重点区域风电消纳监管报告.doc

重点区域风电消纳监管报告 为促进风电健康、可持续开展，根据?可再生能源法?和?电网企业全额收购可再生能源电量监管方法?〔电监会25号令〕，2022年上半年国家电监会组织各有关派出机构在我国风电开展的主要地区———东北、华北、西北〔以下简称“三北〞地区〕开展了风电建设及并网消纳情况的专项监管工作，形本钱报告 一、根本情况 〔一〕风电开展情况 “三北〞地区都是我国风电开展的主要地区，包括了国家规划的6个以陆地风电为主的千万千瓦级风电基地截至2022年底，全国并网风电4505万千瓦，其中“三北〞地区并网风电3952万千瓦，占比到达87.7%;全国电源总装机容量为20225576万千瓦，其中风电占比4.27%〔详见附表1〕 图12022年重点区域风电装机容量 2022年，全国风电发电量为731.74亿千瓦时，其中“三北〞地区风电发电量为635.37亿千瓦时，占比为86.8%;全国电源装机总发电量为47217亿千瓦时，其中风电占比为1.55%〔详见附表2〕 图22022年重点区域风电发电情况 〔二〕总体消纳情况 2022年，“三北〞地区局部省区风电消纳情况不佳，弃风情况比拟严重。

三北〞地区风电场2022年平均利用小时数192022小时，同比降低266小时;弃风电量达123亿千瓦时，弃风率约16%，弃风电量对应电费损失约66亿元，折合火电〔标〕煤耗384万吨，折合co2减排量760万吨;东北、华北、西北地区弃风率均超过13%;甘肃和蒙东地区弃风率超过25%〔见附表3〕 二、工作评价 为适应新能源电力开展的新形势，促进新能源电力产业持续健康开展，电网企业、发电企业针对风电并网消纳工作开展了大量工作，取得了一定成效 〔一〕电网企业 一是大力开展风电输电规划和送出工程前期工作，加快建设风电接入和送出工程国家电网公司组织开展风电出力特性、风电消纳能力研究，完成8个千万千瓦级风电基地输电规划，积极推进大型风电基地送出工程和相应跨区跨省工程前期工作截至2022年底，国家电网公司风电并网工程累计投资440亿元，建成35～750千伏风电并网线路2.4万公里，送出聚集变电站〔开关站〕25座，变电容量3770万千伏安 二是重视并网运行管理，促进风电平安可靠并网面对风电大规模并图22022年重点区域风电发电情况网带来的技术挑战，积极开展风电并网标准体系建设工作，细化并网和运行等各环节管理。

针对风电场运行中出现的实际问题，各地电网企业积极推动风电场按照国家能源局和国家电监会出台的有关风电场平安的整改要求开展工作 三是加强调度运行工作，争取多接纳风电电量风电开展重点区域电网企业全部完成风电运行监控系统建设，实现了所有风电场调度运行实时信息的监视大力推进风电功率预测系统建设，调度端风电功率预测已根本实现全覆盖统筹考虑风电的季节性特点，将风电纳入统一的校核和平衡;根据风电功率预测情况及负荷情况，优化电网运行方式，发挥系统调峰能力，充分利用接纳空间安排风电发电 四是大力开展技术创新及试点工作，促进风电与电力系统协调开展实现风电与常规电源协调优化调度、风电场集群控制、风光储输综合利用等多项技术创新2022年底，国家风光储输示范工程在张北建成投运，首创风光储输联合运行模式，实现风电发电平滑输出、方案跟踪、削峰填谷和调峰等控制目标开展风电供暖示范工程研究和建设，利用弃风时段风电电力为城镇供热探索直接将风、光电接入微网系统，提高新能源比例 〔二〕发电企业 一是积极与电网企业衔接，加强风电并网消纳在风电工程前期工作阶段，主动与电网企业进行衔接，协助研究提出切实可行的发电工程送出和消纳方案。

协助电网企业按照电网开展规划和风电开展规划的要求，认真做好发电工程送出线路、网架结构和落点等方面的相关准备工作，协助做好接入电网工程的可行性研究，确保发电工程及时并网运行，共同推动风电建设的协调开展 二是做好风电并网运行相关工作，确保平安稳定运行按照国家规划、工程建设程序、有关技术管理规定和技术设备标准，不断优化改良所属风电工程的设计、建设与运行，配合做好风电并网后的低电压穿越、电能质量提升和风电功率预测工作加强机组的管理工作，完善自动化和通信系统加强风电平安工作的全过程管理，做好机组的日常维护工作，提升风电并网运行平安性、可靠性通过加强培训提高员工的业务水平，为机组的稳发满发提供保障 三、存在问题 〔一〕风电规划与电网规划不协调加剧了局部地区风电消纳受限 局部地区风电开发规划、建设时序不断调整，风电工程规模和进度远超规划，没有形成完整和统一的风电开展规划，使得电网规划无法统筹考虑风电送出，相应配套输变电工程难以及时纳入电网规划，风电送出工程建设时序难以妥善安排，接入系统工程的及时建设难以确保同时，局部地区核准风电工程时，重接入、轻消纳且消纳方向不明确，风电大量建成后，消纳面临困难。

专栏1：风电规划与电网规划不协调 ◎河北地区由于风电建设投资方和地方政府对风电开展比拟积极，目前已投产、核准和取得路条文件的风电装机容量已到达1490万千瓦，远远超过原?XX省风电开展规划?中2022年到达202213万千瓦装机容量的目标，特别是承德丰宁地区原?规划?仅60万千瓦，但已开展及拟开展前期工作的风电场已近200万千瓦，原有输电规划将远远不能满足目前风电开展需求 ◎陕西地区规划在2022年风电装机到达20221万千瓦，2022年到达180万千瓦，2022年到达360万千瓦在规划外，陕西地区方案在宝鸡秦岭和XX县区分别建设15万千瓦的风电场XX省电网公司认为，规划风电规模大，电网难以消纳 〔二〕风电建设速度与电网建设速度不同步加剧了局部地区运行受阻现象 风电工程前期工作流程周期短，核准快，建设周期短，而相应配套送出电网工程，前期工作周期较长、核准程序复杂，建设周期长同时，一些发电企业将大型风电工程分拆成多个小于5万千瓦的小工程〔多为4.95万千瓦〕进行申报，获得核准后，形成多个风电场分期接入电网、局部地区风电接入过于集中的局面有些风电工程还不同程度存在提前开工现象。

以上因素叠加，造成电网送出工程建设不同步，致使大量风电工程建成后无法及时接入电网或全额送出 专栏2：风电建设速度与电网建设速度不同步 ◎蒙东开鲁风电基地规划容量240万千瓦，发电工程提前开工建设并投产，局部工程已按最终规模全部建成，而开鲁500千伏风电聚集站尚在开展前期工作，为保障开鲁风电基地风电接入，只能采用过渡方案，将风电分别接入开鲁220千伏变电站和科尔沁500千伏变电站，在这种方式下，风电消纳受到限制 ◎宁夏地区大局部风电工程在电网接入条件尚未落实的情况下就开工建设2022年底，宁夏风电并网容量142万千瓦，核准在建容量434万千瓦，其中只有153万千瓦工程落实了电网接入条件，仅占全部工程的三分之一 ◎新疆自治区发改委在2022年底到2022年初，先后核准了43个4.95万风电工程，加上目前国家发改委即将核准的哈密东南部风电工程，预计到2022年底风电总装机容量将到达648万千瓦如果这些工程全部投产，“疆电外送〞通道届时尚未建成，将出现新疆电力过剩突出现象，弃风情况将不可防止 〔三〕风电本地消纳市场空间有限，局部地区输送通道能力缺乏，既不能就地消纳，也不能及时送出目前，风电消纳原那么上局限在省内，但是一些省区消纳空间明显缺乏，甚至在区域电网内，也不能完全消纳。

此种情况，在东北电网、华北〔蒙西〕电网尤为突出东北电网本身负荷水平、用电量不高，火电装机充裕，风电装机大规模快速增长，本地消纳空间又缺乏，风电亟需外送消纳但是三北地区由于网架结构原因，输送通道不同程度存在输送能力缺乏问题西北区域甘肃酒泉风电基地、东北区域蒙东和吉林风电基地、华北区域蒙西和冀北风电基地输送通道能力缺乏问题比拟严重 专栏3：风电本地消纳市场空间有限 ◎东北电网近两年用电量同比增长仅维持在2022%左右，市场需求增速放缓，同时由于火电机组的大量投产，供大于求形势较为突出2022年呼盟煤电基地工程和白音华电厂共计8台60万千瓦机组全部投产〔发电量在辽宁消纳〕，2022年红沿河核电站第一台百万千瓦级核电机组也将投运，吉林、黑龙江送辽宁电量将会大幅减少，使东北电网“北电南送〞的格局发生重大改变目前风电消纳原那么是本省消纳，XX省电力公司2022年最大只能消纳约658万千瓦的风电，但该省制定的2022年风电开展目标超过1400万千瓦本省发电量自身难以消纳，外送电量难度又在逐年增加，风电的消纳问题已成为制约吉林风电开展的瓶颈 专栏4：局部地区输送通道能力缺乏 ◎吉林电网，2022年松白电网送出阻塞较为严重，省网北部最大输送能力300万千瓦，南部最大输送能力350万千瓦，2022年因电网输送能力缺乏造成的受限电量达2.06亿千瓦时，占全省风电限电量的38.3%。

2022年松白地区电源装机容量将到达515万千瓦〔火电240万千瓦，风电275万千瓦〕，地区最大负荷约90万千瓦，地区外送能力仅180万千瓦，仍然不能满足火电、风电送出需求 ◎蒙东赤峰、通辽地区，2022年风电输送通道受阻较为严重2022年，蒙东赤峰地区预计电源总装机760万千瓦，其中风电装机234万千瓦，当地最大负荷为156万千瓦，外送能力仅270万千瓦不仅局部220千伏网架输送能力缺乏，而且外送通道不能满足风电满发需求2022年，蒙东通辽地区将有20222万千瓦风电投产，但该地区外送通道没有变化，阻塞问题将更加突出 ◎甘肃酒泉风电基地，从202222年一期投产开始，当地电网就出现了不同程度的限出力情况虽然目前已配套建设了330千伏玉门变、瓜州变等变电站，安装了稳控装置及风电功率自动控制系统，202222年2022月份投产了750千伏河西双回线，在一定程度上缓解了风电输出困难，但是风电送出仍然受通道能力制约750千伏断面XX省最大输送能力为340万千瓦，而XX市风电装机容量近520万千瓦，同时酒泉风电、疆电以及河西常规电源共享750千伏联网输电通道，风电送出通道容量远远不能满足风电大规模并网需求;同时受稳定限额、线路检修等因素影响，风电送出网络阻塞问题将在一定时期内继续存在。

◎张家口地区，2022年风电的输出能力最大为22022万千瓦左右，考虑风电场局部弃风，最大同时出力按70%考虑，张北地区现有电网只能解决300万千瓦风电送出问题由于张北地区的两个变电站———沽源和万全均为蒙西“西电东送〞通道上的变电站，承当着将蒙西电力输送到京津冀鲁等地区的任务，如大量接入张家口地区的风电容量，势必会减少蒙西电力的输送，同时受到系统调峰能力的约束，后续投产的风电将难以在京津唐电网消纳 〔四〕系统调峰问题较为突出 目前，因系统调峰困难而造成风电运行受阻的现象，在西北、华北和东北区域都普遍存在，以东北地区较为典型系统调峰困难的原因主要有几个方面：一是区域内电力负荷总体水平较低，峰谷差大，加大了电力系统调峰难度;二是调峰电源缺乏，华北、东北和西北地区火电比重较大，而且火电装机中热电联产机组在“三北〞一些省区的比例过高，水电、抽蓄和燃气等调节能力好的电源比例低，电源调峰能力缺乏;三是“三北〞地区风电开展迅猛，占系统总装机的比例已经到达较高水平，但是风电的间歇性、波动性、随机性的特点决定了风电的发电出力难以保持稳定，因而在相当程度上增大了系统调峰需求和调峰难度。

专栏5：系统调峰能力缺乏 ◎东北电网受用电结。