新能源“并网难”实为消纳难 解决要靠特高压

近日，国家电网公司承诺对分布式光伏发电“余电上网、全额收购”的新闻发布会上，国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山把电网称为能源转型中的“中流砥柱”;国家电监会输电监管部主任幺虹也表示，电网是推动新能源发展的关键环节。

但幺虹同时指出，近几年，可再生能源的发展，很多问题都推卸给了电网，比如舆论一直热议的新能源“并网难”，“实际上是一个综合性问题”。他尤其强调项目核准方面“不同步”的现象，即“先核风(光)、后核网”风(光)发电项目前期工作流程简单，核准周期短;而电网工程核准程序复杂、周期长。这给新能源配套送出工程建设带来极大困难。所以幺虹呼吁，发电、电网项目应该同步核准。

而事实上，近几年风电发展中，还存在着前期规模大于地方规划、地方规划大于国家规划等现象，无形中放大了“不同步”的弊端。

大规模接受新能源，国家电网有能力比国外做得更好

所谓“新能源并网难”，其实包括大电网接入、送出和消纳三个环节。在技术层面，接入、送出的“世界性难题”是客观存在的，这源于风电、光伏等新能源固有的随机性、波动性和间歇性特点，导致其大规模并网对电网产生冲击。但我国能用短短五六年走过欧美15年的风电发展历程，风电从几乎“零起步”发展到现在的世界第一并网风电大国;光伏发电起步更晚，但也开始呈现井喷式发展势头，2011年全国光伏发电装机同比增长700%，目前国家电网经营区域并网光伏发电已达271万千瓦，已同意并网、正在建设的光伏项目达126万千瓦，预计2015年我国将成为世界第一光伏发电大国。这跟我国在新能源可观、可测、可控、可调技术领域取得系统性突破是密不可分的。

在上述新闻发布会上，国家电网公司副总经理舒印彪就“我国电网大规模接受新能源是什么水平”透露，国网公司不仅几年前就感知到了这场新能源革命的到来，而且在智能电网建设的许多领域都达到了世界领先水平。“可以说，中国的国家电网在大规模接受新能源方面完全能够比国外的电网做得更好，我们不光有这种信心，也具备这种技术能力”。

“并网难”实为消纳难

数据显示，2011年国网经营区域风电发电量达706亿千瓦时，较国内风电起步时的2006年增长了28.2倍，年均增长96%。这5年间，风电年平均利用小时数达1992小时，2010年达2095小时，与欧美大体相当。分省看，部分地区风电运行指标达到或超过欧美：蒙东、蒙西、甘肃风电占当地总装机比重分别达31%、21%、20%，风电日发电量占全社会用电量比例最大分别达72%、28%、26%。上述指标都达到或超过西班牙、德国和丹麦的水平。

光伏方面，今年1—9月国网收购光伏发电量25.2亿千瓦时，同比增加5.4倍，收购电量增速高于并网容量增速。可见，无论是电网接受新能源的技术能力，还是电网实际接入、送出新能源的数量和增幅，似乎都不足以导向“并网难”的结论。但业主和公众为何仍有“并网难”的观感呢?问题其实出在接入、送出之后的消纳环节，现阶段新能源“并网难”的实质是消纳难。

以国网经营区域内风电装机占比最高的内蒙古东部和河北北部为例。目前风电装机已达656万千瓦的蒙东电网，今年上半年风电发电量52亿千瓦时，占区内总发电量的14%、全社会用电量的30%。其中7月1日风电最大出力达258万千瓦，占当日最大供电负荷的70%，日发电量4951万千瓦时，占当日供电量的63%，已达国内乃至世界先进水平。如此业绩的取得，主要是依靠东北电网的整体调峰能力，因为蒙东电网二分之一以上的风电电量需由东三省电网吸纳。

而据国网蒙东公司通辽电业局发展策划部主任李文学介绍，蒙东辖区的通辽市前两年经历了风电井喷式发展，目前风电装机占比已接近50%。但当地负荷有限，电量都是外送辽、吉，以辽宁为主。受宏观经济影响，东三省用电形势也不乐观。“他自身的电量还窝着发不出来，我们再大量送过去，他更接纳不了”。

而在冀北电网，截至9月底，风电装机达到564万千瓦，占比达26%，较“十一五”初期增长近60倍。目前，冀北地区已投产、核准和取得路条文件的风电装机容量已远超过《河北省风电发展规划》中2015年的目标，更远远超出了当地的消纳能力。

尽管冀北电网近几年先后投资27.9亿元，新增变电容量294万千伏安，新增输电线路1428公里，显著提高了风电汇集和外送能力，使冀北地区风力发电设备全年平均利用小时数始终优于全国平均水平。但受当地负荷较小所限，风电消纳能力已饱和;而从送出通道看，冀北风电目前主要靠张家口500千伏线路送出，受电网安全约束，送出能力仅为300万千瓦，远不能满足风电发展的需要。今年以来，冀北电网并网风电已出现“弃风”现象。

新能源消纳难源于负荷中心与电源逆向分布

新能源消纳难，除受宏观经济形势影响、用电市场萎缩之外，我国能源资源与负荷中心呈逆向分布的基本格局，是其内在深层次原因。

国网方面分析，跟煤电等常规能源相似，我国风能、太阳能资源也与负荷中心呈逆向分布：大规模风电、光伏基地主要集中在“三北”地区，远离经济发达的中东部负荷中心，跨区输送能力不足。目前“三北”地区风电比重已经达到20%的较高水平，近年来，风电开发规模大与系统消纳能力小的矛盾越来越突出，受跨区输送通道建设滞后影响，进一步发展风电面临消纳空间不足的挑战。而从全国看，风电占电源装机的比重只有5%，中东部地区调峰资源较为丰富，消纳风电的市场潜力未充分发挥。目前的关键问题是大区之间的联系还很薄弱，还没有形成全国统一的大市场和与之相适应的全国联网能力，难以适应在更大范围优化资源配置的需要。

此外，电源结构单一，系统调峰能力不足也是重要的制约因素。新能源集中的“三北”地区电源结构都是以火电为主，火电装机占比达到81%(东北、华北、西北火电装机占比分别为77%、91%、65%)，且多为供热机组，既没有快速跟踪负荷的天然气发电，又缺少可以灵活调峰调频的抽水蓄能电站;特别是到冬季，主要是供热机组在发电，调峰能力更差。相比而言，西班牙燃油燃气及抽水蓄能等灵活调节电源比例高达34%，是风电的1.7倍;美国灵活调节电源比例达到47%，是风电的13倍。在这种不利情况下，我国的风电利用小时数仍达到了2000小时左右，跟风电发达国家西班牙相当。舒印彪介绍，靠的是我们在智能电网建设、调度的统一管理，以及其他技术方面的工作，可以弥补调峰能力的不足。

根本解决问题，还靠特高压

舒印彪所说“其他技术”，包括加装安稳装置、无功补偿装置、风电场低电压穿越达标等技术措施;而在系统管理方面，现有条件下“千方百计消纳风电”的主要做法，就是充分发挥统一调度和大电网优势，包括深入分析风电运行规律，科学安排调度运行方式，挖掘系统调峰潜力，跨省跨区消纳风电等。但在现有大电网配置和消纳新能源潜力已经充分发挥的基础上，靠这样的挖潜、弥补，可以解决问题于一时、一地，却不能根本解决问题。

在蒙东、冀北，在其他风电占比较高地区，电网方面极为一致的呼声是，要根本解决新能源送出、消纳问题，还要靠特高压，以及建立在特高压网架基础上的智能电网。

多位业内人士分析，我国风电出力时空分布不均衡，不同地区风电场同时来风的概率较小，这种特性决定了在更大范围消纳风电，风能资源的利用会更好。这样，大力推进远距离、大容量、低损耗的特高压电网建设，通过“风火打捆”外送方式，推动清洁能源在更大范围内进行资源优化配置。

分析指出，特高压电网不仅能从根本上解决新能源大容量、远距离输送问题，更能解决现存的电源结构不合理、系统调峰能力差的问题。以冀北电网为例，建设规划中的张北—武汉特高压工程，可以实现冀北电网“风火打捆”外送，同时利用华中地区丰富的水电，形成水火互济、风水互补、风火互补的优化格局。