《重點區(qū)域風電消納監(jiān)管報告》(2012年第10號)

　　◎張家口地區(qū)，2011 年風電的輸出能力最大為210 萬千瓦左右，考慮風電場部分棄風，最大同時出力按70%考慮，張北地區(qū)現(xiàn)有電網(wǎng)只能解決300萬千瓦風電送出問題。由于張北地區(qū)的兩個變電站———沽源和萬全均為蒙西“西電東送”通道上的變電站，承擔著將蒙西電力輸
　　送到京津冀魯?shù)鹊貐^(qū)的任務，如大量接入張家口地區(qū)的風電容量，勢必會減少蒙西電力的輸送，同時受到系統(tǒng)調峰能力的約束，后續(xù)投產(chǎn)的風電將難以在京津唐電網(wǎng)消納。

　　（四）系統(tǒng)調峰問題較為突出
　　目前，因系統(tǒng)調峰困難而造成風電運行受阻的現(xiàn)象，在西北、華北和東北區(qū)域都普遍存在，以東北地區(qū)較為典型。系統(tǒng)調峰困難的原因主要有幾個方面：一是區(qū)域內電力負荷總體水平較低，峰谷差大，加大了電力系統(tǒng)調峰難度；二是調峰電源不足，華北、東北和西北地區(qū)火電比重較大，而且火電裝機中熱電聯(lián)產(chǎn)機組在“三北”一些省區(qū)的比例過高，水電、抽蓄和燃氣等調節(jié)能力好的電源比例低，電源調峰能力不足；三是“三北”地區(qū)風電發(fā)展迅猛，占系統(tǒng)總裝機的比例已經(jīng)達到較高水平，但是風電的間歇性、波動性、隨機性的特點決定了風電的發(fā)電出力難以保持穩(wěn)定，因而在相當程度上增大了系統(tǒng)調峰需求和調峰難度。
　　專欄5：系統(tǒng)調峰能力不足
　　◎東北電網(wǎng)受用電結構的影響，負荷特性較差，尤其是冬季最小負荷率偏低，峰谷差較大，調峰電源所占的比重過低。2011年東北電網(wǎng)的最大峰谷差達到1184.06萬千瓦，抽水蓄能電站容量30萬千瓦僅占總裝機容量的0.3%，同時，水電受庫容的限制，調峰能力也只有270 萬千瓦。
火電調峰機組中，熱電機組多以30萬千瓦容量為主，在冬季實行“以熱定電”，致使東北電網(wǎng)調峰能力明顯不足。
　　◎蒙西電源結構以火電為主，火電約占總裝機的75.7%，火電裝機中的57.4%為供熱機組。2012年一季度，蒙西供熱機組（1640萬千瓦）全部并網(wǎng)，非供熱機組開機容量860萬，全網(wǎng)調峰能力下降約250萬千瓦，加上網(wǎng)內自備電廠不參與調峰等原因，全網(wǎng)高峰時段接納風電能力200萬千瓦，部分時期后半夜低谷風電接納電力不足30萬千瓦。
　?。ㄎ澹┐龠M風電消納的市場和各類電源協(xié)調運行機制尚不健全一是市場機制問題。當前以發(fā)電計劃電量為基礎的電力運行管理模式下，電力系統(tǒng)內各類不同的發(fā)電資源，特別是火電機組因風電發(fā)電數(shù)量的增加而帶來的利益沖突，無法通過合理的體制安排得以疏導；系統(tǒng)的調峰能力，無法通過輔助服務價格等市場手段實現(xiàn)最優(yōu)配置；計劃電量的剛性約束與風電發(fā)展的系統(tǒng)靈活性需求之間的矛盾無從化解；導致風電運行受阻現(xiàn)象越發(fā)嚴重。
   二是各類電源協(xié)調運行機制問題。由于缺乏以市場配置資源的政策環(huán)境和管理手段，節(jié)能發(fā)電調度沒有全面推行，發(fā)電資源間的競爭體現(xiàn)在計劃指標的分配，難以合理評估對節(jié)能減排戰(zhàn)略的貢獻，以節(jié)能降耗、減排為指標的考核工作無法落實到位，風電等新能源的優(yōu)勢不能完全體現(xiàn)。
    四、監(jiān)管意見
　?。ㄒ唬┻M一步加強風電電源、電網(wǎng)統(tǒng)一規(guī)劃
　　根據(jù)能源發(fā)展總體規(guī)劃，結合區(qū)域資源情況，綜合考慮區(qū)域及省（區(qū)）電網(wǎng)消納風電能力、負荷特性、電網(wǎng)及其他電源規(guī)劃，制定統(tǒng)一的風電規(guī)劃。風電規(guī)劃階段，堅持電網(wǎng)規(guī)劃與風電發(fā)展規(guī)劃相結合原則，高度重視配套電網(wǎng)規(guī)劃和論證，保證風電送出和消納；堅持集中開發(fā)與分布式發(fā)展相結合，在開發(fā)建設大型風電基地同時，積極建設中小型風電項目接入配電網(wǎng)就地消納；積極開展電網(wǎng)調峰和風電消納能力研究，通過規(guī)劃抽水蓄能、燃氣發(fā)電等調峰、調頻電源，改善區(qū)域電源結構，促進風電與其他電源的協(xié)調發(fā)展，滿足風電發(fā)電大規(guī)模并網(wǎng)運行的需要。