近年來，我國風電發展迅猛，截至2012年底風電裝機達到6083萬千瓦，全年發電量1004億千瓦時，均居全球第一。風電裝備產業也取得長足進步，技術水平逐步趕超世界先進。在風電發展取得了舉世矚目成績的同時，風電消納困難、棄風電量逐年增加的問題也凸顯出來。據初步統計，2011年全國風電棄風電量約為120億千瓦，棄風率約為16%；2012年全國風電棄風電量超過200億千瓦時，棄風率達到20%，一些風資源很好地區的風電機組實際年利用小時數已不足1500小時。

　　根據《可再生能源法》的規定，電網企業要在保證電力系統安全的前提下，對風電實行“保障性全額收購”。但是，由于風電通過轉化大自然的風能進行發電，具有可用率低、波動性強、反調峰（指風電在系統負荷低谷時段出力大于系統高峰時段出力的情況出現頻率較高的特征）等特性，在風電比重不斷提高的情況下，為保證電網安全，系統無法使風電百分之百得到利用，適度棄風是合理且必要的選擇。

　　目前，我國特別是“三北”風電規模化開發地區棄風情況比較嚴重，給風力發電企業帶來較大的經濟損失，挫傷了投資者在風電基地繼續建設項目的積極性，并影響我國風電持續健康發展。風電棄風的主要原因是什么、較高比例的棄風是否合理、如何提高系統消納風電能力等問題值得深入研究。

　　一、我國風電棄風主要原因分析

　　根據近期國家電監會發布的《風電場棄風電量計算辦法（試行）》規定，風電場棄風電量是指受電網傳輸通道或安全運行需要等因素影響，風電場可發而未能發出的電量，該電量不包括風電場因風機自身設備故障原因未能發出的電量。

　　根據以上規定，風電棄風的直接技術原因可以劃分為電力系統檢修或故障、風電送出通道輸電能力不足、系統調峰（調頻）能力不足等三類。

　　1. 電力系統檢修或故障。

　　電力系統檢修或故障是指電力系統中，靠近風電場或有一定距離的元器件出現計劃檢修或事故停運，風電場送出受到影響而產生的棄風。一般來說，風電場至系統第一落點的專用送出線路因為檢修或者故障而停運，會直接導致風電場停運或出力受限而產生棄風；同時，專用送出線路之外的系統中其它線路、變電設備停運，也有可能影響風電運行而產生棄風。

　　由于送電線路計劃檢修一般會安排在風電出力較小季節，而電力設備出現故障屬于偶發事件，概率較低，因此電力系統檢修或故障原因造成的棄風電量占總棄風電量的比重不高，大致在10%以下。

　　2. 風電送出通道能力不足。

　　與常規電源相比，風電機組的利用率相對較低，根據風資源統計，我國“三北”風電基地機組年資源利用小時為2200-2800小時，風電場總出力大于總裝機容量60%的概率一般在5%以下。因此，為了提高風電場送出線路及輸電通道的利用率，在風電場送出工程設計過程中都會進行優化研究，通常將送出線路及輸電通道的送電能力確定為“滿足95%情況下風電外送或風電場總裝機容量的60%左右”。因而，一年中為數不多的情況下，風電場會由于送出通道能力不足而出現棄風。

　　據初步分析，受通道能力不足導致的棄風量占總棄風電量的比重在10%-50%，東北、華北電網比重相對較低，受河西走廊輸電能力制約，西北風電受通道原因造成棄風的比重相對較高。

　　3. 系統調峰（調頻）能力不足。

　　我國“三北”風電基地中，華北、東北電力系統都是以火電為主，其中華北電網幾乎為純火電系統，僅建有少量抽水蓄能電站承擔備用、調峰、調頻任務，東北電網水電裝機（含抽水蓄能）850萬千瓦左右，占系統裝機比重也不足10%。

　　由于東北、華北電網調峰調頻電源（水電、蓄能及燃氣電站等）少，系統調峰主要依靠火電自身調節能力，進入冬季后大量熱電聯產機組承擔供熱任務，調峰能力大大下降，在不考慮風電并網的情況下，系統調峰已經十分困難，當具有波動性、隨機性和較強反調峰特性的風電大規模（超過系統消納能力）接入后，為了滿足調峰要求，保證系統安全，只能被迫進行棄風調峰。

　　調峰能力不足是造成目前我國特別是華北、東北地區風電棄風的主要原因，調峰能力不足引發的棄風電量占總棄風電量的比重在40%-90%。二、提高含風電的電力系統整體運行效率的技術措施

　　若希望減少風電棄風，就應該針對原因分析研究相應措施。需要強調的是，當提出一項措施時，不能將是否減少風電棄風作為唯一指標來衡量措施的優劣，而應從全社會效益出發，綜合、全面地評價該措施在技術、經濟、環保等方面的投入產出狀況。

　　1. 加強系統安全管理，優化設備檢修安排。

　　通過強化制度建設、推行精細化管理，能夠有效降低輸變電設備故障概率，提高風電送出工程可靠性，避免因故障引起限電和棄風；通過總結風電出力特性，合理優化輸變電工程年度、季度計劃檢修安排，避開風電大發季節和時段，也有利于減少棄風損失。

　　2. 優化風電送出方案，擴大風電消納范圍。

　　對于風電場至系統第一落點的專用送出線路來說，當線路送電能力等于風電場裝機時，線路的年利用小時就等于風電機組利用小時即2000多小時；而當線路送電能力等于風電場裝機的60%（可保證95%概率下風電出力的外送），線路的利用小時大約上升至4000小時。

　　為了提高送電工程的利用率，適度降低線路送電能力是合理的，在風電場接入系統、送出工程可研中，應開展專題研究確定送電能力。

　　當風電機組所在地區的電網沒有足夠消納能力時，可以通過電網間已有聯絡線裕度或新建聯網送電通道，將風電送至其他省、區域電網消納。在新建遠距離送電通道輸送風電前，需進行全面深入的分析論證。由于利用小時數低，單純為輸送風電而建設遠距離輸電通道往往是不經濟的，應結合送受端資源、負荷等情況，因地制宜采取風火打捆、風水打捆等方式，提高送電通道的利用效率。例如我國西北的新疆、青海等地區就具備風火、風水打捆外送的基礎條件。

　　3. 建設抽水蓄能、燃氣發電等調峰電源。

　　抽水蓄能電站啟停速度快，并可在負荷低谷時段抽水運行，最大調節能力為裝機容量的2倍，建設抽水蓄能電站是滿足系統調峰需求、避免因調峰能力不足棄風的有效措施。但抽水蓄能電站也有兩點主要不足，一是電量損失，目前大型高效抽水蓄能機組在一次低谷抽水、高峰發電的轉換過程中需產生25%左右電能損失；二是受地理環境條件制約，尤其是北方地區供建設抽水蓄能的廠址資源較為有限。

　　單循環燃氣機組，建設成本低、運行靈活、啟停速度快，具有良好的調峰性能。燃氣蒸汽聯合循環機組，能量利用率高、運行相對靈活，但在需要穩定供熱的情況下，調峰能力受到很大制約。

　　綜上所述，蓄能、單循環、聯合循環機組都具備調峰能力，但又有各自不同的技術經濟特性，為了減少棄風電量，可以通過擬定不同規模、不同類型調峰機組方案，進行投資、運行成本、棄風量等綜合技術經濟分析，以獲取相同風電上網電量前提下系統總成本最低為目標確定最優方案。

　　4. 采用電池儲能、壓縮空氣儲能、制氫儲能等新型儲能手段。

　　近年來，隨著科技創新和技術進步，儲能技術和手段也不斷豐富。電化學儲能方面，在鉛酸電池的基礎上，發展出鋰離子、磷酸鐵鋰、鈉硫電池、液流電池等多種技術；其他方面有飛輪、壓縮空氣、超級電容、超導以及電解制氫儲氫等新型儲能手段。

　　以上所列的儲能技術各自有不同的技術特點，但也有共同點。與抽水蓄能相比，這些儲能手段的優勢是基本不受地理環境條件制約，劣勢是成本高昂（制氫儲氫除外）。在目前技術水平下，這些儲能技術大規模應用時，若實現與抽水蓄能相當的充放電容量（4-6小時），則單位千瓦造價均達到8000-10000元以上，超過陸上風電機組平均造價。當我們為減少風電棄風而建造新型儲能工程，一般情況下，儲能工程每年能挽回的風電棄風電量利用小時數很難超過風電機組發電小時數（2000多小時），因而相比于建設儲能項目不如建設更多的風電機組。如果再考慮電能儲存轉換效率帶來的損失，將更加得不償失。目前在一些風電場就地配置了電池儲能設備，對平滑風電出力、提高電能質量起到了一定作用，但若從參與系統調峰、減少棄風損失方面看，經濟上都是不可行的。

　　電解制氫、儲氫成本相對較低，但制備出的氫氣缺乏后續產業鏈支撐，難以低成本、高效率地加以利用，需待燃料電池汽車等新技術取得突破后，才有可能具有可行性。

　　5. 推動輔助服務市場化，挖掘利用常規機組調峰調頻潛力。

　　一般情況下，承擔調峰調頻任務的機組不但會遭受發電量損失，而且由于頻繁、大幅度調節機組出力，會產生能耗增大、設備壽命受損、檢修維護費用增加等損失。鑒于現行電價、管理體系并不完善，上述損失難以得到補償，發電企業參與調峰調頻的積極性普遍不高，常規機組調峰調頻能力裕度尚未完全發揮。

　　制定完善調峰調頻輔助服務市場化機制，建立風電棄風和常規機組深度調峰的成本價格發現平臺，促使供需在雙方均可獲益的平衡價格點上達成交易，并輔以合理的政策性補貼，將能夠有效調動常規機組加強技術改造、參與系統調峰的積極性，合理減少風電棄風。

　　6.建設電鍋爐供熱工程，利用低谷棄風電量。

　　目前，在部分供熱期長、風電棄風較嚴重地區，已經開始研究并示范電鍋爐供熱工程。受條件限制，作者還未能赴實地調研了解，以下分析可能有不妥之處。

　　建設電熱鍋爐后，若僅采用風電棄風電量供熱，則存在隨機性、不穩定性的缺點，無法單獨為熱用戶提供服務，只能作為常規供熱手段的補充；若使電熱鍋爐保持連續穩定供熱運行，將可作為有效的熱源并替代常規供熱設備，并顯著提高低谷負荷率，降低系統峰谷差，改善風電消納條件，但在沒有風電棄風的時段，電熱鍋爐將大量消耗有效電能，大幅度提高成本、降低能源效率，經濟性也很難保證。

　　綜合考慮，建議重點在風電棄風量大、熱價承受能力強、環保要求高或集中供熱未覆蓋的地區，研究居民及商業用戶采用或改造為電采暖方式的技術經濟特性，并確定最佳規模，在方案總體合理的前提下，給以補貼政策，引導最佳規模的實現。7. 加強需求側管理（DSM），改善負荷特性。

　　隨著我國智能電表等智能用電技術不斷成熟和推廣應用，采取靈活電價手段推動DSM發展的條件更加完備，DSM在減小峰谷差、改善系統特性、促進風電消納等方面一定會發揮更大作用。

　　8. 加強風電出力預測，優化系統調度運行。

　　準確的短期風電出力預測，能夠幫調度員優化日、周的機組啟停、備用分配、跨區送電曲線等系統運行方式，為風電消納創造最佳的短期運行環境；較為準確的中長期風電預測，能夠幫助調度員優化安排發電機組檢修、風電場送出線路及重要斷面設備檢修、跨區送電安排等系統季度、年底生產檢修計劃，為風電中長期消納創造條件，最大限度避免棄風出現。

　　在優化系統運行方面，可以通過提高短期中期負荷預測準確性、優化網絡潮流、提高重要斷面輸電能力，以及優化跨地區送電曲線，改進調度運行優化模型、算法與程序等多種措施，優化系統運行方式。

　　三、有關建議

　　1. 加強統一規劃，實現風電合理、有序、優化開發。

　　風電大量棄風從技術上可歸納為送出線路檢修或故障、送電線路能力不足、系統調峰能力不足等幾方面原因，但深入到管理層面，主要就是沒有堅持科學研究、統一規劃，沒有按照規劃目標嚴格項目核準，確保規劃落實，導致風電不合理地過快發展、過度集中布局而引發的后果。

　　科學統一的發展規劃應該在全國清潔能源發展總體目標和可承受的電價財政補貼額度的指導下，提出規劃水平年風電上網電量目標，擬定多種風電裝機規模及布局方案，并綜合多種風電就地及跨區域消納方案、調峰調頻機組配置方案、DSM方案、優化調度方案等，優選出滿足風電上網電量條件下全社會、全系統成本最低的方案作為推薦方案。以推薦的風電開發規模和布局方案為基礎，制定出風電發展政府規劃，并嚴格按照規劃審批核準風電項目。

　　2. 優先采取輔助服務市場化、風功率預測、優化調度等手段減少棄風。

　　加強設備檢修維護、推動輔助服務市場化、加強DSM管理、提高風功率預測精度、優化調度運行方式等管理措施，均不需要大量資金投入，措施得當可以充分挖潛系統潛力，增加風電消納，經濟、環保和社會效益十分顯著。

　　3. 合理布局建設抽水蓄能、燃氣發電等調峰電源項目。

　　抽水蓄能與燃氣發電機組運行靈活、成本相對較低，是目前條件下具備經濟競爭力的調峰手段。結合到具體地區，還應全面掌握電源、負荷及資源稟賦等特性，深入分析棄風電量和特點，對調峰機組總量、類型等進行優化研究。抽水蓄能機組運行最靈活、調峰能力最強，在資源條件具備的情況下，可優先選擇。單循環燃氣機組靈活性強、建設成本低，在單純為解決調峰不足、棄風量大的問題時，可優先選擇。

　　4. 研究風電與其他電源打捆外送，合理擴大風電消納市場。

　　我國西北、華北和蒙東等風電資源豐富地區，也蘊藏著豐富的煤炭、水電等能源，具備同時建設風電基地及煤電、水電基地的條件。采取風電與煤電、水電等常規電源打捆外送，可有效擴大風電消納市場，同時避免風電單獨外送通道利用率低的問題，對減少風電棄風具有積極作用。同時，要研究解決好配套電源調節能力、系統運行穩定性、受電地區調峰等問題。

　　5. 規范棄風管理，合理棄風。

　　理論和實踐經驗都表明，在我國北方風電大規模集中開發地區，做到風電電量百分百消納技術上難以實現，經濟上也不盡合理。科學的做法是采取整體優化措施，通過合理棄風，保障更多風電接入。

　　同時，應對風電棄風進行科學規范的管理，一是政府主管部門牽頭制定并公布棄風管理辦法，完善棄風管理機制；二是加強棄風統計和信息公開，避免暗箱操作，保障公平對待各發電企業；三是加強棄風分析和預測研究，提供投資方、政府決策機構和社會公眾對棄風的合理預期。　（張衛東）