【光伏观察】太阳能等新能源发展深度探讨

  主张集中开发新能源的观点认为，中国北方土地辽阔，风能光能资源很丰富，但电力负荷小，电网薄弱，不能按照欧洲那种“分散上网，就地消纳”的模式发展，只能是采用“大规模—高集中—远距离—高电压输送”的发输模式。

  如果可以无条件地开发某地资源，上述观点无可非议。然而，开发资源必定要受到技术经济等方面诸多条件的制约，在一定发展阶段内，“丰富的资源”并不是都能够开发利用的。最基本的方法还是做技术经济综合比较，考虑上述新能源特性和科学道理，以寻求技术可行、经济合理的最佳模式和方式。我国在发展实践中已经收获到一些经验和教训，应该及时总结。

  目前风电发展核心问题是电网消纳。北方风电集中开发地区大都遭遇较严重的弃风限电问题，东北一些地区冬季弃风限电比例已近50%，西北主要风场因数次脱网事故，目前限电竟高达70-80%。风能资源最好的一些地区，设备年利用小时数还不到1400。

  当前在西部地广人稀、用电负荷很小的地区又掀起了集中大规模建设太阳能发电的热潮，其电力消纳同样遇到远送的问题，有的要输送700-800公里才到省负荷中心，而省内又无力全部消化，还要向东部输送……。光伏发电年利用小时数仅1700左右，在荒漠地区开发比风电还“稀薄”的电能，同样需要为层层升高电压而配套新建一系列高压、超高压甚至特高压输变电装置，才能将昂贵的光电输送到上千公里甚至数千公里以外去使用。

  在远离用电负荷中心的地区集中开发建设巨型风电场和光伏电站，优点是项目建设、管理的效率较高。如果经论证具备经济合理性，当然不失为一种高效率开发模式。应当说，开发模式涉及许多技术经济比较问题，其实就是对上述“能量块”与“能量膜”开发利用方式的区别和比较问题：

  (1)为远距离输送风电光电，需要层层升高电压，配套新建从10千伏至750千伏之间各个电压等级全套输变电设施。以某风电场300万千瓦项目投资概算为例，风电本体投资225亿元，另配套送变电工程投资高达66.7亿元。而且这66.7亿元投资中尚未包括受端电网从750千伏至10千伏之间层层降压所需新增输变电投资。相比之下，以低电压分散接入系统的风电项目，新增输变电投资就少得多。

  (2)风电设备发电年等效利用小时数约为2000多，光电更少，由此连带降低了输电系统效率。加之输送昂贵的风电光电，长距离线损和层层变损对输电经济性影响颇大，过网费逐步降低了经济竞争力。而就地消纳的新能源电力就没有这些成本。

  (3)在最高电压等级的电网上注入随机波动的能量流，有点像在“主动脉系统”里随机地供应间歇性“血流”，对整个大系统，特别是受端电网安全稳定运行和电能质量带来较大负面影响。这样的一个问题国外不存在，国内以往未曾遇到，没有经验。

  (4)蒙西电网现有风电装机777万千瓦，其中82%的容量以220千伏电压等级接入系统，其余以110千伏接入。按此，蒙西风电集中程度已超越美国，并因此出现一定的弃风现象，发电企业也时有抱怨。然而该网2011年10月15日却出现了全部日电量中风电电量占24%的纪录，达到世界领先水平。蒙西电网是地方企业，是个纯火电系统，加之冬季燃煤热电联产“硬负荷”比重甚大，除已建成的“点对网”煤电东送通道外，没有风电外送手段。蒙西地区能够在诸多困难条件下，发展风电取得如此成绩，是意味深长的。稍加分析可见，一方面地方政府对地方企业的管理具有“直接优势”，管理目标与发展风电目标一致，即：要的就是电量，“风电优先、煤电让路”的节能原则由此得以实现。相比蒙西，其他不少地区还在执行对各类发电机组“计划内、计划外发电量平均分配指标”、“计划内外电量价格差别” 等名目繁多的行政指令。这些“发电机会均等”的计划办法貌似公允，所起作用恰恰是保护化石能源而浪费新能源;另一方面，蒙西电网以220千伏电压等级为主消纳风电，对电网动态特性的不利影响远小于在500千伏最高电压等级配置风电，也是不容忽视的成功因素。尽管如此，220千伏电压对运行风电来说仍然偏高，蒙西地区电量比例超过20%的时段有限，平均不到10%，弃风数量增加和给电网运行带来的困难亦不容忽视。总体看，这样发展风电已趋于极限。

  (5)值得一提的是，2010年有企业在蒙西达茂旗某个大的风电场附近做了个试验。在一座35千伏配电变电站墙外建设了4台1.5兆瓦风电机组，直接接入用电端。经过一段时间运行，结果令人振奋。这4台风机因无需建设场内送变电工程，造价比相邻风电场低1300元/千瓦，节省建设投资16%。风机日常出力与变电站平均负荷相当，发电量直接消纳，不用升压返送，直接替代了煤电供电量。特别是由于接入电压等级很低，对蒙西电力系统运行主要参数没有影响，从未出现“被弃风”情况，折算年发电利用小时数达2500左右。而在其不远处以220千伏电压接入高压系统的大风场，时有弃风限电，发电利用小时数明显低于试验机组。

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