我国面临能源短缺的严峻考验，解决能源安全问题刻不容缓。受常规化石能源资源的限制，我国石油消费增量主要依靠进口满足、天然气对外依存度也将较大提高。近年来，随着能源消费快速增加，我国原油、天然气进口规模不断扩大，并已由煤炭出口国变为净进口国。加之，未来一段时间，我国加速工业化和城镇化进程，经济还将继续保持较长时期的平稳较快增长。我国能源需求不断增长，但化石能源供应能力却明显后颈不足。因此，未来必须大力发展风电等可再生能源产业，为我国能源供应安全提供必要保障。

    “十一五”期间，我国大力发展风电产业，并网风电以接近100%的年均增速增长，风电发展可谓高歌猛进。但今年以来，我国部分地区风电场多次出现大规模脱网事故以及风电无法有效消纳，出现严重的弃风现象，造成了较大的经济损失，以至于影响产业发展。2011年12月，本刊记者就风电大规模发展应该如何解决并网和消纳等难题，专访了国网能源研究院副总经济师兼能源战略与规划研究所所长白建华博士。

    作为能源电力发展与能源经济研究领域高级专家，白建华长期从事能源发展战略及规划研究。白建华就风电如何高效融入全国电力系统，实现规模化开发目标等问题，为记者梳理了风电发展的脉络，提出了保障风电大规模并网及高效消纳的中长期解决方案。

    大力发展风电势在必行

    发展可再生能源对我国调整能源结构的意义重大。白建华指出，经研究测算2015年全国非化石能源消费量将达到5.2亿吨标准煤，占一次能源消费总量的12.1%，其中，88%的非化石能源转换为电力。2020年,非化石能源消费量7.7亿吨，占一次能源消费比重达15.0%，转化为电力的非化石能源占84%。

    我国政府确定了能源清洁化、低碳化的重要战略目标：2009年9月，胡锦涛总书记在联合国气候变化峰会上提出，到2020年我国非化石能源占一次能源消费的比重将达到15%左右。2009年11月，国务院常务会议决定，到2020年我国单位GDP的CO2排放比2005年下降40%～45%。《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》，明确提出2015年非化石能源占一次能源消费比重11.4%的约束性指标。

    大力发展风电是国家的重大战略决策，也是我国经济社会可持续发展的客观要求。作为目前技术最成熟、最具市场竞争力且可以大规模开发的可再生能源之一，我国风能资源丰富，发展前景广阔。白建华介绍，中国气象局最新普查结果：全国陆地50米高度3级以上（风功率密度≥300瓦/平方米）的风能资源潜在开发量约为23.8亿千瓦，近海5～25米水深区50米高度3级以上的风能资源潜在开发量约为2亿千瓦。

    白建华特别提到了我国风电的分布特点。他说，“三北”地区（东北、西北、华北北部），是我国最大的成片风能资源丰富带，包括东北三省、河北、内蒙古、甘肃、宁夏、新疆等省区近200公里宽的地带。另外，东部沿海风能资源丰富带主要包括山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西、海南等省（区、市）沿海近10公里宽的地带。

    目前，我国风电装机容量增长快速，且分布集中。白建华说，“‘十一五’期间，我国风电并网装机容量以年均近100％的速度增长。截至2010年底，全国风电并网装机容量约3000万千瓦。我国已建成多个连片开发、规模达到百万千瓦级的风电基地。其中，蒙西、蒙东、冀北、辽宁4个电网的风电装机容量超过300万千瓦；吉林、黑龙江、甘肃、山东、江苏和新疆等6个电网风电装机容量超过100万千瓦”。

    近期，我国初步确定了可再生能源“十二五”规划发展目标，到2015年风电将达1亿千瓦，年发电量1900亿千瓦时，其中海上风电500万千瓦；到2020年，风电总装机容量达到2亿千瓦以上，年发电量达到3800亿千瓦时；到2015年，非化石能源开发总量将达到4.8亿吨标准煤。按照这个规划，风电的装机容量未来十年将会有数倍增幅。因此，未来一段时间内，我国风电大规模发展势在必行。

    大规模风电发展瓶颈何在

    并网难是风电行业发展中的重要瓶颈，也成为社会各界关注的焦点，甚至有些人还对电网企业提出质疑和不满。
    白建华提到了今年上半年，接二连三地发生大规模风电脱网事故。

    2011年2月24日，甘肃桥西第一风电场35kV电缆头单相击穿后发展成三相故障，导致酒泉地区16座风电场598台机组脱网，损失出力约80万千瓦，西北电网频率最低至49.854Hz。2011年4月17日，甘肃干西第二风电场35kV两个电缆头绝缘击穿，继而35kV母线PT爆炸，导致酒泉地区16座风电场699台机组脱网，损失风电出力100.6万千瓦，西北电网频率最低至49.815Hz。2011年4月25日，甘肃嘉峪关变电站330kV嘉酒二线线路侧高跨龙门架跌落到地面，造成330kV玉门变电站失压，330kV玉门变所接的风电场全停，共甩风机533台，损失出力47.9万千瓦。受故障冲击，瓜州地区风电低电压期间脱网745台，损失出力105.62万千瓦，风机脱网后造成局部电网电压升高，敦煌330kV母线电压最高至370kV，部分风机因电压高而跳闸，共计损失风机为69台，损失出力11万千瓦。整个事故过程中风机跳闸1278台，损失出力153.52万千瓦。西北电网频率最低至49.765Hz，越限时间为5秒。2011年4月17日，佳鑫风电场内35kV侧发生相间短路故障，造成张家口地区风电机组脱网644台，损失出力854MW。

    白建华认为，“今年上半年在甘肃酒泉等地频发的风电大规模脱网事故，是近年来我国风电持续高速发展中共性、普遍性问题”。

    随着我国风电的规模化发展，部分地区在冬季还出现严重的“弃风”现象。2010年，蒙东风电利用小时数达到2221小时，辽宁、吉林和黑龙江均低于全国平均水平2047小时，分别为1997、1945和2031小时。蒙西风电资源好（利用小时数为2600～3000小时较为合理），据相关报道，2010年平均不足2100小时，弃风500小时以上，2010年损失电量超过30亿千瓦时。

    白建华向记者阐述了目前我国风电大规模发展存在着诸多问题和潜在风险。他认为，首先是统一规划问题。当前风电发展存在着缺乏与其他电源、与输电等的统筹规划，技术标准和相关配套政策不完善等问题。其次是电力系统调峰问题。风电出力的反调峰特性和有效预测困难，对电力系统调峰能力提出了巨大的挑战，需要建设大量的备用容量和调峰电源。第三，电力系统安全问题。风电出力的随机性和间歇性对电力系统安全稳定运行产生巨大影响（负荷跟踪－频率控制等）。第四，电能质量问题。风电并网产生的电压波动、闪变以及谐波导致电能质量问题，需要采取措施以满足用户需求。第五，经济运行问题。风电大规模发展，还会带来电力系统各环节成本上升（配套建设调峰电源成本、电力系统和其他机组提供调峰调频的辅助成本以及远距离送出成本等）。

    当然，国家电网公司正在不遗余力地解决我国风电大规模发展遭遇的并网和‘弃风’难题，为此国网能源研究院的专家们做了大量的研究工作，并向国家主管部门多次汇报，目前很多解决思路得到国家能源局的采纳。

    重新界定“风电并网难”概念

    白建华强调，我国风电大规模发展难在消纳，并不是上网问题。他说，“风电并入电网不是问题，上网并不难（投资建设必要的线路和变压器等即可，是物理动作），但风电接入电网后，必须考虑整个电力系统的运行和风电发电能力的发挥等问题”。

    随后，白建华对风电并网和风电消纳的概念做出解释。风电并网后，不是电网在消纳风电，而是整个电力系统在消纳风电。电力系统是由电源、用户和电网构成。电源包括火电、水电等常规电源，也包括风电等可再生能源，其作用是发电；电网负责将电源发出的电力传输给电能的消费者即电力用户。因此，风电的最终消费者是用户。白建华举例，“‘三北’地区电力系统负荷小，消纳能力较弱，但该地区风能资源丰富，是风电开发的集中区域，风电肯定无法全部就地消纳。如果没有强大的外送输电网络，过多开发的风电必然白白浪费掉”。 在风电的消纳过程中，需要常规电源的配合、电网的传输和用户的使用，因此是整个电力系统在消纳风电。电网作为电能的输送通道，本身是不能消纳风电的，电网扮演的是风电扩大市场的有效平台。

    风电高效消纳是系统工程

    目前我国风电发展的最大问题是消纳困难，“弃风”极为严重。国家电网公司近年来致力于风电消纳研究，确定到2015年、2020年，全国各省、各区域以及全国消纳风电的能力，以确保达到国家规定的风电开发目标。白建华指出，风电高效消纳是一项复杂的系统工程，需要系统性的解决方案，电力系统能够高效利用风电，尽量少“弃风”。

    白建华认为，“用发展的眼光解决发展问题，对于风电的消纳难题，我们提出了中长期解决方案。通过建设高效的坚强智能电网，实现风电远距离传输及高效利用。”

    因此，风电开发应纳入电力系统的整体规划。电力系统整体规划的原则是安全性，满足系统最大负荷（电力平衡并留有适当的备用）、最小负荷（调峰平衡）、逐时刻（负荷跟踪）的电力平衡；清洁性，满足国家提出的清洁化和低碳化发展目标，合理确定各类清洁能源发展规模；经济性，合理规划其它电源和跨省跨区电网，尽量降低系统投资、运行、外部费用等总成本。

    为解决风电消纳难题，促进其规模开发和高效利用，白建华强调，必须加快跨区输电通道及受端跨区电网的建设。

    他指出，“十二五”期间，我国将建成“三华”（华北、华中、华东）、西北、东北、南方四大同步电网。按照风电与电力系统整体优化原则，“三北”地区的风电需要在全国统筹消纳，主要消纳方向为 “三华”地区。风电电力流向与我国能源流向一致，呈现“西电东送”、“北电南送”格局。

    白建华指出，我国风电发展的总体特点是集中规模开发为主、分散式开发为辅；陆地风电为主，海上风电为辅；就地消纳与跨区输送并重。根据风能资源分布特点，我国规划建设八大千万千瓦级风电基地，包括哈密、酒泉、蒙西、河北、蒙东、吉林、山东和江苏沿海等。我国风电呈现“大规模、高集中”的开发模式和“高电压、大容量、跨区域、远距离” 的输送模式。

    他详细解释到，我国大部分风电基地所在电力系统规模小，风电消纳能力不足，风电大规模开发和高效利用必须依靠远距离、大容量、跨区域外送。例如，西北：新疆、甘肃风电除在西北电网内消纳外，需要大规模向“三华”受端电网输送。东北：在充分利用各地区消纳能力及跨省调节的基础上，需外送至“三华”消纳。蒙西：风电除在区内消纳外，需要向“三华”受端电网输送。河北、山东、江苏风电在“三华”电网内统筹消纳。“三北”地区6个大型风电基地，2015年开发规模预计接近6000万千瓦，需跨省区外送约4000万千瓦，占66%；2020年开发规模预计超过1亿千瓦，跨省区外送将占到70%以上。

    白建华说，“目前，正在研究利用新疆哈密、内蒙锡盟特高压煤电外送通道打捆外送风电的具体方案。国网公司对各大风电基地都做了外送输电规划”。

    研究发现，哈密、酒泉、蒙西、锡盟、蒙东等地区风能资源丰富，同时可以建设大型煤电基地（酒泉可利用新疆哈密及蒙古国煤炭），具备煤电、风电统筹规划、联合外送的客观基础。建设特高压外送通道，将当地的风电和燃煤火电联合开发并实现跨区域输送，可以有效扩大风电的消纳范围和规模，促进风电的大规模开发。

    风火联合输送能够保证系统安全稳定运行，且到达东中部受端电网的落地电价低于受端煤电标杆上网电价，经济性好。

    风电大增急呼调峰电源

    白建华详细地介绍了电力产品、电力系统运行以及风电出力特性等情况。他说，“电力产品的特点是不能大量存储，以光速传输。从生产角度来看，发电、输电、配电和用电必须在瞬间同时完成；从系统运行角度看，发电和用电必须时刻保持平衡；电力供应必须是连续的、不可中断的。电力系统运行要求电源具备出力可预期，出力可控制，出力可调度；要求电网输配电能力充裕，电网结构合理，电网覆盖范围广，配套先进的电网运行和控制技术”。

    白建华说，风电表现出较强的随机性与间歇性，因此掌握风电出力特性，是做好风电开发规划和市场消纳分析的基础。从系统规划和运行的角度，国家电网公司构建了保证容量和有效出力两个出力特性指标。他解释，保证容量是指把负荷高峰时段（如，每天12时前后）的风电出力按从大到小排序，在某一保证率下（如95%）风电场的最小出力。风电场保证容量主要用于衡量在进行电力平衡分析时风电场可为系统提供的容量。有效出力是指把负荷低谷时段（如，每天4时前后）的风电场出力按从小到大排序，在某一保证率下（如95%）风电的最大出力。风电场有效出力主要用于衡量在负荷低谷时段风电大发时对系统的调峰容量需求；也是规划输电容量时可参考使用的重要参数。随后白建华介绍了我国主要风电基地的出力特性研究成果。他指出，“风电场的保证容量都很低，一般不超过5%，风电装机替代火电装机的效益十分有限。目前我国风电场的有效出力大部分在60%～80%之间，风电大规模发展将明显增加系统的调峰容量需求”。

    风电的出力特点决定其客观上需要一定规模的灵活调节电源。因此，发展调峰电源对实现风电发展规划目标至关重要。为实现2015年风电总装机规模1亿千瓦的风电开发目标，在提高现有机组的调峰能力的基础上，未来需要加快建设抽水蓄能、燃气发电等调峰电源，积极发展调峰性能好、高参数、大容量、高效率燃煤机组，并加快调节性能好的大型水电基地建设，以满足系统调峰需求、促进风电与调峰电源协调发展。

    白建华认为，考虑系统调峰需求、建设条件、跨区电力输送、系统经济性等因素，未来调峰电源应加快发展，主要布局在“三华”受端地区。“三华”受端地区的抽蓄站址资源较为丰富，单位造价较低，建设经济性好；燃气发电调节能力好，但电价水平高，根据调峰需求及地区电价承受能力，燃气电站也主要布局在受端。2015年，“三华”地区抽水蓄能装机占全国的67%，燃气发电装机占全国的76%。2020年，“三华”地区抽水蓄能装机占全国的63%，燃气发电装机占全国的72%。

    大风电必将融入大电网

    “大风电融入大电网”是实现我国风电规划发展目标的必然选择。白建华提出，通过整个电力系统综合协调和资源优化配置来解决风电高效消纳问题，保证风电行业建康可持续发展。

    首先，将风电大规模开发、输送和消纳纳入电力发展统一规划，合理控制风电基地建设节奏，科学有序地进行风能资源的开发和利用。按照《关于印发风电开发建设管理暂行办法的通知》（国能新能[2011]285号）的要求，统筹风电规划与年度开发计划，严格按照年度计划开展项目前期工作，严格按照国家规划确定的总量、布局和建设时序核准风电项目。统筹风资源规划、市场消纳和输电规划。建立风电项目与电网工程同步规划、同步核准、同步投产的有效机制。统筹风电与其他电源规划，加快抽水蓄能、燃气电站、储能装置等调峰电源建设，提高系统调峰能力。

    其次，尽快出台风电并网国家标准《风电场接入电力系统技术规定》。建议国家能源局尽快转发国家电网公司相关企业标准，以便在国家相关标准发布前，按照完善的技术标准体系规范开展风电并网工作，确保风电场和电网的安全可靠运行。建立风电厂典型设计规范（电气部分）。通过建立风电机组升压变、集电线路、升压站以及接入系统方案的典型设计，引导风电设计的规范化、标准化，推进新材料、新技术、新工艺的应用，建设环境友好、资源节约、符合国家绿色能源政策的风电场。

    第三，提高风电机组技术性能，建设电网友好型风电场。目前，全国风电整机制造企业近90家，型号近千种，技术水平良莠不齐，应重视我国风电产业技术进步。加强风电机组核心技术研发，进一步提高风电机组低电压穿越能力/高电压穿越能力、有功无功功率调节能力、主控系统及变流器关键零部件等技术性能，尽快适应建设电网友好型风电场需要。大力开展促进风电与电网协调运行的新技术、新产品研发（如新型储能），从风电与常规电源协调优化调度、风电机组/风电场低电压穿越技术、有功无功灵活调节、风电场集群控制等各个方面进行攻关。

    第四，加强风电场建设管理，严格质量监督和检查验收。按照《关于印发风电开发建设管理暂行办法的通知》（国能新能[2011]285号）的要求，风电场项目业主应加强风电场建设施工管理，严格落实工程质量检查、检测、控制和验收制度，加强对建设施工企业监督检查和考核，严格按照相关标准和规程进行试验和投产前验收。调度机构应加强对风电场无功功率和动态无功储备的监控。加强风电场二次系统监督管理，开展涉网保护定值的核查和备案工作。

    第五，加强并网检测与调度运行管理，保障场网安全稳定运行。严格按照《风电机组并网检测管理暂行办法》（国能新能〔2010〕433号）与《关于加强风电场并网运行管理的通知》（国能新能[2011]182号）要求，建立强制性风电场并网检测制度，加强风电检测中心建设，严格按照《风电场功率预测预报管理暂行办法》（国能新能〔2011〕177号）要求，推行风电场功率预测预报工作。风电场与电网企业都要根据自身职责建立和完善各自的功率预测系统。加快实施风电场发电计划申报考核机制，按照预测精度安排优先调度顺序，实现电网对风电的可观、可控与可调。实行风电场事故处罚制度。对于因不具备低电压穿越能力再次发生事故的风电场应停产整改，经再次并网验收和检测通过后才允许并网，并将有关调查结果报国家能源局和国家电监会备案，同时网上通报。开展风电功率预测。为减少风电随机性、波动性对电网运行的影响，提高风电接纳能力，大力推进电网侧风电功率预测系统建设。截至2011年7月，短期风电功率预测系统共覆盖并网容量超过2300万千瓦，约占风电总并网容量的80%，预测精度与国际水平基本相当。优先调度，积极消纳风电。开展风电功率预测和日计划编制工作，按照风电优先的原则制定发电计划。建立日报、周报、月报制度，不断深化风电运行分析，及时发现有关问题，采取相关措施。在取暖季低谷调峰困难的情况下，积极开展火电机组供热实时监测，挖掘常规火电机组调峰潜力。

    第六，完善风电发展配套政策，规范国家补贴与为风电场提供的调峰调频辅助服务补偿。完善风电电价补贴和费用分摊政策，按照风电发展的需要确保风电电价补贴资金足额及时到位。合理确定风电接入和输送的补贴标准，制定支持风电接入和远距离输送的电价政策。出台风电跨省跨区消纳政策，引导资源大范围优化配置，出台配套大规模风电送出和电源调频调峰的管理体制和经济补偿政策。完善抽水蓄能电站的投资回收和电价补偿机制，保障抽水蓄能电站的健康发展。结合电力需求侧管理，推动风电高效消纳利用。在风电集中开发地区，积极探索用户侧利用低谷电能的方式，建立风电场与城镇供热、高耗能电力用户和电力系统的协调运行机制。

    第七，加快特高压电网建设，扩大风电消纳范围。我国风能资源主要集中在“三北”地区，与负荷中心呈逆向分布，当地电力负荷低，系统规模小，风电消纳能力不足。研究表明，风电在各省内消纳，2015年全国风电可开发规模仅为5900万千瓦；若在区域电网内消纳，可开发规模为6500万千瓦。为实现2015年装机1亿千瓦的开发目标，需要加快特高压电网建设，构建坚强的“三华”同步电网。加快推进新疆、酒泉、蒙西、锡盟、蒙东等风火打捆外送通道建设，尽快核准酒泉～湖南、哈密～郑州、蒙西～长沙、锡盟～南京等特高压输电工程，扩大风电消纳范围，保证风电大范围消纳和远距离外送的经济性，实现风电规模化开发和有效利用。按照风电与电力系统整体优化原则，“三北”地区的风电需要在全国统筹消纳，主要消纳方向为华北、华东、华中（“三华”）地区。风电电力流向与我国能源流向一致，呈现“西电东送”、“北电南送”格局。

    第八，实施可再生能源电力配额制度。针对不同利益相关方，实施可再生能源电力配额制，统筹发电、购电、用电等层面的可再生能源电力配额制度设计。对大型发电企业，规定其生产可再生能源电力和投资可再生能源发电项目的比例，建立稳定的风电市场开发需求；对电网企业，规定年度销售电量中收购非水电可再生能源电量额度，促进建立适应风电发展的电力运行管理体系；对各省（自治区、直辖市），规定可再生能源发电量消费比例的指标，并将可再生能源消费量纳入国家节能减排和碳排放强度控制指标；对电力用户，鼓励用户自愿认购绿色电力，建立在自愿认购基础上的绿色电力交易机制。

    白建华认为，应该进一步提高电力系统消纳风电的社会共识。将风电大规模开发、输送和消纳纳入电力发展统一规划，是提高风电消纳能力的重要保障；制定严格的并网技术标准和管理规范，是提高风电消纳能力的基本前提；调动更广泛的需求侧资源参与系统平衡调节，是提高风电消纳能力的有效途径；建设坚强可靠的跨区大电网，是提高风电市场消纳能力的客观需要；具备良好的电源结构，增加系统中灵活调节电源，加快调峰电源建设，是提高风电消纳调能力的重要基础。

    采访接近尾声时，白建华强调，大规模风电发展的瓶颈不是并网，而是高效利用。结合风资源分布以及各类电源特性，国家电网公司正在积极推进坚强智能电网建设和风火联合输送以解决风电跨区输送问题，使消纳不再成为风电大规模发展的阻碍。(本刊记者 黄霞)

白建华简历

    国网能源研究院副总经济师兼能源战略与规划研究所所长。博士，高级工程师。能源电力发展与能源经济研究领域高级专家。长期从事能源发展战略及规划研究；电力行业发展规划研究；能源、经济、环境及电力综合发展规划研究；国内及周边国家能源资源开发利用分析；新能源及可再生能源发展规划研究；电源优化及电力生产模拟研究；调峰电源规划研究；电源基地建设及跨区输送联合规划研究；煤电油气运综合平衡研究；电力公司发展战略研究；电力项目技术经济、环境经济研究；电力项目可行性研究，包括经济评价及财务分析；电力行业投融资政策研究；电网、发电企业财务分析及预测；电价、电力市场研究；能源、电力、环境新技术研究等。世界银行、亚洲开发银行咨询专家。多项研究成果获得国家电网公司科技进步奖、中国电力科学技术进步奖等奖励。为政府能源主管部门提供多项能源、电力发展战略和规划咨询研究。