利益分配是造成风电并网难的首要因素

　　在刚刚过去的2010年，中国风电累积装机容量达到4182.7万千瓦，超越美国坐上全球头把交椅。但同时，中国风电的发电量为500亿千瓦时，实现并网容量仅为3107万千瓦，仍低于美国，位居世界第二。

　　国家电监会于近日发布的《风电、光伏发电情况监管报告》显示，截至2010年上半年，我国风电未并网容量为76.36 万千瓦，国内风电场因风电无法上网而导致的弃风达27.76亿千瓦时。

　　电监会报告认为，造成这一问题的主要原因在于风电发展规划侧重于资源规划，缺乏具体的风电送出和风电消纳方案，大规模风电送出消纳的矛盾日益突出。

　　差别巨大的数字

　　中国风电装机容量的连年翻番增长，俨然已经成为衡量中国风电产业发展速度的唯一标杆。相比为人们所津津乐道的4000万千瓦的总装机容量，3107万千瓦并网容量这一数字显然较为陌生。“实际上，这种倾向有失偏颇。”国家发改委能源研究所副所长李俊峰告诉《科学时报》。

　　“千瓦不等于千瓦时，装机容量不等于实际发电量。只有当电网有效地把电力从风机传递到终端用户时，风能才有价值。”李俊峰认为，风电装机容量代表了中国风电的“产能”而非“产量”，风电并网容量更能说明问题。

　　电监会报告认为，造成风电并网瓶颈的主要原因在于近年来我国风电与电网在规划和建设上的严重脱节。风电发展的速度超乎所有人的预期，而电网建设却是按照常规进行，这使得依据国家风电发展规划进行的电网建设难以满足风电快速发展的需求。

　　风力发电集中在西北部，而用电负荷集中在东部地区，这决定了风电必须走长距离集中输送的模式。风电相比传统发电方式，更加依赖于电网整体的消纳能力。而目前电网在储能和补偿领域的建设远落后于以风电为代表的新能源装机容量的快速膨胀，从而导致了接入瓶颈问题。

　　对此李俊峰表示，风电并网难首先是因为国家的发展规划落后于实际发展速度，这大大影响了电网建设，电网建设的滞后势必影响风电的上网。

　　“此外还有机制问题。”李俊峰告诉《科学时报》，“电网也是企业，提高电网企业的积极性一方面是行政的约束，另一方面是经济激励政策，电网企业在吸纳可再生能源发电上网时也需要有经济利益，至少是不亏损。”

　　技术难点亟待突破

　　事实上，并不能将风电并网中存在的问题完全归结于电网企业的不重视、不积极。

　　据国家电网2011年1月份公布的最新数据显示，为支持风电发展和大范围消纳，截至2010年底国家电网公司共投资418亿元，建成投运风电并网线路2.32万公里，其经营区域内风电并网装机已达到2826万千瓦，占全网最大用电负荷的4.2%。

　　其中，蒙东、吉林、冀北三个风电装机量排名居前的地区，风电并网容量占全网最大负荷的比重分别为82%、28.6%、9.8%。但对这些区域的电网运行而言，风电装机占比较高带来的运行不稳定因素日益增多。

　　国网能源研究院工程师尹明告诉《科学时报》，目前我国规模化发展的风电面临两大问题：以煤电为主的电源结构基础上的调峰问题，以及风电远距离大规模集中发展的经济性问题，这两个问题将成为下一步研究的热点。

　　此外，大规模风电入网的政策、规范和运行机制等软课题也十分重要，“政府和监管机构应该发挥日益重要的作用。”尹明表示。

　　从风电并网研究的初步成果来看，风电并网问题已经涉及到以下层面：电网接纳风电的主要措施，集中在改善及组合风电场的模型，提高风电场运行特性，改善系统的灵活性。对此需要加大电网投资，新建改建输电线路，提高输电容量。扩大输电的消纳区域，加强系统互连。

　　改善系统和风电场相互适应的措施主要包括两个层面。技术层面，可以采用智能电网技术、预测技术、风电机组运行调控能力技术。政策层面，可以调整和改进调度策略，加强输、配电线路建设，改善并网导则和技术规范。