重点区域风电消纳监管报告
为促进风电健康、可持续发展，根据《可再生能源法》和《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》(电监会25 号令)，2012 年上半年国家电监会组织各有关派出机构在我国风电发展的主要地区———东北、华北、西北(以下简称“三北”地区)开展了风电建设及并网消纳情况的专项监管工作，形成本报告。
一、基本情况
(一)风电发展情况
“三北”地区都是我国风电发展的主要地区，包括了国家规划的6 个以陆地风电为主的千万千瓦级风电基地。截至2011 年底，全国并网风电4505 万千瓦，其中“三北”地区并网风电3952 万千瓦，占比达到87.7%;全国电源总装机容量为105576 万千瓦，其中风电占比4.27%(详见附表1)。
图1 20##年重点区域风电装机容量
2011 年，全国风电发电量为731.74 亿千瓦时，其中“三北”地区风电发电量为635.37 亿千瓦时，占比为86.8%;全国电源装机总发电量为47217 亿千瓦时，其中风电占比为1.55%(详见附表2)。
图2 20## 年重点区域风电发电情况
(二)总体消纳情况
2011 年，“三北”地区部分省区风电消纳情况不佳，弃风情况比较严重。“三北”地区风电场20##年平均利用小时数1907小时，同比降低266小时;弃风电量达123亿千瓦时，弃风率约16%，弃风电量对应电费损失约66亿元，折合火电(标)煤耗384万吨，折合CO2减排量760万吨;东北、华北、西北地区弃风率均超过13%;甘肃和蒙东地区弃风率超过25%(见附表3)。
二、工作评价
为适应新能源电力发展的新形势，促进新能源电力产业持续健康发展，电网企业、发电企业针对风电并网消纳工作开展了大量工作，取得了一定成效。
(一)电网企业
一是大力开展风电输电规划和送出工程前期工作，加快建设风电接入和送出工程。国家电网公司组织开展风电出力特性、风电消纳能力研究，完成8个千万千瓦级风电基地输电规划，积极推进大型风电基地送出工程和相应跨区跨省工程前期工作。截至2011 年底，国家电网公司风电并网工程累计投资440 亿元，建成35～750 千伏风电并网线路2.4 万公里，送出汇集变电站(开关站)25座，变电容量3770 万千伏安。
二是重视并网运行管理，促进风电安全可靠并网。面对风电大规模并图2 20## 年重点区域风电发电情况网带来的技术挑战，积极开展风电并网标准体系建设工作，细化并网和运行等各环节管理。针对风电场运行中出现的实际问题，各地电网企业积极推动风电场按照国家能源局和国家电监会出台的有关风电场安全的整改要求开展工作。
三是加强调度运行工作，争取多接纳风电电量。风电发展重点区域电网企业全部完成风电运行监控系统建设，实现了所有风电场调度运行实时信息的在线监视。大力推进风电功率预测系统建设，调度端风电功率预测已基本实现全覆盖。统筹考虑风电的季节性特点，将风电纳入统一的校核和平衡;根据风电功率预测情况及负荷情况，优化电网运行方式，发挥系统调峰能力，充分利用接纳空间安排风电发电。
四是大力开展技术创新及试点工作，促进风电与电力系统协调发展。实现风电与常规电源协调优化调度、风电场集群控制、风光储输综合利用等多项技术创新。2011 年底，国家风光储输示范工程在张北建成投运，首创风光储输联合运行模式，实现风电发电平滑输出、计划跟踪、削峰填谷和调峰等控制目标。开展风电供暖示范项目研究和建设，利用弃风时段风电电力为城镇供热。探索直接将风、光电接入微网系统，提高新能源比例。
(二)发电企业
一是积极与电网企业衔接，加强风电并网消纳。在风电项目前期工作阶段，主动与电网企业进行衔接，协助研究提出切实可行的发电项目送出和消纳方案。协助电网企业按照电网发展规划和风电发展规划的要求，认真做好发电项目送出线路、网架结构和落点等方面的相关准备工作，协助做好接入电网工程的可行性研究，确保发电项目及时并网运行，共同推动风电建设的协调发展。
二是做好风电并网运行相关工作，确保安全稳定运行。按照国家规划、工程建设程序、有关技术管理规定和技术设备标准，不断优化改进所属风电项目的设计、建设与运行，配合做好风电并网后的低电压穿越、电能质量提升和风电功率预测工作。加强机组的管理工作，完善自动化和通信系统。加强风电安全工作的全过程管理，做好机组的日常维护工作，提升风电并网运行安全性、可靠性。通过加强培训提高员工的业务水平，为机组的稳发满发提供保障。
三、存在问题
(一)风电规划与电网规划不协调加剧了部分地区风电消纳受限
部分地区风电开发规划、建设时序不断调整，风电项目规模和进度远超规划，没有形成完整和统一的风电发展规划，使得电网规划无法统筹考虑风电送出，相应配套输变电工程难以及时纳入电网规划，风电送出工程建设时序难以妥善安排，接入系统工程的及时建设难以确保。同时，部分地区核准风电项目时，重接入、轻消纳且消纳方向不明确，风电大量建成后，消纳面临困难。
专栏1：风电规划与电网规划不协调
◎河北地区由于风电建设投资方和地方政府对风电发展比较积极，目前已投产、核准和取得路条文件的风电装机容量已达到1490 万千瓦，远远超过原《河北省风电发展规划》中2015 年达到1013 万千瓦装机容量的目标，特别是承德丰宁地区原《规划》仅60 万千瓦，但已开展及拟开展前期工作的风电场已近200 万千瓦，原有输电规划将远远不能满足目前风电发展需求。
◎陕西地区规划在2012 年风电装机达到101 万千瓦，2015 年达到180 万千瓦，2020 年达到360万千瓦。在规划外，陕西地区计划在宝鸡秦岭和安康市分别建设15 万千瓦的风电场。陕西省电网公司认为，规划风电规模大，电网难以消纳。
(二)风电建设速度与电网建设速度不同步加剧了部分地区运行受阻
现象
风电项目前期工作流程周期短，核准快，建设周期短，而相应配套送出电网工程，前期工作周期较长、核准程序复杂，建设周期长。同时，一些发电企业将大型风电项目分拆成多个小于5 万千瓦的小项目(多为4.95 万千瓦)进行申报，获得核准后，形成多个风电场分期接入电网、局部地区风电接入过于集中的局面。有些风电项目还不同程度存在提前开工现象。以上因素叠加，造成电网送出工程建设不同步，致使大量风电项目建成后无法及时接入电网或全额送出。
专栏2：风电建设速度与电网建设速度不同步
◎蒙东开鲁风电基地规划容量240 万千瓦，发电项目提前开工建设并投产，部分项目已按最终规模全部建成，而开鲁500 千伏风电汇集站尚在开展前期工作，为保障开鲁风电基地风电接入，只能采用过渡方案，将风电分别接入开鲁220 千伏变电站和科尔沁500 千伏变电站，在这种方式下，风电消纳受到限制。
◎宁夏地区大部分风电项目在电网接入条件尚未落实的情况下就开工建设。2011 年底，宁夏风电并网容量142 万千瓦，核准在建容量434 万千瓦，其中只有153 万千瓦项目落实了电网接入条件，仅占全部项目的三分之一。
◎新疆自治区发改委在2011 年底到2012 年初，先后核准了43个4.95 万风电项目，加上目前国家发改委即将核准的哈密东南部风电项目，预计到2013 年底风电总装机容量将达到648 万千瓦。如果这些项目全部投产，“疆电外送”通道届时尚未建成，将出现新疆电力过剩突出现象，弃风情况将不可避免。
(三)风电本地消纳市场空间有限，部分地区输送通道能力不足，既不能就地消纳，也不能及时送出
目前，风电消纳原则上局限在省内，但是一些省区消纳空间明显不足，甚至在区域电网内，也不能完全消纳。此种情况，在东北电网、华北(蒙西)电网尤为突出。东北电网本身负荷水平、用电量不高，火电装机富余，风电装机大规模快速增长，本地消纳空间又不足，风电亟需外送消纳。但是三北地区由于网架结构原因，输送通道不同程度存在输送能力不足问题。西北区域甘肃酒泉风电基地、东北区域蒙东和吉林风电基地、华北区域蒙西和冀北风电基地输送通道能力不足问题比较严重。
专栏3:风电本地消纳市场空间有限
◎东北电网近两年用电量同比增长仅维持在10%左右，市场需求增速放缓，同时由于火电机组的大量投产，供大于求形势较为突出。20##年呼盟煤电基地项目和白音华电厂共计8 台60 万千瓦机组全部投产(发电量在辽宁消纳)，2012 年红沿河核电站第一台百万千瓦级核电机组也将投运，吉林、黑龙江送辽宁电量将会大幅减少，使东北电网“北电南送”的格局发生重大改变。目前风电消纳原则是本省消纳，吉林省电力公司20##年最大只能消纳约658万千瓦的风电，但该省制定的20##年风电发展目标超过1400万千瓦。本省发电量自身难以消纳，外送电量难度又在逐年增加，风电的消纳问题已成为制约吉林风电发展的瓶颈。
专栏4:部分地区输送通道能力不足
◎吉林电网，2011 年松白电网送出阻塞较为严重，省网北部最大输送能力300万千瓦，南部最大输送能力350 万千瓦，2011 年因电网输送能力不足造成的受限电量达2.06 亿千瓦时，占全省风电限电量的38.3%。20##年松白地区电源装机容量将达到515 万千瓦(火电240万千瓦，风电275 万千瓦)，地区最大负荷约90万千瓦，地区外送能力仅180万千瓦，仍然不能满足火电、风电送出需求。
◎蒙东赤峰、通辽地区，2011 年风电输送通道受阻较为严重。20##年，蒙东赤峰地区预计电源总装机760 万千瓦，其中风电装机234 万千瓦，当地最大负荷为156万千瓦，外送能力仅270万千瓦。不仅局部220千伏网架输送能力不足，而且外送通道不能满足风电满发需求。20##年，蒙东通辽地区将有102 万千瓦风电投产，但该地区外送通道没有变化，阻塞问题将更加突出。
◎甘肃酒泉风电基地，从2009 年一期投产开始，当地电网就出现了不同程度的限出力情况。虽然目前已配套建设了330千伏玉门变、瓜州变等变电站，安装了稳控装置及风电功率自动控制系统，20##年10月份投产了750千伏河西双回线，在一定程度上缓解了风电输出困难，但是风电送出仍然受通道能力制约。750千伏断面甘肃省最大输送能力为340万千瓦，而酒泉地区风电装机容量近520万千瓦，同时酒泉风电、疆电以及河西常规电源共享750千伏联网输电通道，风电送出通道容量远远不能满足风电大规模并网需求;同时受稳定限额、线路检修等因素影响，风电送出网络阻塞问题将在一定时期内继续存在。
◎张家口地区，2011 年风电的输出能力最大为210 万千瓦左右，考虑风电场部分弃风，最大同时出力按70%考虑，张北地区现有电网只能解决300万千瓦风电送出问题。由于张北地区的两个变电站———沽源和万全均为蒙西“西电东送”通道上的变电站，承担着将蒙西电力输送到京津冀鲁等地区的任务，如大量接入张家口地区的风电容量，势必会减少蒙西电力的输送，同时受到系统调峰能力的约束，后续投产的风电将难以在京津唐电网消纳。
(四)系统调峰问题较为突出
目前，因系统调峰困难而造成风电运行受阻的现象，在西北、华北和东北区域都普遍存在，以东北地区较为典型。系统调峰困难的原因主要有几个方面：一是区域内电力负荷总体水平较低，峰谷差大，加大了电力系统调峰难度;二是调峰电源不足，华北、东北和西北地区火电比重较大，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;三是“三北”地区风电发展迅猛，占系统总装机的比例已经达到较高水平，但是风电的间歇性、波动性、随机性的特点决定了风电的发电出力难以保持稳定，因而在相当程度上增大了系统调峰需求和调峰难度。
专栏5：系统调峰能力不足
◎东北电网受用电结构的影响，负荷特性较差，尤其是冬季最小负荷率偏低，峰谷差较大，调峰电源所占的比重过低。20##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。
◎蒙西电源结构以火电为主，火电约占总装机的75.7%，火电装机中的57.4%为供热机组。20##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。
(五)促进风电消纳的市场和各类电源协调运行机制尚不健全
一是市场机制问题。当前以发电计划电量为基础的电力运行管理模式下，电力系统内各类不同的发电资源，特别是火电机组因风电发电数量的增加而带来的利益冲突，无法通过合理的体制安排得以疏导;系统的调峰能力，无法通过辅助服务价格等市场手段实现最优配置;计划电量的刚性约束与风电发展的系统灵活性需求之间的矛盾无从化解;导致风电运行受阻现象越发严重。
二是各类电源协调运行机制问题。由于缺乏以市场配置资源的政策环境和管理手段，节能发电调度没有全面推行，发电资源间的竞争体现在计划指标的分配，难以合理评估对节能减排战略的贡献，以节能降耗、减排为指标的考核工作无法落实到位，风电等新能源的优势不能完全体现。
四、监管意见
(一)进一步加强风电电源、电网统一规划
根据能源发展总体规划，结合区域资源情况，综合考虑区域及省(区)电网消纳风电能力、负荷特性、电网及其他电源规划，制定统一的风电规划。风电规划阶段，坚持电网规划与风电发展规划相结合原则，高度重视配套电网规划和论证，保证风电送出和消纳;坚持集中开发与分布式发展相结合，在开发建设大型风电基地同时，积极建设中小型风电项目接入配电网就地消纳;积极开展电网调峰和风电消纳能力研究，通过规划抽水蓄能、燃气发电等调峰、调频电源，改善区域电源结构，促进风电与其他电源的协
调发展，满足风电发电大规模并网运行的需要。
国家风电开发“十二五”第一批和第二批拟核准计划项目已相继公布，两批项目在“十二五”全部投产后，2015 年全国风电装机将超过1 亿千瓦。建议进一步完善和落实“三北”地区风电基地跨省区输电规划方案及调频调峰电源配套方案，与风电基地同步建设。
(二)加快风电项目、输电工程的配套核准、建设
进一步加快风电富集地区送出通道建设，改善现有网架结构，加强省间、区域间的电网联络线建设，提高电网输送能力和消纳能力。在考虑市场消纳能力和确保电网安全运行的前提下，科学安排风电资源开发时序及建设进度，风电项目开发与电网工程同步规划、同步核准、同步投产，充分考虑项目建设周期差异，保证风电项目与送出工程、输变电项目的协调推进，避免投资浪费和弃风损失。加强风电项目核准管理，坚持先落实电网接入条件、完成接入系统评审、获得接入电网意见函后再核准的管理程序。
(三)进一步加强和优化风力发电调度工作
科学合理安排电网运行方式，做好发电计划安排，优先调度风电;协调电网之间的调度运行方案，力争实现更长时间范围内的开机方式优化，形成科学的开停机计划、备用计划，全面提升电力系统消纳风电的能力。深入推进建立风电功率预测系统和风电场运行监控系统建设，提高风电调度运行的精细化水平。充分利用风电场十五分钟、小时、日出力预测曲线，为电网调度部门科学精细化调度提供参考依据。加大跨省区调峰调度，挖掘系统调峰能力，加强火电机组运行管理，深入挖掘火电机组调峰潜力，实时测
算火电调节空间，鼓励火电参与深度调峰。
(四)建立灵活的市场机制，协调风电与传统能源矛盾
推进变革当前以发电计划电量为基础的电力运行管理模式，落实节能发电调度办法，完善辅助服务补偿机制，在省内或区域范围内建立风电场对深度调峰火电企业的补偿机制，鼓励火电企业为风电低谷消纳进行深度调峰，解决计划电量的刚性约束与风电发展的系统灵活性需求之间的矛盾以及电力系统内各类不同的发电资源之间的利益冲突。发挥市场在优化配置资源中的灵活作用，推进风火互补发电权交易。
(五)多措并举，发展负荷，改善负荷特性
严格执行峰谷电价，加强风电富集地区需求侧管理，改善系统负荷特性;推进产业结构调整，发展和培育中西部地区负荷，促进风电就地消纳。在东北地区积极开展冬季低谷期风电供热、风电热泵等扩大风电消纳的示范项目，拓展当地风电的利用方式。利用智能电网技术，积极开展各类试验示范。在西北、华北适宜地区，开展以分散式风电及储能设施等为主、电网为辅的微型电网运行示范，创新风电就地消纳的模式。
(六)进一步完善价格财税政策，健全风电发电激励机制
完善可再生能源全额保障性收购工作机制，落实持续稳定的可再生能源电价补贴政策，提高电价补贴的时效性。研究制定风电供热价格政策。出台抽水蓄能等调峰调频电源的鼓励性电价政策。合理确定新能源接入系统工程造价的补偿标准，弥补企业合理成本。
2011 年全国分地区风电装机容量表
单位：万千瓦
20##年全国分地区风电发电量表
单位：万千瓦
全国20##年重点区域风电“弃风”情况统计表
