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关于内蒙古风电发展形势和对策的战略思考内蒙古电力（集团）有限责任公司总经理  张福生一、内蒙古电网概况    内蒙古电网由内蒙古自治区直属的内蒙古电力（集团）有限责任公司（以下简称内蒙古电力公司）经营管理，供电区域为内蒙古自治区中西部六市二盟，面积72.56万平方公里，人口1230万。     电网规模    内蒙古电网现已形成覆盖供电区域内八个盟市的500千伏主网架，并通过两个通道共四回500千伏线路向华北电网送电。截至2009年11月底，内蒙古电网已投运500千伏变电站14座，变电容量1575万千伏安，线路长度3055公里。    截至2009年12月10日，全网统调发电装机3332万千瓦，其中：火电2878万千瓦，风电398万千瓦，水电及生物质发电装机56万千瓦。    电网最高发电负荷1781万千瓦，最高供电负荷1572万千瓦，低谷期供电负荷1180万千瓦，风电最大发电负荷241万千瓦。全网统调发电量1132亿千瓦时，同比增长4.6%；其中风电发电量52.7亿千瓦时，同比增长183，电网新增发电装机446万千瓦，其中风电249万千瓦。尽管内蒙古风电装机容量已超过最高供电负荷的25%以上，但内蒙古电网通过优化调度，白天风电都能够满负荷运行，但到后夜低谷期，为保证城市居民供热，风电不得已采取全部“弃风”的措施。     外送电情况    内蒙古电网通过两个通道共四回500千伏线路向华北电网送电。通道潮流控制曲线为：每日7个小时高峰时段，送电潮流390万千瓦；8个小时平段时段，送电潮流293万千瓦； 9个小时低谷时段，送电潮流195万千瓦。1至11月内蒙古电网东送电量227亿千瓦时，同比增长26.8。二、内蒙古电网风电发展状况    内蒙古风能资源丰富。全区风能技术可开发容量超过1.5亿千瓦，占全国陆地风能资源储量的50%以上，居全国首位。内蒙古自治区邻近华北、东北和西北电网的负荷中心，是国家落实可再生能源发展规划目标、开发建设百万及千万千瓦级风电基地的重要地区，被国家确定为“风电三峡”基地。    可再生能源法颁布后，在国家鼓励风电发展政策的指导下，内蒙古风电建设步伐明显加快。2008年底，全区风电装机总容量达到321万千瓦（含东部四盟市）。全区风电发电量37.4亿千瓦时，同比增长160.8%，风电设备平均利用小时达2678小时，达到了全国乃至世界领先水平。截至2009年12月10日，内蒙古电网（不含东部四盟市）内已接入风电装机容量398万千瓦，占电网最高发电负荷的22、占最高供电负荷的25，占最低供电负荷的33.7%，风电发电量52.7亿千瓦时，同比增长183，预计到2010年底，内蒙古电网投运的风电容量可达650万千瓦。内蒙古电网风电发电量比例已超过国家可再生能源中长期发展规划中要求的2010、2020年目标。    以上数据说明：内蒙古电网风电接入容量的各项比例已经达到全世界的领先水平，内蒙古电网为国家电网和南方电网在全国范围内消纳风电提供了重要参考数据，为国家发展新能源提供了大量决策依据。可见，在自治区党委、政府的坚强领导下，内蒙古电网对深入落实科学发展观、贯彻可再生能源法已经见到实效，对我国节能减排方面跨入世界前列起到积极的推动作用。    为了实现风电场和电网的安全运营，近年来内蒙古电力公司主要开展了以下三方面工作：全力开展风电汇集和送出的前期工作。    为满足风电并网和送出要求，内蒙古电力公司投入了大量资金，陆续建成投产灰腾梁、库布齐等多项220千伏及以上输变电工程。今后几年，内蒙古电力公司还将进一步加大电网建设投入，竭力为新建风电场并网提供方便。规划在“十一五”末和“十二五”期间建设临河北等9座500千伏风电汇集站、多条输送风电的500千伏线路及多个汇集风电的220千伏输变电工程，总投资超过百亿元。    在全力建设汇集输送风电内部网架的同时，积极向国家争取自治区风电绿色能源外送通道的建设。    1、争取2010年开工建设吉庆至华北（华东）±660千伏直流通道。    2、争取2010年开工建设宁格尔至河北南部和桑根达莱至承德超高压通道。    3、争取2011年开工建设锡林郭勒至上海、鄂尔多斯至山东特高压通道和内蒙古至南网±800千伏直流通道。     根据内蒙古电网目前接纳风电比例超过20%的现实情况，按照全国最高供电负荷的15%保守的测算，2015年全国电网可接纳风电容量为1.5亿千瓦（可节省原煤约28亿吨，相当于7.8万列火车运煤专列的运力）。只要解决了风电汇集和外送问题，在全国范围内消纳风电，内蒙古发展风电的资源优势、区位优势、投资优势就会得到充分发挥，完全可以实现“十二五”末风电装机达到3000万千瓦或更大规模的目标，为优化国家能源结构、实现国家节能减排目标以及对国际社会的承诺作出更大的贡献。     加强风电并网技术研究工作。    委托中国电科院开展了百万风电基地接入对电网影响分析及措施研究；委托中国水规总院开展了呼和浩特抽水蓄能电站与风电配合运行研究论证工作；与中国电科院合作，研究风电场并网后对系统短路电流的影响；与科研单位合作，研究建立一套含有大规模风电的电网安全稳定分析方法；全面开展风电有功负荷预测和可控技术的研究与应用。     规范风电场管理。    根据国家有关风电场接入电网技术规定，结合内蒙古电网的实际情况，制定了内蒙古电网风电场接入电网技术规定（暂行）和内蒙古电网并网风电场报送资料要求（试行）。在国内首先开展了针对并网风电场的安全性评价工作，现已完成22座风电场的安全性评价工作。三、内蒙古电网风电发展存在的主要问题    供热期电力平衡困难。    经自治区经委核查，2009年底内蒙古电网供热机组达到1200万千瓦。后夜期间电网最低负荷（包括东送）约1180万千瓦（风电装机容量占33.7%），200多万千瓦自备电厂不参与调峰，还有东送两个通道主力机组240万千瓦必须安排大开机以保证东送潮流稳定。为了满足供热需求，留给风电的负荷裕度已经很小，电网无法满足风电全额上网的要求。我公司调度部门测算，2009年冬季电网后夜没有接纳风电的能力。因此，今冬明春内蒙古电网风电限发情况将十分严重。到2009年底，内蒙古电网已投运和要求并网运行的风电容量可达400万千瓦，容量将达内蒙古电网开机容量的22.9、占电网最高供电负荷的25%，将远远超过内蒙古电网的承受能力（中国电科院论证内蒙古电网风电承受能力为8%至10%）。    目前电网接纳能力无法满足风电大规模开发要求。    内蒙古电网供热机组占火电机组比例接近40 %。受电源结构制约，内蒙古电网调峰、调压能力不足、手段单一。特别是冬季供热期，供热机组必须满发运行，不能参与调峰，大规模风电并网后，电网无法保证安全运行。2008年冬季内蒙古电网已多次出现为保电网安全、保城市供热而控制风电出力的情况。预计到2010年内蒙古电网并网运行的风电装机容量将达650万千瓦，若地区负荷没有明显的增长，将大大超过电网可接纳风电容量，如不解决电力送出通道、增加调峰措施，内蒙古电网无论夏季还是冬季将会出现大范围控制风电出力的情况。    电网投资能力无法满足大规模开发风电送出要求。    内蒙古自治区规划多个百万千瓦级风电基地，风电接入电网距离少则几十公里，多则一、二百公里以上，风电接入单位投资达到火电接入的30倍以上，电网投资能力不能满足风电发展的需要。为风电接入，电网不但需加大500千伏主网架的投资，而且需进一步加强电网结构和电网改造，从而加大电网投资压力。由于内蒙古电力公司购售电差价低、资本金匮乏、负债率过高，电网建设投资能力不足，由此出现风电接入电网方面的卡脖子问题。四、破解内蒙古风电发展“瓶颈”的相关建议    按照国家级“风电三峡”基地规划送出通道。    内蒙古的风资源是国家的宝贵资源，内蒙古的“风电三峡”是全国人民的“风电三峡”。风电开发不仅仅只是风电富集省区的责任，必须实现跨省、跨地区、在国家电网包括南方电网层面的电力市场接受风电的统筹规划。风资源丰富的地区科学合理开发建设风电基地，全国各省区在电力市场中必须留出接纳风电的空间，这两方面是保证我国风电事业科学发展、早日实现国家节能减排以及内蒙古“风电三峡”建设目标的根本前提。    十多年前，国家在规划建设三峡水电站的同时，提前向各省区分配电力指标、提前规划设计送出通道，保证了三峡水电站投产的同时电力的可靠送出。如果我们实实在在地去贯彻科学发展观，落实可再生能源法，实现节能减排及环保调控目标，就必须在同步解决风电送出通道的前提下发展风电。如果不建立全国电力市场消纳风电的机制，不解决边远地区风电送出通道问题，无疑是把风电这个刚出生的孩子遗弃，或者说是在刚刚“出土”的风电幼苗上压一块大石头。建议国家有关部门充分考虑资源、环境、需求、成本等因素，深入研究风电送出通道以及国家电网大范围消纳风电的总体规划。内蒙古电力公司将在自治区的坚强领导下，坚决贯彻国家和自治区可再生能源发展规划，在确保电网安全稳定的前提下，努力保证风电接入电网安全可靠运行，及时足额收购风电机组上网电量。    用足现有两个通道的能力，向华北电网输送风电。      根据内蒙古风能资源历年风电实际运行规律，风电具有电网反调峰特性，即后夜电网负荷低谷期间正是风电大发时间，由于内蒙古电网面临的实际困难，不得不要求大部分风机在后夜低谷期弃风停运。建议逐步加大内蒙古电网现有两个通道后夜低谷外送电力，最大限度不让风电弃风。具体建议措施为：    1、近期，将内蒙古电网外送电21时至次日7时低谷段送电容量从195万千瓦提高至390万千瓦，基本可以满足2009年底前并网的400万千瓦风电正常运行。每日可增加风电送出电量2700万千瓦时，每月可增加风电送出电量8亿千瓦时。         2、2010年上半年，最大限度发挥内蒙古电网现有外送通道的送电能力，全天将外送电容量均提高到430万千瓦（通道送出极限容量），基本可以满足2010年上半年蒙西新投产的100万千瓦风电正常运行。每日可再增加风电送出电量2400万千瓦时，每月可再增加风电送出电量7亿千瓦时左右。    3、2010年下半年，在内蒙古电网第二通道加装串补工程投产后，将外送电容量均提高到490万千瓦（通道送出极限容量），基本可以满足2010年下半年蒙西新投产的150万千瓦风电正常运行。    实施上述三项措施后，内蒙古电网2010年650万千瓦风电发电量将超过160亿千瓦时（可节省原煤约1200万吨，相当于3400列火车运煤专列的运力），建议向华北电网输送120亿千瓦时，自用40亿千瓦时。    充分利用托克托、岱海、上都电厂现有外送通道，增加内蒙古电网风电送出容量。    按照风电火电1：2的比例，给托克托、岱海、上都三个点对网送电通道配置风电，形成风火打捆送出的模式。武川、四子王地区240万千瓦风电与托克托电厂480万千瓦火电装机打捆，通过托克托电厂至浑源至安定（霸州）的四回的500千伏线路送出。察右中旗、卓资地区120万千瓦风电装机与岱海电厂240万千瓦火电装机打捆，通过岱海电厂至万全双回500千伏线路送出。锡林郭勒地区120万千瓦风电装机与上都电厂240万千瓦火电装机打捆，通过上都电厂至承德双回500千伏线路送出。具体方案如下：    1、在乌兰察布四子王旗建设一座500千伏风电汇集站，汇集四子王旗、武川县地区风电容量240万千瓦（具体风电项目见附表）。建设风电汇集站至托克托电厂单回500千伏线路，长度约120公里。工程投资约6亿元。    2、在乌兰察布察右中旗建设一座500千伏风电汇集站，汇集察右中旗、卓资地区风电容量120万千瓦（具体风电项目见附表）。建设风电汇集站至岱海电厂单回500千伏线路，长度约70公里。工程投资约4亿元。    3、在锡林郭勒灰腾梁地区建设一座500千伏风电汇集站，汇集周边已投运、在建和核准的风电容量120万千瓦（具体风电项目见附表）。建设风电汇集站至上都电厂单回500千伏线路，长度约100公里。工程投资约4.5亿元。    上述措施实施后可增加内蒙古电网风电送出容量480万千瓦，每年送出风电电量130亿千瓦时左右。    2010年新建乌兰察布吉庆至华北（华东）±660千伏直流送电通道，满足吉庆风电基地400万千瓦风电送出要求。    乌兰察布吉庆风电基地规划建设方案已获得国家能源局批复，基地建设规模为400万千瓦，送电方向为华北地区。规划送电方案如下：    在吉庆建设一座±660千伏直流换流站，建设一回±660千伏直流线路至华北或华东地区，送电容量400万千瓦。在吉庆地区建设一座500千伏风电汇集站，通过双回500千伏线路（长度2×20公里）向直流换流站汇集风电。同时建设汗海至吉庆换流站双回500千伏线路（长度2×50公里）和旗下营至吉庆换流站单回500千伏线路（长度200公里），通过内蒙古电网向吉庆换流站汇集稳定的电力，确保直流通道稳定送电，每年可增加风电电量120亿千瓦时。    2010年新建内蒙古电网第三、第四送出通道，满足400万千瓦风电送出要求。    新建宁格尔至河北南部（第三通道）和桑根达莱至承德（第四通道）两个500千伏交流送电通道，使内蒙古电网网对网交流通道送电能力达到1000至1100万千瓦。具体方案如下：    1、建设宁格尔至山西串补站至霸州（安次）双回500千伏线路，长度约2×500公里。    2、建设桑根达莱至承德西双回500千伏线路，长度约2×200公里。    两个通道建成加串补后可新增风电送出500万千瓦，与火电、抽蓄电站打捆相互调峰以稳定的潮流向华北地区输送电力。    2011年新建鄂尔多斯至国网华东地区或南方电网±800千伏特高压直流送电通道，满足蒙西地区1200万千瓦风电送出要求。    在鄂尔多斯地区建设一座±800千伏特高压直流换流站，建设（建议）该换流站至华南（华东）地区同塔双回±800千伏直流线路，可通过内蒙古坚强的500千伏主网架汇集巴彦淖尔、包头、鄂尔多斯等地区风电、火电、抽蓄电站电力，内蒙古电网采取水、火、风相互调峰后，以稳定的潮流向华南（距离2300公里）或华东（距离1500公里）负荷中心送电，在更大范围内消纳自治区绿色风电能源。    “十二五”期间，内蒙古电网通过上述七个500千伏交流通道、一个±660千伏直流通道和一个±800千伏特高压直流通道，可外送风电3000万千瓦。届时，内蒙古风电能源通过内蒙古电网坚强的500千伏主网架汇集，与火电和抽水蓄能电站打捆，按照受端电网要求以稳定的潮流向中东部地区输送电力，促进风资源匮乏的中东部省区实现节能减排目标。从长远发展方面来看，不论未来煤炭、石油等资源如何涨价，但大自然赐予的“西北风”永远不会涨价。不论未来的能源如何紧缺，但内蒙古的风资源永远不会枯竭的。中东部地区接受内蒙古风电的经济性和稳定性是非常有保障的。    加快抽水蓄能电站建设，提高电网调峰能力，最大限度的满足风电场的全额上网。    建设抽水蓄能电站是增加电网调峰能力、提高电网接纳风电能力的有效措施。抽水蓄能电站能够将电网负荷低谷时的电能转换成势能存蓄起来，在电网需要时稳定地为电网调峰，避免风机弃风，可以解决提高风电利用率与保证电网安全运行之间的矛盾，使风能资源的开发利用最大化。经测算，如果将呼和浩特抽水蓄能电站120万千瓦装机做为风电场的调峰电站，实现水、风互补，电网可多接纳200万千瓦风电出力，同时可减少火电对风电的深度调峰及备用，增加火电企业的经济效益。    由于抽蓄电站建成后每年发生的运行费用没有来源，建议国家出台相关政策，予以解决。    1、根据抽水蓄能电站在内蒙古“风电三峡”建设中的作用，建议建立全社会共同承担抽蓄电站运营成本的机制，解决电站运营成本。    2、对抽水蓄能电站提供贴息贷款，在蒙西地区建设更大规模的抽水蓄能电站，满足风电大量接入电网调峰的需要。    积极争取可再生能源电价扶持政策，合理解决风电汇集及送出的电网配套建设资金，满足风电上网和送出。    在内蒙古发展风电有着得天独厚的资源优势、区位优势和投资优势。如果内蒙古风电有通畅的外送通道，并在全国电力市场中消纳，内蒙风电利用小时高，风力发电完全成本低于0.46元/度（南方火电上网电价0.52元/度），再加上CDM及碳惠贸易，风电每度电可得到0.1元左右的补偿，所以风电投资企业和社会节能减排的双重效益都是相当可观的。但是，由于内蒙古风电资源富集地区大多为边远地区，当地用电负荷低，电网结构薄弱，风电场的电力无法在当地全部消纳，需要向沿海、内地负荷中心输送，输送风电电力不仅仅需要建设风电场至电网第一落点的输变电工程，还需建设配套多个风电接入的电网汇集工程和至电网负荷中心的输变电工程。内蒙古电网规划在“十一五”末和“十二五”期间建设临河北等9座500千伏风电汇集站、多条输送风电的500千伏线路及多个汇集风电的220千伏输变电工程，总投资超过百亿元。由于这些工程是为满足风电的上网和输送的必备条件，应该纳入风电接网国家补贴范畴。    鉴于内蒙古风电开发规模大、汇集风电的输变电工程项目多、距离长、单位投资大和内蒙古电力公司电网投资能力弱的实际情况，建议：    、使用水电三峡基金建设汇集送出风电的电网项目和外送电通道。    、像对三峡水电、农网改造和电气化铁路建设方面出台的扶持政策那样，出台风电接入系统以及风电送出的可再生能源电网投资的还本付息电价政策，补贴费用按上网电量0.03元/千瓦时进行补贴，仅执行三年，以解决电网还贷、付息、运营等费用。    充分发挥自备电厂调峰能力，鼓励自备电厂转公用。    内蒙古电网目前自备电厂容量为245万千瓦。这些电厂按照自发自用的原则既不参与电网调峰，也不向电网提供备用容量，不利于风电的正常运行。国家在制定电价时部分考虑交叉补贴因素，由价格较高的工业用电补贴价格较低的农业用电。内蒙古电网自备电厂所接带负荷都是大工业负荷，这些负荷由自备电厂供电，逃避了自备电厂应承担的电价交叉补贴的社会责任。为保证风电的正常运行，应鼓励自备电厂转为公用电厂参与电网调峰，并与公用电厂、电网企业共同承担电价交叉补贴等社会责任。建议对自备电厂自发自用电量征收0.05元/千瓦时的可再生能源调峰容量费。同时出台相关政策严格控制自备电厂建设。型式认证的步骤包括设计评估、生产评估、质量管理评估以及型式实验。风电场认证是在型式认证完成后进行，包括场地评估、基础设计评估、安装评估（可选）一旦型式认证和风电场认证的相关工作完成后将签发认证证书。