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时智勇:分散式风电迎发展新起点

2018-04-23 14:21
能源舆情
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近日,国家能源局下发《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》(以下简称《管理办法》),旨在加快推进分散式风电发展,完善其管理流程和工作机制。

那么,此次发布的《管理办法》较之以往有哪些亮点?目前分散式风电发展的瓶颈究竟还有哪些?在我国未来的能源结构调整中扮演着怎样的角色?记者近日就上述问题采访了国网能源研究院高级工程师时智勇。

开发和管理模式更加灵活

中国电力报:本次《管理办法》较之以往有哪些亮点?

时智勇:《管理办法》从分散式风电的规划建设、并网管理、商业模式等方面给出了更加细致的指导,内容较之前出台的政策更加丰富。总体看来有三大亮点:一是接入边界放宽至110千伏。与之前要求的严禁向110千伏及以上电压等级送电改为 “接入电压等级为110千伏及以下”,即允许根据风资源和装机容量建设升压站接入110千伏电网,这将大大拓宽消纳范围,减少电网约束,释放更大的容量空间。

二是明确了 “分布式发电的政策和管理规定均适用于分散式风电项目”。打破了分散式风电管理向集中式风电靠拢的惯例,确立了分散式风电分布式电源的身份,其开发模式和管理更加多样灵活,如分布式发电的市场化交易试点等政策同样适用于分散式风电。三是上网可以选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式。与之前“全额上网”的单一模式相比,新的《管理办法》提供了自用和上网两种模  式,并明确了结算规则,充分体现了分散式风电资源开发和就地利用并重的发展理念。

经济性仍有待提升

中国电力报:目前分散式风电发展具体面临哪些障碍?

时智勇:国家能源局在《可再生能源发展“十二五”规划》中就提出可再生能源的开发应坚持集中开发与分散开发、分散利用相互补充的发展模式,2011年7月国家能源局发布 《关于印发分散式接入风电项目开发建设指导意见的通知》明确了分散式风电的边界条件。经过数年发展,分散式风电仍处于起步阶段,装机规模较小且无法准确统计,根据核准的分散式风电项目进行统计有失偏颇。按当时的规定要求,分散式风电不得向110千伏(66千伏)送电,以“十二五”期间核准建设并投运的15个分散式风电项目为例,仅有三分之一实现了本地消纳,剩余项目均通过自建或与周边项目合建的方式配套建设110千伏升压站,其本质已不是分散式风电。因此以并网的电压等级统计相对准确,例如截至2017年底,东中部风电接入110千伏电压等级2219万千瓦,约占东中部风电总装机容量52%,接入35千伏及以下电压等级即等效为分散风电项目149万千瓦,占东中部风电总装机3%。

与分布式光伏相比,分散式风电发展相对滞后,分布式光伏强调本地利用,更容易实现自发自用或就近消纳,分散式风电强调资源开发,前期以上网为主,在更广泛的配电网内消纳。制约分散式风电发展的因素是多方面的。综合来看,主要体现在:一是风电发展初期,产业布局集中在风资源较好且适合连片开发的“三北”地区,风电属于资金和技术密集型产业,实力雄厚的国有企业是风电发展的主力军,无论是投资重心还是发展理念都是以集中式风电为主;二是缺少针对分散式风电的管理细则,分散式风电执行与集中式风电相同的核准程序,审批流程繁琐,耗时较长,前期成本过高,一定程度上抑制了中小企业的投资积极性;三是低风速风机造价偏高,当前分散式风电综合成本为7800~8300元/千瓦,较大型集中式风电高10%,同时受风资源限制,年利用小时数相对较低,整体投资回报率不高。

具体到技术层面的挑战主要集中在两个方面,一是低风速地区风资源的有效利用。适合发展分散式风电的东中部、南部地区风资源较“三北”地区相对匮乏,低于6米/秒风速的风资源开发需要提高塔架高度,增加风叶长度,改变翼型设计以增加扫风面积,需要更为精准的风能预测和精细的控制以提高机组的利用效率,需要在单位占地面积上提高风电机组单机容量,在提高技术指标的同时也增加成本,降低了投资经济性,在一定程度上制约了分散式风电的发展。

二是分散式风电的并网管理。不同于以往传统集中式风电“先找风后找网”的开发模式,分散式风电项目的开发以靠近负荷、就近消纳为原则,模式表现为“先找网后找风”,分散式风电点多面广,工况各异,给电网“统一调度、分级管理”带来一定困难;分散式风电反调峰特征明显,增加电网调峰难度,对电网的灵活控  制提出更高要求,局部地区因调峰容量不足会出现弃风限电现象;分散式风电波动、随机性强而自身调节能力差,夜间用电低谷,极易发生潮流反向,较分布式光伏更为突出,一方面降低了电网运行的经济性,另一方面,风机向电网注入功率过高,降低电网电压安全裕度,易造成电压越限,给电网安全带来隐患,在配电网薄弱、短路容量较小的农网地区尤为明显。

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