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綠色風電“發得出，送不出”的難題，已引起國家有關部門的高度關注。記者從權威部門獲悉，隨著8月1日風電上網電價新體系的實行，國家能源局正在加快制訂風電并網技術規范及新能源檢測機制。與此同時，由國家能源局、電力監管委員會和中國電力企業聯合會等部門組織的專家調研組即將啟程。我國風電“車多路少”的困境有望破解。
風電上網難 根本在規劃
風電裝機容量連續五年翻番，2008年一舉躋身全球第四，中國風電市場的規模和發展速度不僅成為全球風電市場中的一匹黑馬，而且也無可厚非地成為中國新能源經濟的領頭羊。但風電設備制造業的急劇擴張和全國風電場建設的風起云涌，卻被相對滯后的電網扼住了“喉嚨”。
記者在采訪中了解到，受電網瓶頸制約，風電場被限制出力的現象已不鮮見。據國家電網公司副總經理舒印彪介紹，2009年以來，吉林電網已三次限制風電出力。2009年春節期間，吉林電網限制風電最大發電出力約45萬千瓦；與此同時目前已有部分地區在負荷低谷時段限制風電出力，尤其是冬季問題更為顯著。
風電“上網難”原因何在？中國電力企業聯合會一位專家給出的答案是：“規劃跟不上發展。”這位專家告訴記者，一方面，作為綠色可再生能源的風電產業，發展速度屢屢突破規劃；另一方面，電網規劃又嚴重滯后，跟不上風電產業的發展。
來自電網方面的聲音認為，目前我國風電產業的前期開發規模“處于無序狀態”。舒印彪告訴記者：“各地方政府在組織編制大型風電場或風電基地的開發規劃時，主要依照當地風能資源情況確定風電規劃規模和建設時序，沒有研究風電消納市場，風電場規劃和電網規劃脫節，風電和其它電源規劃脫節，導致風電與電網及其它電源發展不協調。”
以東北電網為例，按照當前建設規模，2010年東北電網最大可消納風電規模為400萬千瓦，而預計2009年底，東北地區風電裝機容量將超過800萬千瓦；2020年東北電網最大可消納風電1430萬千瓦，而2020年僅吉林就規劃風電裝機容量2320萬千瓦。
國電龍源電力集團公司總經理謝長軍在接受記者采訪時表示，風電要實現發展，必須加強電網規劃和配套電網建設。他建議，隨著風電建設規模的不斷增大，應該盡快制訂適合大規模風電發展的電網規劃，重點解決百萬千瓦級和千萬千瓦級的上網和輸送問題，風電的布局要圍繞電網規劃進行。
風電高速發展 催逼規劃不斷調整
實際上，風電場建設的熱潮催逼我國風電建設規劃目標近年來不斷調整。
先是2007年9月，國家發改委發布《可再生能源中長期規劃》，提出我國風電規劃目標是2010年裝機容量達到500萬千瓦，2020年建成3000萬千瓦；此后的2008年3月，國家發改委發布《可再生能源發展“十一五”規劃》，將2010年風電發展目標增至1000萬千瓦，而這一目標也已于2008年末提前完成，預計2009年底，我國風電裝機容量有望超過2000萬千瓦。
與此同時，2008年我國在甘肅、新疆、河北、內蒙古、吉林和江蘇等風能資源豐富地區開展了千萬千瓦級風電基地規劃工作。目前，全國七個千萬千瓦風電基地規劃已編制完成，其中甘肅酒泉風電基地已于2008年開工建設。預計到2020年，我國規劃風電裝機容量達到1.5億千瓦。
然而，風電建設目標的不斷刷新并未得到電網規劃提升的呼應。“我國關于風電建設的規劃已經完成，下一步我們需要加強不同電源規劃之間的相互協調，以及加緊制訂適應新能源發展需要的電網規劃，并且應該著力解決電源與電網規劃之間的統一。”國家能源局新能源和可再生能源司新能源處處長梁志鵬這樣認為。
梁志鵬說，隨著新能源發電比重的不斷提高，我國應加強統一規劃，將新能源規劃納入電力工業中長期發展規劃，開展電網消納能力研究，合理安排新能源發電建設時序，實現新能源、常規能源與電網協調發展。
“制訂科學統一的電力規劃，是實現我國電力工業可持續健康發展的基礎和保障。”舒印彪說，2002年實施的我國電力行業市場化改革，其內涵是要通過市場配置資源，促進電力的可持續發展。但由于對統一規劃在電力協調可持續發展中的重要性認識不充分，對電源的統一規劃、電源和電網的協調規劃的重要性認識不到位，電力規劃滯后于電力發展，導致電力工業在快速發展中出現諸多問題。
記者獲悉，政府電力主管部門即將展開的這次全國范圍內的深度調研，主要將研究如何科學發展核電、水電、風電等新能源和可再生能源發電項目，既努力提高清潔能源發電比重，又使水電、核電及風電等發展與火電、電網建設相協調；二是綜合考慮我國發電能源資源分布、電力負荷需求增長、能源運輸條件、環保效益和區域經濟協調發展等因素，提出對煤電、水電、核電、風電及光伏發電等電源的布局規劃。
新的行業定價準則已出臺 技術標準正在制訂中
針對風電產業成長中的煩惱，政府部門近來頻頻發力，采取積極舉措規范行業發展。
自8月1日起，風電標桿上網電價取代近年來的特許權招標，成為行業新的定價準則。所謂標桿上網電價，是對新核準的陸上風電項目按四類風能資源區制定相應的上網電價。四類資源區風電標桿電價水平分別為每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。
“風電標桿電價是以2003年到2007年的五期風電特許權招標價格為基礎制定的政府價格，這一定價機制將杜絕低電價競標的惡性競爭出現，對于風電場投資商、運營商和電網公司的積極性都有極大調動，它將使投資者明確投資收益，便于決策和管理。”梁志鵬說，標桿電價的推行實際上是鼓勵開發優良的風力資源，用價格手段避免投資者無序“跑馬圈地”。
價格和技術標準被認為是風電發展的兩處軟肋。就在上網電價新政實行的同時，梁志鵬告訴記者，目前國家能源局也正在著手建立風電并網技術規范以及新能源檢測機制，目前已經安排了少量資金對相關工作予以支持。
“我國現行的《風電場接入電力系統技術規定》僅為指導性要求，不要求強制執行，內容也較為原則，相關標準偏低，且已經超過有效期。對電網運行產生重要影響的調峰調頻能力、低電壓穿越能力等相關標準缺失，不能滿足風電大規模開發的要求。”舒印彪呼吁，應盡快修訂出臺相應國家標準，制訂風電場并網管理規定，加快建設國家風電、太陽能發電研究檢測中心，建立我國強制性的新能源發電并網認證和檢測制度，完善并網檢測體系。
據了解，歐美主要風電大國均針對風電的特殊性制定了風電并網的技術標準，并建立了檢測認證制度，通過實施技術規范、加強檢測認證等措施，推動風電通過技術進步達到或接近常規電源的性能，從而實現風電與電網及其它電源的協調發展。 |