大规模风电并网的中国经验和挑战

1. 大规模风电并网的中国经验和挑战 白建华 国网能源研究院 2013年9月23日

2. 主 要 内 容 2

3. 一、风电发展现状 3

4. （一）风电并网情况 截至2012年底，中国并网风电装机容量达到6083万千瓦，位居世界前列。 世界风电装机前十国家容量对比 4

5. 2006年-2012年，中国风电从200万千瓦增长到6000万千瓦，风电规模从小到大，技术水平不断改进。2006年-2012年，中国风电从200万千瓦增长到6000万千瓦，风电规模从小到大，技术水平不断改进。 2012年分区风电并网容量(万千瓦) 2006-2012年我国风电逐年并网容量（万千瓦） 5

6. 76% 截至2012年底，国家电网公司经营区域并网风电装机容量5676万千瓦；2006年以来，年均增长76%。 典型国家风电装机增速对比 国家电网公司经营区内风电逐年并网容量 国家电网已成为全球接入风电规模最大、增长速度最快的电网。 6

7. （二）风电运行情况 2012年国家电网公司经营区域风电发电量968亿千瓦时，较2006年增长近40倍，年均增长85%。 85% 国家电网公司经营区逐年风电发电量 7

8. 2006～2012年国家电网公司经营区域风电利用小时分别达到1917、2015、2004、1993、2095、1928、1903小时。近年来存在一定的“弃风”现象。 2006～2012年国家电网公司经营区域风电利用小时分别达到1917、2015、2004、1993、2095、1928、1903小时。近年来存在一定的“弃风”现象。 国家电网公司经营区风电逐年利用小时数 2012年国内外风电利用小时数对比 8

9. 二、风电消纳面临的主要形势 9

10. 黑龙江 吉林 辽宁 内蒙古 新疆 宁夏 青海 甘肃 陕西 河南 西藏 安徽 湖北 四川 重庆 江西 湖南 贵州 台 湾 云南 广西 海南 （一）风能资源与电力负荷分布情况 • 我国陆上可利用风能资源主要集中在“三北”地区，占全国的90%以上。规划2015年和2020年“三北”地区风电装机达到7900万千瓦和16400万千瓦，约占全国规划风电总容量80%。 • 全国2/3的用电负荷集中在东中部地区。 我国风能资源分布图 我国电力负荷分布图 10

11. 风电装机最大的蒙西、蒙东、甘肃、冀北4个地区风电发电量约占全国的50%，但用电量仅约占全国的10%，当地用电负荷小,大多数风电场都难以做到就地消纳。风电装机最大的蒙西、蒙东、甘肃、冀北4个地区风电发电量约占全国的50%，但用电量仅约占全国的10%，当地用电负荷小,大多数风电场都难以做到就地消纳。 风电并网不是一个简单的接入问题，需要同步考虑送出和消纳。 11

12. （二）系统调峰情况 • 风电具有间歇性、随机性、波动性，风电的高效利用需要常规电源提供充足的调峰支持。大规模风电发展和高效消纳已成为世界性难题。 • 我国一次能源以煤炭为主，风电集中的“三北”地区电源结构单一，火电占80%，且供热机组比重大，燃油燃气及抽水蓄能等灵活调节电源不足1%，调峰能力有限，冬季供热期调峰尤为困难。 “三北”地区电源结构 12

13. 西班牙灵活调节电源比重高达34%，是风电的1.7倍。西班牙灵活调节电源比重高达34%，是风电的1.7倍。 • 美国高达49%，是风电的14倍。 • 灵活电源比例较高是西班牙等国家风电利用水平高的主要原因之一。 • 中国灵活调节电源比例仅占5.6%，是风电的1.1倍。 电源结构对比图 13

14. 局部看：“三北”风电装机比重已达20%，受市场规模小、调峰资源有限、跨区输电能力不足等制约，没有进一步发展风电空间。 全国看：风电装机比重只有5%，中东部调峰资源相对丰富，消纳市场潜力尚未充分发挥。 中国风电等新能源发电资源与负荷逆向分布的基本国情，决定了中国新能源以大规模集中开发、远距离外送为主。 14

15. 三、风电发展规划 15

16. （一）风电发展规划目标 根据2012年7月国家能源局下发的《风电发展“十二五”规划》，规划到2015年底，风电总装机容量达到1亿千瓦，年发电量达到1900亿千瓦时；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。 国家规划风电装机容量 16

17. 黑龙江 吉林 蒙东 吉林 哈密 内蒙古 辽宁 河北 新疆 蒙西 酒泉 京 津 山东 河北 山西 宁夏 江苏沿海 山东 青海 甘肃 陕西 江苏 河南 西藏 安徽 上海 湖北 浙江 四川 重庆 江西 湖南 福建 贵州 台 湾 云南 广西 广东 香港 澳门 海南 黑龙江 （二）大型风电基地 中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，中国规划建设多个大型风电基地，包括哈密、酒泉、蒙西、河北、蒙东、吉林、山东和江苏沿海、黑龙江等。 大型风电基地分布示意图 17

18. 各省份规划装机容量 根据《可再生能源发展“十二五”规划》及各省份规划，整理得出各地区规划装机容量表（见右表）。 中国以“三北”地区为主的风电开发布局在未来将长期保持。中东部风电分散开发规模有限，“三北”10个风电省区开发规模占全国的80%左右。 18

19. 四、风电并网消纳问题的解决方案 19

20. （一）确保风电并网消纳的综合解决方案 具备良好的电源结构，增加系统中灵活调节电源－－调峰电源，是提高风电消纳能力的重要基础 电源结构 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 统一规划 电网结构 可再生能源发电 建设坚强可靠的跨区大电网，是提高新能源发电市场消纳能力的客观需要 用电结构 技术标准与规范 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 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 提高电力系统接纳新能源发电的整体能力 20

21. 实现我国风电的新能源规划发展目标，面临的任务十分艰巨，管理和技术也极其复杂。为保证新能源行业健康可持续发展、确保风电上网，需要通过整个电力系统综合协调和资源优化配置，从全局的角度来审视和解决这些问题。 21

22. （二）考虑风电等清洁能源发展的系统整体优化（二）考虑风电等清洁能源发展的系统整体优化 考虑风电的系统整体规划原则 安全性：满足系统最大负荷（电力平衡）、最小负荷（调峰平衡）、逐时刻（负荷跟踪）的电力平衡。 清洁性：满足风电等清洁能源发展国家总量要求的目标，尽量增大风电开发规模。 经济性：合理规划其它电源和跨省区电网，尽量降低系统投资、运行、外部费用等总成本。 高效性：优化系统运行，提高系统智能化水平，降低系统运行成本，减少化石能源消耗。 22

23. 清洁能源发展的整体设计 • 情景构建：参考国家能源战略、协调煤炭、油气、电力等能源的供需平衡，结合电力规划，形成能源电力发展情景； • 情景分析：分析不同发展情景下的电力结构和布局，系统运行方式，以及清洁能源发电开发及消纳状况； • 效益评估：评估各种情景发展质量，为实现清洁能源目标的路径选择提供依据，为能源战略及相关行业规划制定提供建议。 23 清洁能源、常规能源与电力系统整体设计思路 23

24. 构建适应能源结构调整目标的能源电力协调发展模型构建适应能源结构调整目标的能源电力协调发展模型 • 多区域电源优化：优化确定各类电源发展规模及布局，作为可再生能源消纳方案计算的输入条件； • 电力系统生产模拟：优化确定含可再生能源发电的电力系统运行方式，风电等可再生能源消纳方案，以及弃水弃风电量水平； • 系统调频分析/校核：明确风电等间歇性电源开发消纳方案对系统频率稳定性的影响，修正风电消纳方案及弃风电量水平。 24

25. 黑龙江 东 北 蒙东 吉林 辽宁 蒙西 新疆 宁夏 河北 甘肃 西 北 山西 山东 “ ” 三华 中国大部分风电基地所在电网规模小，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。 • 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。 受端 江苏 西 藏 电网 南 方 （三）风电电力流格局

26. 按2020年全国风电开发规模2亿千瓦，风电在省内电网消纳9600万千瓦，在区域电网内跨省消纳1400万千瓦，跨区域电网消纳9000万千瓦。跨省跨区消纳的比重占50％以上，全国弃风比例可控制在5％以下。 主要地区2020年风电消纳比重示意图 26

27. 为促进风电等清洁能源的高效利用，送受端电网需满足多种能源高效整合、协同运行的需要。为促进风电等清洁能源的高效利用，送受端电网需满足多种能源高效整合、协同运行的需要。 • 随着跨区电力流规模的进一步增大，未来我国京津冀鲁、华中东四省、华东等受端地区受入电力比例增大，电力系统运行复杂程度进一步提高； • 对送受端电网的资源配置能力和协同运行平台功能提出了更高的要求，要求送受端电网覆盖面积更大、网架更加坚强、动态平衡能力和安全稳定水平进一步提升。 27

28. 送端运行曲线示意图 受端电网运行曲线示意图 28

29. 目前，国家可再生能源、风电、光伏发电等专项规划均已颁布，但新能源基地送出通道尚未落实，比如解决蒙西风电送出的锡盟～南京、蒙西～长沙特高压交流工程; 解决西北的酒泉～湖南、解决东北的呼伦贝尔～山东、解决张家口的张北～南昌等特高压输电工程。 酒泉 湖南 酒泉～湖南 蒙西～长沙 锡盟～南京 29

30. （四）风电外送的技术经济问题 风电输送方式 方式一：“煤炭、风电”单独输送方式：送端风电经过长距离线路单独输送到受端地区，送端煤炭经过铁路长距离运输后到达受端后供应燃煤电厂，根据送端风电到达受端电网后的落地电价和受端建设火电厂的上网电价，测算受端电网的平均购电价。 方式二：“煤电+风电”联合输送方式：送端风电和火电打捆后经过长距离线路输送到受端地区，测算到达受端电网的落地电价。 方式一：“煤炭、风电”单独输送方式 方式二： “煤电+风电”联合输送方式 30

31. 利用煤电通道“风火打捆”输送风电等清洁能源，可提高输送经济性和安全性，促进清洁能源大规模开发。 • 在我国新疆、鄂尔多斯、锡盟等地区，风能、煤炭资源都很丰富，且分布临近，具备很好的联合送出的条件，以“风+光+火”能源联合外送是清洁能源的主要输出方式； • 在蒙东、东北等地区，风电与煤炭资源分布重叠性较差，部分地区常规能源外送能力有限，在技术可行的前提下，可示范探索以风电外送为主的模式，作为解决清洁能源大容量送出的可选方式。 31

32. 联合送出方式 以风电为主的送出方式 • 风电外送规模小，电量以风电为辅，火电为主； • 输电功率曲线可控，与受端负荷吻合较好； • 输电利用小时数较高，输电成本低； • 弃风比例约5%; • 容量替代效益为100% • 风电外送规模大，电量以风电为主，火电为辅； • 输电功率波动较大； • 输电利用小时数较低，输电成本高； • 弃风比例约10%； • 容量替代效益较小 32

33. 五、结语 33

34. 调整能源结构、应对气候变化是未来中国能源发展的重要方向。大力发展风电、太阳能发电等清洁能源是推动中国能源结构优化调整、保障能源供应安全、促进能源与环境协调发展的重要举措。 中国风电、太阳能发电开发与电力消费中心逆向分布的基本国情，决定了中国在大力发展抽水蓄能、燃气电站等调峰电源的同时，必须加快跨省区输电通道的建设，促进“三北”风电的大规模外送；同时加强华北～华东～华中受端电网的互联，为接纳区外风电提供更大的市场平台。另外，还需要加强配电网建设，支撑分布式电源发展。 34

35. 谢 谢!