电弃风限电量的一半——100亿度。
　　但事实上，《中国能源报》记者在采访中发现，东北风电之困暴露的不仅是我国风电发展中面临的问题，更是我国近年来能源发展战略中矛盾和焦点的集中反映。
　　“大电源，小负荷”的东北样本：
　　电源超“负荷”倍增
　　截至2012年底，东北地区火电装机7720万千瓦，水电装机890万千瓦，风电装机1840万千瓦，总装机超过1亿千瓦，但该区域最高负荷仅为6000万千瓦，这就意味着，东北地区仅火电装机目前已经远远超过了当地负荷。
　　局部地区这一情况更加严重。蒙东呼伦贝尔地区电力总装机808万千瓦，而负荷仅为77万千瓦，加上当地处于高寒地带供暖时间长，外送情况也不乐观，该区域自然成为蒙东2012年风电限电最为严重的地方，风电年利用小时数仅为1135小时，同比减少904小时。
　　东北四省区电源建设和负荷发展情况各不相同。蒙东资源丰富是能源外送基地，黑龙江也是能源大省，吉林基本自给自足，辽宁是纯粹受端。总体来看，目前东北地区的负荷增长缓慢，而电源却呈现增长加速度。
　　管中窥豹，可见一斑。再以蒙东为例，内蒙古东部电力有限公司副总工程师陈玉胜告诉记者，2012年蒙东电力总装机为2151万千瓦，同比增长7.35%。当地2012年最高负荷为403万千瓦,较之2011年的389万千瓦只是微增。
　　东北四地需要特别提到的是辽宁，该省负荷约占东北的一半。目前，辽宁的电源有三分之一来源于蒙东、吉林和黑龙江，其中大部分是专为辽宁而建。目前蒙东辖区的赤峰、通辽、兴安盟和呼伦贝尔盟分别有500千伏和220千伏线路与辽宁和吉林相连。呼伦贝尔的呼辽基地还专为辽宁“定制”了6台60万机组的火电机组，通过设计外送能力为300万千瓦的呼辽直流直送辽宁。
　　然而，受端辽宁的电源装机也在大幅增长，而去年当地负荷只增长了1%。“2012年，不仅风电利用小时数大减，火电的利用小时数也仅为4554，大幅降低。红沿河核电今年2月发电，首批投产的111.8万千瓦还将挤占大量空间，未来不仅对呼伦贝尔，甚至对东北地区的其他电源都将产生较大冲击。如果辽宁本地负荷不增，情况恐将愈演愈烈。” 一位熟悉辽宁电力情况的业内人士说。
　　风电清洁供暖：
　　本地消纳的探索之路
　　为促进风电消纳，国家能源局2011年开始在“三北”地区安排了一系列本地消纳示范项目。其中,吉林省洮南市大唐新能源的风电清洁供暖示范项目具有一定的代表性。
　　“风电清洁供暖的基本模式是采用蓄热电锅炉替代燃煤锅炉制热，电锅炉在夜间电网负荷低谷段用电制热并将多余的热蓄起来。蓄热电锅炉原则上白天不用电，利用夜间蓄的热满足白天供热需要。这样可以增加电网负荷低谷段用电量，从而为风电并网运行提供负荷空间，增加风电在当地电网消纳的比例。由于吉林省峰谷价差较大，夜间低谷时段的电价相对较低，电供热产生的亏损由相应的风电场多发的电量收益进行适当补偿，目前项目还是有一定经济性的。”该项目业主大唐新能源公司发展策划部副主任崔健说。