冀北电力成风电滞胀样本：面临调峰难等问题|电力|电网|冀北电力_新浪财经_新浪网
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冀北电力成风电滞胀样本：面临调峰难等问题
　　“一年一场风，从春刮到冬。”这句民间谚语是对冀北地区气候最贴切的描述。冀北地区风力资源丰富，作为国家千万千瓦级风电基地之一，在大力发展风电后，冀北电力面临的却是调峰难、输出难的问题。
　　不过，冀北电力并非个案，面临同样问题的还有吉林、甘肃、内蒙、新疆等电力公司。
　　第二大电源
　　“虽然冀北电网主要还是以火电为主，但风电已经成为冀北电网的第二大电源，风电装机占统调装机的比例已超过35%”。冀北电力公司有关人士对他们的风电发展颇感自豪。
　　尽管此前电网企业对风电的发展已经有所预期，但近几年来，风电的跃进式发展，已超出意料。
　　一位冀北电力公司资深人士回忆，针对河北省千万千瓦风电基地规划，国家电网在做配套输电规划时，曾委托国网能源研究院做了各地区风电消纳能力研究的专题。当时研究得出的结论是，冀北地区的风电单纯在冀北是根本消纳不了的，要在整个京津唐地区消纳。
　　鉴于京津唐地区还要消纳一部分内蒙古的风电，当时得出的数据是，到2015年，京津唐电网能消纳的本地风电是440万千瓦。虽然这个数据是比较保守的估计，但形势发展显然已经大大超出了这个预期。
　　冀北电力公司提供的数据显示，截至2013年2月底，冀北电网风电装机容量639.05万千瓦，风电最高日发电量占比达20%以上。
　　未来的挑战还会更大。按照规划，河北省风电基地(陆上及沿海)2015年规划总装机容量为1078万千瓦，其中接入冀北电网1013万千瓦；2020年规划总装机容量为1643万千瓦，其中接入冀北电网1553万千瓦。
　　冀北电力公司发展策划部副主任雷为民对《财经国家周刊》表示，实际上，2008年之前，张家口只有几十万千瓦的风电，但风电飞速发展后，没有来得及规划针对风电的送出通道。沽源和万泉两个通道本是内蒙古火电西电东送的通道，风电是借道。现在万泉出口早已满负荷，风电大都集中到沽源出口，而沽源口也已经拥堵。沽源和万泉两个通道加起来是300万千瓦的送出能力，目前线路的利用率是满负荷甚至超负荷。
　　冀北电力公司公布的数据显示，冀北电网2012年风电机组全年平均利用小时数达到了2255小时。雷为民认为，这在全国也处于较先进的水平。“电网是尽了最大努力去接纳的，但现在风电上得太多了。”他忧心忡忡地说，“冀北的风电增长量已经超过电网的消纳能力了，要赶紧想办法。”
　　一方面是可再生能源发电量大增，消纳和送出压力加大，另一方面却是电网调峰空间的缩小。
　　“2012年我们统计了一下，风电的反调峰天数是260天，就是一年365天里面有260天，负荷低谷时段风电的出力大于负荷高峰时段的出力，反调峰的特性是70%左右”。冀北电力公司有关人士提供了这样的数据。他表示，“风电的情况对于电网的调度运行影响很大”。
　　从电网情况来看，京津唐电网本身供热机组比重比较大，北京天津冀北都是需要冬季供热的地区。最近几年，原来的小机组陆续退役，新建机组基本上都是30万千瓦的供热机组。供热机组比例增大，造成冬季调峰更加困难。
　　冀北电力公司有关人士介绍，按照国家政策，为了控制大气污染，整个京津包括河北地区，原则上不允许建设烧煤的纯凝机组，热电联产除外。所以近几年，京津唐电网新上机组几乎全部是供热机组。电网里供热机组的比例越来越大，冬季停不下来的机组就越来越多。冬季后半夜风大，风电出力多，但那时候也是调峰最难的时候。
　　除此之外，从负荷特性来看，近几年第三产业占负荷比重越来越大，和居民生活用电曲线变化基本一致，这也加剧了峰谷差逐年加大的趋势。这些因素叠加，可能会抵消今后新上机组的调峰能力。
　　目前冀北的调峰电源能力也很有限。冀北地区能用于调峰的抽水蓄能电厂，只有河北省迁西县境内的潘家口水电站，有3台9万千瓦抽水蓄能机组，加上北京的十三陵抽水蓄能电厂，京津唐电网一共只有107万千瓦的抽水蓄能机组。“但是潘家口水电站近几年没水，水位线比进水口还低，没怎么发电。”有知情人士透露。
　　“现在，河北丰宁有6台30万千瓦抽水蓄能机组在建，一期工程180万千瓦，规划容量350万千瓦，但是要到2017年第一台机组才能投产。”上述人士表示，因为土木工程量大，抽水蓄能电站的建设周期比较长，一般是五年半到六年半，远水难解近渴。而且，抽水蓄能目前没有电价政策，电网企业的态度是，“能不用就不用，尽量少用，因为这其中电量有损耗，四度电输出时只有三度，要考虑经济性。”
　　冀北电力公司曾出台了外送的过渡方案，在坝上建设尚义、康保、解放三座500千伏站配套工程和15个220千伏风电送出工程，暂解燃眉之急。
　　相对于特高压项目漫长的核准过程，这无疑是一个无奈的解决办法。
　　张北国家风光储输示范工程一直是冀北电力可再生能源消纳的一张名片。
　　“实际上，示范工程是走了另一条路来解决问题，就是控制可再生能源发电的可调性。”一位能源行业人士解释，风力和太阳能发出的电，通过储能平滑出力，所以风光储输项目的曲线会相对更平滑。
　　但上述人士表示，储能是其中最大的软肋。一方面，目前国家没有相关政策，主要是没有储能电价；另一方面，储能电池组的寿命和稳定性还有待提高。他认为，风光储输项目从示范到规模应用还有很长的路要走。
　　另一个新消息似乎更乐观。“我们正在承担一个风电参与调峰调频的863项目。”冀北电力公司有关人士向《财经国家周刊》记者透露。关于这个项目的主要内容，他举了个例子：“比如，后半夜一般都限制风力发电，这时候如果负荷忽然有增长，火电机组可以基本上不动，而是上调风电的出力，弥补负荷的缺陷。在辅助服务里，调峰调频是经常的事情，现在通常是火电机组去调。但火电调频，整个系统都要动，风电调频比较简单，可以直接控制扇叶。”
　　上述冀北电力人士表示，冀北电网的风电装机今年年底可能会达到800万千瓦，2015年可能达到1000万千瓦。
　　冀北电力公司有关人士认为，风电是有参与调峰调频能力的，很多电厂，包括风光储输示范项目都已经实验过，但目前主要问题是缺乏政策配套。现行的辅助服务费标准，是按照常规电源算出来的，已经不太适合可再生能源参与辅助服务的需要。
　　“希望今年年底这个项目能够做起来，但这是探索性的，能用到什么程度还说不好。”
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风电反调峰顾名思义就是与电网调峰谷负荷工作唱“反调”,实质上是在调峰工作中某些地方电网或电厂出于本身利益和工作方便不顾全网利益的一种反常行为,他们在电网低谷负荷全网出力过剩时不吸收系统功率,相反还输出功率,抢发电量;而在高峰时因机组电压低,温度高又减其可调出力,其结果非但加重了其他调峰调频厂的压力而且使系统高峰负荷时,出现严重低周波;而在夜间低谷负荷时出现严重高周波情况,这种现象在调度术语,习惯上称为反调峰。风电的反调峰特性增加了电网调峰的难度，增加了电网调频的压力和常规电源调整的频次。调峰容量不足会出现低负荷时段弃风的情况。
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