关于风电调峰的两个构想——关注可再生能源并网

根据《可再生能源发展“十二五”规划》，到2015年，全国累计并网运行的风电装机容量要达到1亿千瓦，年发电量达到1900亿千瓦时。国家能源局的统计显示，截至2011年底，风电累计装机超过6200万千瓦，全国并网容量仅4500万千瓦;2011年度全国风电弃风限电总量超过100亿千瓦时，平均利用小时数大幅减少，个别省(区)的利用小时数已经下降到1600小时左右。　　　　风电的间歇性、波动性以及为保证风电并网而采用的调峰手段，让本是清洁的风电遭到被冠以“垃圾电”的尴尬。在我国风电走的大规模集中式开发、外送通道尚未打通、抽水蓄能和储能电站等调峰装备尚未能够经济运行的情况下，常规能源参与风电调峰成为当前的最优选择。然而，从我国风电资源开发集中的“三北”(东北、华北、西北)地区来看，其火电比重较大，而且火电装机中热电联产机组在“三北”一些省区的比例过高，水电、抽蓄和燃气等调节能力好的电源比例低，电源调峰能力不足。　　　　根据电监会2012年8月发布的《重点区域风电消纳监管报告》，2011年东北电网的最大峰谷差达到1184.06万千瓦，抽水蓄能电站容量30万千瓦，仅占总装机容量的0.3%，同时，水电受库容的限制，调峰能力也只有270万千瓦。火电调峰机组中，热电机组多以30万千瓦容量为主，在冬季实行“以热定电”，致使东北电网调峰能力明显不足。　　　　蒙西电网的情况同样如此。蒙西电源中火电约占总装机的75.7%，且57.4%为供热机组。2012年一季度，蒙西供热机组(1640万千瓦)全部并网，非供热机组开机容量860万，全网调峰能力下降约250万千瓦，加上网内自备电厂不参与调峰等原因，全网高峰时段接纳风电能力200万千瓦，部分时期后半夜低谷风电接纳电力不足30万千瓦。　　　　根据某风电企业向《中国能源报》记者提供的调研数据，显示华润徐州彭城百万千瓦火电机组在不同的出力条件下煤耗不同：机组出力在1000-800兆瓦之间时，出力每降低100兆瓦，煤耗上升约3克/千瓦时;机组出力在800-600兆瓦之间时，出力每降低100兆瓦，煤耗上升约4克/千瓦时;机组出力在600-500兆瓦之间时，出力每降低100兆瓦，煤耗上升约5克/千瓦时。数据显示火电机组在参与调峰的情况下，煤耗和机组效率都会有所折扣。　　　　然而，2011年10月15日，几乎是“纯火电”的蒙西电网却出现了全部日电量中风电电量占24%的纪录，达到世界先进水平。在冬季燃煤热电联产火电负荷已经较大、外送通道缺乏等困难下，蒙西电网发展风电取得如此成绩，引人深思。　　　　对此，国家能源局新能源与可再生能源司司长王骏认为，一方面，蒙西电网管理目标与发展风电目标一致，即“风电优先、煤电让路”的节能原则，少去其他不少地区执行对各类发电机组“计划内、计划外发电量平均分配指标”、“计划内外电量价格差别”等名目繁多的行政指令。他在《新能源发展探讨》(原文发表于《中国能源报》2011年11月21日头版——编者注)一文中提到：这些“发电机会均等”的计划办法貌似公允，所起作用恰恰是保护化石能源而浪费新能源。另一方面，蒙西电网以220千伏电压等级为主消纳风电，对电网动态特性的不利影响远小于在500千伏最高电压等级配置风电，也是不容忽视的成功因素。

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