王 皚， 安立進

（山西省電力公司，山西 太原 030001）

0 引言

我國風電開發(fā)從20世紀80年代起步，近年來發(fā)展迅速。但山西省風力發(fā)電起步較晚，目前裝機容量為836.5 MW，占全省裝機容量不足2%，比重仍較低。2010年山西省非化石能源生產(chǎn)總量（按照風電、水電和生物質(zhì)發(fā)電量折算到標煤）僅占一次能源生產(chǎn)總量的0.49%，距離2015年我國非化石能源生產(chǎn)總量占一次能源生產(chǎn)總量11.4%的目標還有很大差距。“十二五”期間，受資源限制，由于光伏發(fā)電單位造價較高，尚不具備大規(guī)模商業(yè)化運行條件，降低化石能源占一次能源生產(chǎn)總量比重的任務主要依靠發(fā)展風電來完成。

1 山西省風能資源概況

山西省風能資源良好，各規(guī)劃風電場風功率密度等級均在2級以上，且風頻分布好，年有效風速小時數(shù)高，大部分區(qū)域70 m高度年有效風速小時達6 000 h，區(qū)域多集中在山區(qū)和丘陵地區(qū)。山西省山脈較多，地勢起伏不平，地面氣流受地形影響較大，因此山西省各地風速的時空分布較為復雜。根據(jù)1971年—2000年全省109個氣象臺站觀測資料，山西省各地年平均風速基本在1.0～4.0 m/s，其中大部分地區(qū)年平均風速在1.5～2.5 m/s之間。風速較大區(qū)域出現(xiàn)在晉西北、呂梁山區(qū)及運城市南部，年平均風速在2.5 m/s以上。五臺山地理位置特殊，其測站海拔最高，風速最大，達9.2 m/s。

按照《山西省新興能源產(chǎn)業(yè)“十二五”發(fā)展規(guī)劃》 （征求意見稿），2015年山西省風電開發(fā)規(guī)模達到12 000 MW，按照風電場選址情況，北部（大同、忻州和朔州）占74%，中部（太原、陽泉、晉中和呂梁）占13%，南部（臨汾、運城）占7%，東南部（長治、晉城）占6%。當前正在開展前期工作的風電項目規(guī)模約5 200 MW，預計2012年底投產(chǎn)容量達到3 000 MW左右，山西省風力發(fā)電進入快速發(fā)展時期。在快速發(fā)展的同時，也不可避免地帶來了一些問題。如何解決好發(fā)展中存在的問題，值得認真思考。

2 風力發(fā)電存在的主要問題及原因

2.1 風電開發(fā)規(guī)劃與電網(wǎng)及其他電源規(guī)劃不協(xié)調(diào)

2.1.1 風電規(guī)劃調(diào)整頻繁

山西省風力發(fā)電“十二五”規(guī)劃曾多次調(diào)整，尤其是2010年調(diào)整變化較大，在2010年初山西省發(fā)改委組織編制的《山西省風電開發(fā)規(guī)劃（初稿）》確定2015年風電裝機規(guī)模為6 220 MW；2010年末，山西省發(fā)改委組織編制的《山西省風電開發(fā)總體規(guī)劃》提出了2015年風電裝機規(guī)模達到12 000 MW，年末規(guī)劃容量為年初規(guī)劃容量的兩倍，占到國家“十二五”分散開發(fā)區(qū)域風電開發(fā)規(guī)模（30000MW）的百分之40%，遠遠大于能源局可再生能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃（征求意見稿）提出的目標（山西為5 000 MW），山西省“十二五”風電發(fā)展規(guī)模還需能源局審定。

2.1.2 風電發(fā)展規(guī)劃與其他電源開發(fā)規(guī)劃不協(xié)調(diào)

風資源間歇性、隨機性的特點使風力發(fā)電具有隨機和局部反調(diào)峰特性，與歐美國家水油氣電源比重高、系統(tǒng)調(diào)峰能力充裕不同，山西省電源裝機以火電為主（2010年火電裝機占省網(wǎng)裝機的94.4%，且以煤電為主的電源結構將維持較長時間），其中供熱機組又占到火電機組的1/3以上，電網(wǎng)調(diào)峰電源容量不足。

山西省行業(yè)用電特點決定了峰谷差約為25%～30%，由于電源調(diào)峰能力不足，導致電網(wǎng)接納風電能力不足（省內(nèi)風電場并網(wǎng)出力特性表明在后夜2點左右風機出力達到最大），即使考慮西龍池抽水蓄能電站正常運行，山西電源結構和負荷特性決定山西省電網(wǎng)“十二五”全額接納風電的能力只有3 000 MW。

雖然政府有加快黃河北干流水電和煤層氣發(fā)電開發(fā)力度的意愿，但水電前期工作周期長，根據(jù)規(guī)劃“十二五”期間沒有機組投產(chǎn)；煤層氣發(fā)電受管網(wǎng)鋪設、開采等一系列因素影響，大中型燃氣機組前期工作進展緩慢，目前取得省發(fā)改委允許開展前期工作的燃氣（供熱）機組項目只有兩個，容量共計1 400 MW。在“十二五”期間，開展前期工作的大型項目仍然以火電為主，預計“十二五”末期外送機組容量占到45%，且電源容量構成火電機組仍將占到85%以上，電源調(diào)峰能力只能滿足300萬kW風電接入，具有靈活調(diào)節(jié)能力的電源容量不足。

因此山西省“十二五”氣電、水電等靈活調(diào)節(jié)電源的規(guī)劃建設規(guī)模與接納12 000 MW風電并網(wǎng)要求的電源調(diào)峰能力不協(xié)調(diào)。

2.1.3 風電規(guī)劃與電網(wǎng)規(guī)劃不協(xié)調(diào)

受地形地貌影響，山西省風電項目多處于電網(wǎng)結構薄弱的邊遠山區(qū)，當?shù)鼐W(wǎng)架薄弱，負荷發(fā)展水平較低。按照發(fā)改委風電總體規(guī)劃，75%左右風電項目集中在北部（大同、忻州、朔州） 的邊遠地區(qū)，忻州、朔州風力發(fā)電因當?shù)刎摵奢^小難以消納，基本通過500 kV朔州變電站并網(wǎng)，通過500 kV主網(wǎng)架輸送在全省范圍內(nèi)消納，加重了省內(nèi)原本已很緊張的“北電南送”通道（三回500 kV線路）壓力。為滿足風電接入，電網(wǎng)必須提前規(guī)劃并研究如何將這些電力送至省內(nèi)負荷中心或省外市場。

山西省“十二五”電網(wǎng)規(guī)劃已通過國家電網(wǎng)公司評審，并納入國家電網(wǎng)“十二五”規(guī)劃上報國家能源局。規(guī)劃中風電規(guī)模按照6 220 MW考慮（當時省發(fā)改委的開發(fā)規(guī)模，3 000 MW自用，其余通過特高壓電網(wǎng)外送），因此，目前規(guī)劃網(wǎng)架難以滿足12 000 MW風電接入電網(wǎng)的需求，風電規(guī)劃和電網(wǎng)規(guī)劃未能有效協(xié)調(diào)。

2.2 可再生能源電價附加收入調(diào)配政策不夠完善

目前可再生能源補貼政策統(tǒng)一執(zhí)行《可再生能源電價附加收入調(diào)配暫行辦法》（發(fā)改價格［2007］44號）規(guī)定“接網(wǎng)費用標準按線路長度制定：50kW以內(nèi)為每kW·h 1分錢，50～100 km為每kW·h 2分錢，100 km及以上為每kW·h 3分錢。”該標準只考慮了風電的分散接入，但并沒有考慮風電場所發(fā)電力的遠距離輸送，還不夠完善，主要表現(xiàn)為以下幾點。

2.2.1 接網(wǎng)費用補償標準不夠合理

國家根據(jù)風力資源和利用小時狀況、設施使用壽命等因素，將全國風力資源劃分為四類，分別執(zhí)行不同的標桿電價。山西風力資源較差（第四類），執(zhí)行較高上網(wǎng)電價（0.61元/（kW·h））。但是，國家在規(guī)定電源接入工程由電網(wǎng)企業(yè)建設的政策外，卻沒有出臺相關的差別處理政策。另一方面《可再生能源電價附加收入調(diào)配暫行辦法》以上網(wǎng)電量作為電網(wǎng)接網(wǎng)費用的補償基礎，風電接入電網(wǎng)工程補貼受風電發(fā)電量影響，具有很大的不確定性，且現(xiàn)行補貼標準過低、補貼方式不合理。

2.2.2 電網(wǎng)配套風電送出的加強工程不在補貼范圍之內(nèi)

山西省80%的風力資源都集中在北部地區(qū)海拔1 600 m以上的山梁，地形條件不好，風場大都遠離負荷中心，當?shù)責o法消納，不僅需要建設風電并網(wǎng)線路，而且還需要配套建設北電南送通道輸送到全省消納。由于配套建設的匯集站及北電南送通道建設等上一級電網(wǎng)加強工程費用較高，利用小時數(shù)較低且未納入《可再生能源電價附加收入調(diào)配暫行辦法》補貼范圍。

2.3 風能資源整體開發(fā)力度不夠

受核準權限政策影響，省內(nèi)開展前期工作的風場規(guī)模大都限制在50 MW以下，據(jù)統(tǒng)計，一次性開發(fā)規(guī)模在50 MW以上的項目只有2個，容量占開展前期工作總規(guī)模的7.4%。在同一區(qū)域的風場被分割成不同項目且分屬不同的投資方（或同一投資方連續(xù)開發(fā)，終期規(guī)模存在較多不確定性）的現(xiàn)象較多，而這些電源原本以單回線路接入電網(wǎng)可解決的問題現(xiàn)在不得不以多回線路接入電網(wǎng)。不僅對電網(wǎng)企業(yè)綜合考慮電源送出規(guī)劃及方案極為不利，而且在增加投資的同時線路走廊的占用也造成社會資源的巨大浪費。

2.4 風電項目和配套電網(wǎng)項目建設不協(xié)調(diào)

按照國家核準相關規(guī)定50 MW以下項目均由省發(fā)改委核準（國家能源局下達核準計劃），核準周期較短，而500 kV以上的電網(wǎng)投資項目由國家能源局核準。與北部風電集中開發(fā)亟需配套建設的平魯500 kV等主網(wǎng)架輸變電加強工程進展緩慢。核準權限的不同，造成與風電配套工程建設進度與風電場本體工程建設不協(xié)調(diào)。

2.5 先進的大容量儲能技術采用積極性不高

大容量儲能技術的應用可改善風電場并網(wǎng)出力特性，但由于儲能電池造價高和技術成熟度不足，投資方無意引進和發(fā)展先進的儲能技術，省內(nèi)風電場目前還沒有嘗試先進的大容量電池儲能技術的采用。

2.6 風電發(fā)展與本省裝備制造業(yè)發(fā)展規(guī)劃不匹配

山西省已投產(chǎn)風力發(fā)電近840 MW裝機中，沒有一家采用省內(nèi)風電制造企業(yè)的風機，大都采用GE、聯(lián)合動力等合資設備。太重等省內(nèi)裝備制造業(yè)目前也在生產(chǎn)風機設備，但省內(nèi)風電大規(guī)模的發(fā)展沒有與省內(nèi)裝備制造業(yè)發(fā)展相協(xié)調(diào)。

2.7 風功率預測工作尚未開展

目前省內(nèi)投產(chǎn)風電場尚未開展風電功率預測工作，給調(diào)度機構運行方式安排和調(diào)峰調(diào)壓帶來壓力。西班牙、德國、丹麥等風電大國都非常重視風電場的調(diào)度運行管理，風電場普遍具備風功率預測功能，建立了風電場發(fā)電計劃申報和考核機制，并對風電場運行狀態(tài)進行實時監(jiān)控。丹麥實現(xiàn)了調(diào)度機構對風電場出力的遠程遙控。與這些國家相比，我國的風電調(diào)度運行管理還有待進一步加強。

3 有關建議

3.1 加強電源規(guī)劃

3.1.1 加強電源規(guī)劃的綜合協(xié)調(diào)作用

一是統(tǒng)籌協(xié)調(diào)電力工業(yè)發(fā)展規(guī)劃，將常規(guī)火電、風電、大中型燃氣發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電和儲能電源（含抽水蓄能電站）規(guī)劃在電力工業(yè)規(guī)劃中統(tǒng)一考慮，科學安排風電開發(fā)規(guī)模及時序，使得風電與其他電源發(fā)展協(xié)調(diào)一致。二是積極引進和采用大型儲能技術，在風電企業(yè)核準階段，應要求其按照裝機容量配套建設不小于20%（具體數(shù)字可經(jīng)研究后確定）的儲能設施。

3.1.2 進一步完善風電管理引導風電合理有序開發(fā)

一是嚴格執(zhí)行風電場年度核準計劃（至少提前1～2年能源局下發(fā)年度核準計劃）制度。二是集中開發(fā)風資源，對處于同一區(qū)域的風資源整體核準或核準到某一風電投資方。三是結合山西省風能資源情況，合理安排集中開發(fā)和分散開發(fā)的規(guī)模及時序，制定開發(fā)的指導意見。

3.2 加強風電消納能力研究

一是做好風電消納能力研究工作。二是做好風電輸電規(guī)劃研究。根據(jù)電源規(guī)劃及時調(diào)整電網(wǎng)滾動規(guī)劃，加大電網(wǎng)投資力度。三是加大風力發(fā)電技術研究，提高新能源發(fā)電調(diào)度水平。

3.3 改善負荷曲線減小峰谷差

加強需求側(cè)管理，減小電網(wǎng)峰谷差。綜合運用政府的宏觀調(diào)控和電價的杠桿作用，減小電網(wǎng)的峰谷差。

3.4 其他

a）利用地區(qū)契機，向國家爭取特許政策。

b）積極扶持本地裝備制造業(yè)。

c）優(yōu)化新能源電源調(diào)度，開展風功率預測。