摘要:分析了我国风电消纳的现状，剖析了我国大规模风电跨地区消纳面临的诸多问题，针对风电大规模外送的经济性、物理性制约因素，构建了碳减排指标消纳体系、风电与其他能源打捆外送模式以及灵活电价机制，提出了一套完整的风电跨地区外送与消纳机制，期望为全国大规模风电的消纳方案提供借鉴和参考。

我国风电基地开发主要集中在“三北”地区，并且远离负荷中心，风电就地消纳能力不足，大部分电量需要跨地区消纳。而风电出力较大的波动性与长距离输送较差的经济性制约了风电大规模外送的规模与消纳需求，大规模风电送出消纳的矛盾日益突出，在部分风电资源比较丰富的地区，存在大规模风电难以消纳的问题。由于我国当前侧重于风电资源规划，当前的研究也多集中于与风电大规模接入相关的并网、补偿、功率预测等方面，缺少风电的外送方式、消纳机制、价格机制等方面的研究，更缺乏一套完整的风电送出与消纳机制。

本文介绍了我国风电消纳现状，针对我国大规模风电跨地区消纳面临的诸多问题，构建了碳减排指标消纳体系，研究了打捆外送模式以及灵活电价机制，并提出了以计划为主、市场为辅的风电跨地区外送与消纳机制。期待为我国风电开发利用与大规模接入提供重要的理论支持，以促进风电产业的良性循环与可持续发展。

1 我国风电消纳现状

1. 1 风电发电计划安排情况

以甘肃风电发电计划的安排情况为例说明。

( 1) 年度、月度发电计划安排基本按照风电场上报的电量计划安排风电的发电计划，并在系统电力电量平衡中考虑火电的开机方式，为接纳风电留足调峰容量。

( 2) 日发电计划安排由风电场于运行前一天的上午向调度上报下一天的发电计划，调度据此进行日电力电量平衡，为接纳风电预留系统调峰和备用容量，并于运行前一天的下午向风电场下达第二天的发电计划。

1. 2 风电电量消纳情况

风电电量消纳按照消纳范围可分为2 种方式: ( 1) 就地消纳或省内调配消纳，这是目前风电发电电量的主要消纳方式; ( 2) 跨区跨省消纳。东北、西北地区受电力负荷水平低、系统规模小、风电就地消纳规模不足的限制，大规模风电必须送到区域电网内甚至其他区域电网消纳。

1. 3 电价执行情况

根据国家对可再生能源上网电价的政策要求，对于多数风电项目( 2006 年及以后获得政府主管部门批准或核准建设) ，结算电价分为两个部分: 一是当地脱硫燃煤机组标杆上网电价，由电网公司支付; 二是风电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分，从可再生能源附加电价中支出。

2 我国风电跨地区消纳存在的问题

2.1 风电出力具有随机性、波动性及反调峰特性

一是风电出力具有很强的间歇性与随机性[1]，目前很难准确预测，一方面使得风电企业作为市场主体参与市场的难度加大，增加了交易组织的复杂程度，并给交易合同的执行带来困难。另一方面，由于目前电力外送大多采取恒定功率方式，主要用于承担受端地区电网基荷，难以满足受端地区对于外送负荷特性的要求。

二是风电还具有反调峰特性，往往在负荷低谷时段集中发电，已频繁出现低负荷时段被迫弃风的情况。究其原因，主要有两方面: 一方面，由于系统调峰容量不足，本地电网难以平衡。另一方面，在此时段，跨地区电力需求较弱，跨地区交易由于缺乏需求意愿而难以达成。

2. 2 风电的经济性

一方面，由于中国经济客观上存在条块分割，用电市场是否愿意接受风电还是未知数[2]。另一方面，现行风电收购政策未考虑风电的大范围消纳和市场化消纳，现行电价结算政策也建立在省内消纳的基础上，使得开展风电跨区跨省消纳及市场化交易面临政策瓶颈。根据风电的现行电价政策，电网公司需支付当地火电脱硫标杆电价，对于部分地区，当地火电脱硫标杆电价加上跨区跨省输电费后价格过高，落地电价缺乏竞争优势，阻碍了清洁能源的跨区跨省大范围消纳[3]。

3 跨地区外送与消纳机制

3. 1 碳减排指标体系

根据各省( 区、市) 未来电力电量平衡情况与低碳能源装机情况，由国家层面统筹协调并出台相关政策，按照一定的分配原则进行计算，并以具有约束性的政府框架协议，明确不同省区所承担的碳减排指标及对应的清洁能源采购电量。考虑到风电的建设规划与运行特点，为保障风电产业的健康、可持续发展，该协议中确定的碳减排指标应该在适当的时间跨度内保持稳定，并根据实际情况适时适当调整，调整周期为每年或多年1 次。

政策还需制定明确的考核规则( 如考核标准、奖励规则、惩罚规则等) 。各电力公司在规定的时间之前，必须完成各自的碳排放指标，指标的完成可通过采购风电等清洁能源电力来实现，亦可通过市场方式进行自由交易实现。可由电力监管机构按照考核规则，对各单位指标在规定时间内的完成情况进行考核，并进行相应的奖励与惩罚。

3. 2 水火风打捆外送

“风电与其他类型能源电力”打捆外送模式，充分整合本地区丰富的风、水、火电等资源，将当地的风电和其他能源电力联合开发并打捆送出，主要是解决风电电力反调峰特性问题，以及风电大规模远距离输送的经济性问题。

风电功率的随机性与间歇性，决定了风电出力的控制较为困难。对于大规模远距离风电送出，风电必须与其它类型能源电力一起输送，利用水、火电机组的调节能力，实现对风电出力的补偿，平抑风电的间歇性波动，以平滑风电出力，保持输电通道功率相对平稳，减少线路功率大幅波动。

此外，风电年利用小时数低，单独远距离传输经济性很差。“风电与其他类型能源电力”打捆，可提高输电通道利用效率，降低输送成本，整体降低外送电价，从而提高外送电能在受端市场的价格竞争力。风火打捆比例与火电的调峰能力、风电的出力特性、远距离送电参与受端电网调峰的深度等因素相关。

3. 3 电价机制

统一的电力市场及配套灵活的电价机制，有助于充分发挥互联电网在风电大规模并网和有效利用中的调配作用。为应对大规模风电并网对系统功率平衡影响，可采取需求侧响应机制，例如负电价交易制度。即发电商在负电价时段如果仍然上网发电，需要向电网支付费用，而用户将获得用电收益。实施负电价机制可以激励用户增加在低谷时段的用电量，提高风电电量消纳。

3. 4 大规模风电跨地区外送与消纳机制

结合我国电力市场发展与风电处于快速扩张时期的现状，大规模风电跨地区外送机制应采取计划与市场相结合的方式。

首先根据碳减排指标框架协议确定的风电采购电量，通过电力跨地区外送分析模型确定地区间电力输送计划。具体步骤如下: