大电源小负荷的东北样本：电源超负荷倍增

东北之困是“三北”地区乃至全国能源发展的一个典型缩影：电源与负荷极不匹配，电源规划建设无序，网源建设缺乏协调，业界期盼新能源局积极解题

“咋整，看不到希望啊，索性我们还比吉林风电企业好一点儿，还有他们给咱垫底呢。”黑龙江某风电企业负责人苦中作乐，对记者说。

的确，东北地区的风电从未像今天这样令人揪心过。

国家能源局日前下发的文件显示，2012年东北四省区风电利用小时数全部走低。黑龙江为1780小时，同比减少228小时;吉林为1420小时，同比减少190小时;辽宁为1732小时，同比减少70小时;蒙东为1499小时，同比减少364小时。东北成我国风电弃风限电“重灾区”，其弃风限电量合计占我国风电弃风限电量的一半——100亿度。

但事实上，记者在采访中发现，东北风电之困暴露的不仅是我国风电发展中面临的问题，更是我国近年来能源发展战略中矛盾和焦点的集中反映。

“大电源，小负荷”的东北样本：

电源超“负荷”倍增

截至2012年底，东北地区火电装机7720万千瓦，水电装机890万千瓦，风电装机1840万千瓦，总装机超过1亿千瓦，但该区域最高负荷仅为6000万千瓦，这就意味着，东北地区仅火电装机目前已经远远超过了当地负荷。

局部地区这一情况更加严重。蒙东呼伦贝尔地区电力总装机808万千瓦，而负荷仅为77万千瓦，加上当地处于高寒地带供暖时间长，外送情况也不乐观，该区域自然成为蒙东2012年风电限电最为严重的地方，风电年利用小时数仅为1135小时，同比减少904小时。

东北四省区电源建设和负荷发展情况各不相同。蒙东资源丰富是能源外送基地，黑龙江也是能源大省，吉林基本自给自足，辽宁是纯粹受端。总体来看，目前东北地区的负荷增长缓慢，而电源却呈现增长加速度。

管中窥豹，可见一斑。再以蒙东为例，内蒙古东部电力有限公司副总工程师陈玉胜告诉记者，2012年蒙东电力总装机为2151万千瓦，同比增长7.35%。当地2012年最高负荷为403万千瓦,较之2011年的389万千瓦只是微增。

东北四地需要特别提到的是辽宁，该省负荷约占东北的一半。目前，辽宁的电源有三分之一来源于蒙东、吉林和黑龙江，其中大部分是专为辽宁而建。目前蒙东辖区的赤峰、通辽、兴安盟和呼伦贝尔盟分别有500千伏和220千伏线路与辽宁和吉林相连。呼伦贝尔的呼辽基地还专为辽宁“定制”了6台60万机组的火电机组，通过设计外送能力为300万千瓦的呼辽直流直送辽宁。

然而，受端辽宁的电源装机也在大幅增长，而去年当地负荷只增长了1%。“2012年，不仅风电利用小时数大减，火电的利用小时数也仅为4554，大幅降低。红沿河核电今年2月发电，首批投产的111.8万千瓦还将挤占大量空间，未来不仅对呼伦贝尔，甚至对东北地区的其他电源都将产生较大冲击。如果辽宁本地负荷不增，情况恐将愈演愈烈。” 一位熟悉辽宁电力情况的业内人士说。

风电清洁供暖：

本地消纳的探索之路

为促进风电消纳，国家能源局2011年开始在“三北”地区安排了一系列本地消纳示范项目。其中,吉林省洮南市大唐新能源的风电清洁供暖示范项目具有一定的代表性。

“风电清洁供暖的基本模式是采用蓄热电锅炉替代燃煤锅炉制热，电锅炉在夜间电网负荷低谷段用电制热并将多余的热蓄起来。蓄热电锅炉原则上白天不用电，利用夜间蓄的热满足白天供热需要。这样可以增加电网负荷低谷段用电量，从而为风电并网运行提供负荷空间，增加风电在当地电网消纳的比例。由于吉林省峰谷价差较大，夜间低谷时段的电价相对较低，电供热产生的亏损由相应的风电场多发的电量收益进行适当补偿，目前项目还是有一定经济性的。”该项目业主大唐新能源公司发展策划部副主任崔健说。

据了解,根据该示范项目运行情况测算，每20万平米的供热面积需要配置2万千瓦左右的蓄热式电锅炉，需要的供热电量约为2000万千瓦时，如果采取同步调度的技术手段，可以消纳10万千瓦风电场10%左右的年发电量。目前，我国北方很多地区仍依赖燃煤小锅炉采暖，吉林省尚有超过一半的建筑(约2.3亿平方米)依靠燃煤锅炉供暖，其中依靠燃煤小锅炉供暖的建筑面积超过4000万平方米，如果全部用风电清洁供暖替代，可以新增消纳风电40亿千瓦时。近期,国家能源局又下发了《关于做好风电清洁供暖工作的通知》，要求各地因地制宜开展风电清洁供暖试点和示范工作，力争用2-3年的时间使风电弃风的问题有明显好转。但这项工作能在多大程度上解决目前日趋严重的弃风限电问题，仍有待进一步观察。

特高压外送：另一个希望?

在记者采访过程中，无论是电源企业、电网企业还是地方政府均表示，除了积极推动风电本地消纳之外，还将希望寄托在外送通道即特高压输电的建设上。目前,东北电网仅通过一条±500kV直流“背靠背”与华北电网相连，据称年底通道容量可达300万千瓦。“但相对来说，还只是一条细细的管子。”

前文提到的黑龙江风电企业负责人说：“现在我们也在探索本地消纳的办法，同时还希望能够建立通道，把电送出去，这电浪费得太可惜了。”

陈玉胜也告诉记者：“建设500千伏变电站的送电方向只能是辽宁，应该将蒙东电力外送的范围进一步扩大，放到华北、华东等经济发达地区，以特高压实现绿色能源的跨区消纳。”

该观点得到了国网能源研究院副总经济师白建华的认可。他说：“东北的风电规划规模很大，试图在本区域内完全解决消纳问题是走不通的。我国的风电和煤电、水电一样，资源与负荷逆向分布，因此，也要把三北风电的消纳市场扩大到全国范围内。”

目前，东北地区风电总装机1840万千瓦，按照规划，到2015年将达2600万千瓦，到2020年将达5800万千瓦。白建华表示，届时将有一半以上即3000万千瓦以上的风电需要外送。“风电能量密度低，单位装机容量的发电量少，东北四省区装机占比约20%，电量占比约7%-8%。系统运行需要实时电力平衡，如果风电出力占电力负荷的比重过高，当在某些时段其他机组调节达到极限时，仍难于实现供需相等，系统平衡就出现困难。丹麦风电比例高也是在欧洲电网进行平衡的，因此，风电无论接入主网还是配电网，只要达到一定比例，就需要跨区域调节。”

白建华说：“目前风电的问题不是优化调度就能解决的问题，而是在电力固定资产扩展时未充分考虑风电快速发展对跨区输电的要求，将风电市场限制在当地，通过调度调节只能是补救的手段。未来通过特高压建设，将东北风电市场扩大到‘三华’市场，风电比例就会没那么大，无论从电量和装机上占比都会较小，在‘三华’市场比较容易消纳。”

记者在最新出版的《<能源发展“十二五”规划>辅导读本》中发现，“十二五”期间，东北地区并没有建设特高压的规划。但据了解，国网公司已经开始对东北地区的特高压规划发展进行研究。预计到2020年将建成4-7回特高压线路，将基本能够解决当地风电和部分煤电的送出问题。

电源建设统筹协调至关重要

“厂网分开以来，我国未能建立起适应新体制的电力行业规划管理机制，电力投资缺乏科学引导，出现了电源布局与能源资源、电力需求格局不协调，电源与电网不协调，电力建设与需求增长不协调的问题。直接导致电力企业盲目投资，负债率攀升、煤电运紧张，风电难以消纳等现象。规划缺失给电力行业可持续发展带来了长远影响。”一位电力行业专家忧心忡忡地说。

截至2012年底，全国发电装机容量达到11亿千瓦。目前，各地特别是“三北”地区仍在根据各自资源情况和经济发展需求”积极”规划和要求电源建设。

再以风电弃风限电另一重灾区吉林为例。该省最大负荷约为900万千瓦，但热电机组装机已经超过1000万千瓦，不包含常规火电机组。一到冬季，吉林省内连热电机组都无法调度，更何况风电。记者发现，吉林省已经清楚地认识到这一问题，并在该省能源”十二五”规划上明确表示：“电源结构不尽合理，火电装机容量所占比重较大，且火电机组大部分为供热机组，在冬季小负荷方式下系统调峰存在一定问题。”因此，吉林省将在“十二五”期间优化电源结构，促进风电、核电等清洁低碳能源发展。“按照国家核电发展中长期规划，争取开工建设靖宇赤松核电站一期工程，并着手第二座核电站前期工作。”

“辽宁真的需要核电吗?吉林也真的需要核电吗?吉林风电都发出来，上了核电，本地电源结构进一步清洁了,但风电不是更发不出来了?”在采访中，业内专家、企业人士对于东北能源发展现状莫衷一是，但观点的交集是，东北地区是我国三北能源发展战略中矛盾最集中和极端的暴露，不可忽视。不能因此否定我国的能源发展战略，但却需要接下来做好统筹协调和规划。

“发展风电等可再生能源的目的是什么?不仅是为了促进当地经济发展，最终目的是替代化石能源节能减排。”一位能源专家表示，“现在需要做的是了解清楚，我国到底需要多少能源供应，如何能够体现出可再生能源在我国能源生产和供应体系中占据的重要战略地位。”

针对东北眼下的问题，一些专家认为：“除了上调峰电源外，要严控其他各种电源建设，尤其是不参与调峰运行的燃煤热电联产机组的建设。必要时可以将一些火电厂停机做备用电厂，等待东北经济再次起飞。”但是，在我国电力市场化进程停滞的情况下，如何建立起经济合理的电力辅助服务的补偿机制，是目前最大的障碍。

为避免风电限电的情况进一步加剧，3月份发布的“十二五”第三批的风电拟核准计划中，东北地区只有辽宁有50万千瓦的风电项目，其他省(区)仅有促进风电消纳示范项目。但风电发展眼下的踏步只是权宜之计，如何解决电源布局与电力需求格局不协调、电源与电网不协调、电力建设与需求增长不协调、新能源发展与传统能源不平衡的问题，或许是摆在正在重组的新国家能源局面前最急迫的一道考题。