也谈走符合国情的风电发展特色之路

从世界上第一艘帆船的诞生开始，人类就一直在探索风能的各种利用方式，而风力发电是迄今为止人类找到的最具规模化和商业化的风能利用方式。就风电的开发形式而言，分为并网型和离网型风电。并网型风电又包括大规模建设集中接入电网和分散建设分布式接入电网两种形式。但无论采用哪种并网形式，由于风电的资源禀赋和电力的特性所决定，并网风电是最现实，最有效，最经济，最普适的开发模式。世界包括我国在内并网风电装机迅猛发展的现状，也证明了没有并网风电技术的大规模应用，风电不可能担当起从补充能源到替代能源，以至主流能源的重任。

诚然，伴随着我国并网风电的大规模发展，弃风限电成为目前我国风电发展的主要矛盾。但这个问题的本质是风电从补充能源向替代能源转变，其在电力系统格局中重新定位时与旧有格局产生利益冲突导致的。有些专家所谓的“风电波动性会直接破坏电网的稳定性、连续性和可调性，危及电网安全”都是受旧有观念影响下的主观臆断，而不是客观事实。欧洲的实践经验以及我国电网企业的研究都表明，风电并网面临的根本障碍不是技术限制，而是不符合发展需要的电力体制和利益协调机制。因此符合我国国情的风电发展特色之路，是正确认识制约风电发展的根本问题，按照十八届三中全会对全面深化改革作出的战略部署，深刻理解三中全会精神，深化生态文明体制改革，加快建立生态文明制度，通过体制机制的改革，坚定不移的走能源转型之路，不断提高可再生能源的消费比重。

风电并网有利于电网的稳定运行

电力系统本身就是一个动态系统，电力系统中的所有电源都是恒定电源并不是一件好事，因为需求侧的变化是每时每刻都在发生，所以一个稳定的电力系统应该具有更好的灵活性和平衡能力。核电和某些燃气燃煤电厂能够保持恒定的发电出力，但灵活性很差。如果单独来看，这是一个缺点，因为电力需求整天都有明显而持续的变化。各种技术和电力需求模式的综合效应才对电网运营商有意义。从欧洲的大规模风电并网研究结论来看，对风电并网的争议中存在的最大误区之一，是将风电从电力系统中割裂看待。

风电等波动性电源，恰恰可以为电网调度中的削峰填谷发挥积极的作用。从电源角度来看，没有哪一种电源类型是100%可靠的，当一座火电厂或核电站从系统中解列时，会瞬间发生上百万千瓦的扰动。实际上，电力系统从未完全避免这类事件的发生，并一直不得不应对大型发电厂的这些瞬间出力变化和用电需求变化。这一点证明，电网系统有技术能力和现成方法解决电网的稳定性问题。尽管风电是一种可变能源，但电网运营商完全可以通过在处理负荷变化中积累的经验来控制这种波动性，所以在多数情况下电网已经做好了应对这种波动性的准备。

风功率预测等工具的发展也有助于风电并网。通过扩大风电消纳范围以及制定在时间上更加细化的调度方案，电网能更好地统筹各种电源，充分利用由于地理差异性产生的风电出力的稳定性。据美国国家可再生能源实验室（NREL）的研究报告显示，随着并网风电机组的增加，风电在电网中的变化就会越来越小，更大范围内（或电网覆盖区域）的电力平衡有助于平抑风电波动幅度。事实证明，1亿千瓦的风电与单台风电机组的运行截然不同。单个机组通常在一年内产生超过1000小时的零出力现象，而在广阔地理范围内大规模集群的风电机组的出力几乎总是大于零。同时时间尺度越短，变化幅度也就越小。

风电并网比例没有上限

虽然风电是一种变化出力的电源，但是以往的运行经验以及详细的风电并网研究并未发现电网在接纳多少风电方面存在明确的技术限制。一些国家已经使用了大量的风电。资料显示，2012年，丹麦风电占比早已超过30%，2020年计划风电占比达到50%；西班牙和葡萄牙的风电占比达到了11%，高峰时能够达到30%，德国风电占比也达到了7.7%。多国都已提出2050年达到100%使用可再生能源的目标。我国蒙西风电并网比例不断刷新历史记录，也是一个很好的证明。据悉，蒙西电网在2012年3月至5月间，日上网风电量占蒙西电网总供电量20％以上的有33天，超过25％的有17天，4月26日甚至达到了30.53％，风电已成为蒙西电网第二大主力电源。在国家电网范围内，也有很好的例子。辽宁阜新地区风电装机容量基本与火电装机持平，风电供电量占辽宁网架中的13%，电网未受丝毫影响。目前风电在我国电力结构中的占比仅有2%，尽管已经成为继火电和水电之后的第三大主力电源，但对于电力系统的汪洋大海而言就如涓涓细流，发展的空间依然非常巨大。

据欧洲大规模风电并网研究结果显示：“提高风电比例面临的障碍，不是因为风电的不稳定性，而是因为既不自由也不公平的电力市场存在的一系列障碍，再加上新技术威胁到旧的思考和行为模式时遇到的自然反弹。”电力系统中拥有大量风电的西班牙、丹麦和德国等国家的经验表明，在现有电网中可再生能源发电比例是否存在上限的问题是一个经济和监管问题，而不是技术问题。

大规模并网风电具有成本效益

风电之所以能够成为目前最具竞争力、商业化程度最高的可再生能源发电技术，完全得益于风电大规模开发利用所展现出的规模效益，从而推动技术进步、成本降低、管理完善和产业快速走向成熟。这也为风电的其他利用形式打下了基础。

关于风电的成本之争，主要集中在两个方面，一是风电增加电力系统基础设施及运行管理成本，二是风电是否享受了过多的补贴。

任何发电形式，其实都需要电网进行调峰，这是一个系统问题。当风电成为电源之一时，风电并网成本是除风电以外的电力系统设计和运行的额外成本。美国国家可再生能源实验室的研究结论指出，风电占比达到20%时，因风电所增加的平衡成本约为风电整体销售价的10%或更低。风电的变化并不与负荷的变化完全一致，这意味着现存系统变量能够摊配一定的风电变量，也意味着电力系统中这种新变量的介入，并不会恰巧导致总变量或极端变量的增大，因为与极端变量重合的几率微乎其微。风电在较大的消纳区域内的并网运行成本要比在较小的区域更低。如果风电遍布整个区域，那么每台机组的波动降低而整体的预测能力会提高，这样就降低了并网的成本。可能需要更多的运行备用容量，但不一定非要增加新的发电厂。按照风电占比较高的国家和地区的经验，风电场建成后已有备用容量得到了更多的利用，而不需要新增备用电源。就输电成本而言，并不需要新建单独输送风电的通道，但是一些研究发现，尽管风电输送通道造价高昂，消费者仍然受益，原因在于风电取代其他发电方式能够降低发电成本。此外，与电力生产成本（如燃料、运行和维护等）及开发电力所需的资本金相比，电力输送支出在消费者所有电力支出中的比重，已经微不足道。美国电网协调系统规划（JCSp）研究表明，增加的传输成本预计将占2024年全部能源销售额的2%。

再来看看补贴成本的问题。有专家提到风电成本高，这主要体现在风电销售价格中的补贴部分。对可再生能源电力进行适当补贴，培育其市场生存能力，从而助力能源结构调整并打造新的经济增长极，这是世界各国为占领未来技术制高点所采取的通行做法。随着学习曲线的下降，补贴水平将逐渐降低直至取消。风电享受补贴后的电价，即全国不同区域的风电上网电价，与火电电价相比，依然具有明显的成本效益优势。这是因为我国的销售电价并未反映出各种电源的全部真实成本。以火电为例，其所享受的隐形补贴是惊人的。煤炭在开采、运输、燃烧以及污染治理上，每年都在耗费着以万亿来计算的社会成本，而且未来这个成本还会更高。就目前情况看来，雾霾的严重程度充分表明，这些成本也远未计算在内，民众因为呼吸道疾病所付出的医疗成本，以及相关城市因环境恶劣所丢掉的投资，均应算在其中。而开采煤矿所产生的土地环境破坏、耕地减少、人员伤亡也远远未算到煤电成本之中。据美国落基山研究所以及欧洲相关机构研究表明，仅就经济成本而言，火电成本就是其电价水平的3倍以上，而在综合各类环境因素和社会成本的情况下，火电成本会高出目前的数十倍。

而国外对于风电全生命周期的碳足迹测算表明，各种规格的风电机组，在发电的前半年内就可平衡掉从其材料生产到报废回收整个过程的碳排放，使用中几乎是零碳排放。成本效益孰优孰劣，一目了然。尤其是在欧洲许多国家已经确立了100%可再生能源利用目标的情况下，我们还用阴谋论思维、还想用零打碎敲的方式去发展风电，显然是一种“还未出发就已失败”的行为。各国都看到了风电在服务环保、建设低碳经济、替代化石能源方面的突出成效，制定出一个高过一个的宏伟目标。我国也将风电列入战略性新兴产业范畴加以大力扶持，在已经具备的基础上，抓住历史机遇，将我国风电打造成为具有领先世界优势的高端产业。而这一些都必须有稳定的和大规模的市场作为支撑，也只能以并网型风电为主，其他形式作为有益的补充。

经济的一体化、网络化、信息化要求包括能源在内的要素必须高效流动和优化配置，从这个意义上讲，并网风电符合资源优化配置的原则，仍是未来发展的主流，国内外的理论和实践都清楚地表明了这一点。真正的风电离网（非并网）应用，到目前为止，还只限于偏远的电网无法到达的地区，要靠离网应用达到大规模开发利用风能的目标恐怕不切实际。所谓的风电非并网应用在电解铝等高耗能产业，也仍然要基于电网的基本支撑，这和风电分散式并网分布式应用并无区别，更非新鲜事物。显然，科学地认识可再生能源发展现状，认识中国风电发展国情以及风能利用途径很有必要。在认识提高后，针对利益纠葛，各方专家也应该站在正确的科学观和价值观上思考可再生能源的未来发展方向，这样我们才能切实转变发展模式、呵护碧水蓝天、建设美丽中国。