本文對普遍關(guān)注的風(fēng)電相關(guān)問題作了回答。文章從風(fēng)能的變化性講起，討論了風(fēng)電是否具有保證容量，探討了風(fēng)在所有地區(qū)戛然而止的可能性，風(fēng)力發(fā)電的可預(yù)測性，風(fēng)電并網(wǎng)的經(jīng)濟性，對新輸送通道的需求，以及風(fēng)電是否需要備用電源或?qū)Ｓ脙δ茉O(shè)備等問題。最后，文章討論了系統(tǒng)是否具備足夠的靈活性以接入風(fēng)電，火電是否因其具有更高的容量系數(shù)而優(yōu)于風(fēng)電，以及電網(wǎng)在接納風(fēng)電上是否存在極限。

 

 

早在風(fēng)電技術(shù)出現(xiàn)之前，電力系統(tǒng)的設(shè)計就可以應(yīng)對負(fù)荷的顯著變化。電力需求在從幾秒到幾年的時間尺度上變化，圍繞這樣的變化，電力系統(tǒng)運行程序進行了相應(yīng)的設(shè)計，基于相關(guān)分析和運行經(jīng)驗，大體上可以掌握負(fù)荷的變化規(guī)律。相對于用電高峰來說，極短時間內(nèi)（幾秒到幾分鐘）負(fù)荷的變化很小，其主要是由許多不相關(guān)事件在不同流向上改變用電需求所引起。從較長時間段（幾小時）來看，用電量需求的變化往往會更具有關(guān)聯(lián)性，例如早晨負(fù)荷增加而夜間負(fù)荷減少。

 

單個或多個風(fēng)電場的發(fā)電量是隨時間而變化的。風(fēng)電的變動性加之電力系統(tǒng)原本就存在的變動性，可能會增加變動的復(fù)雜性，需要電網(wǎng)運營商進行管理和調(diào)控。風(fēng)能每發(fā)1度電，其他發(fā)電形式就可以少發(fā)1度電，所以其他的發(fā)電系統(tǒng)只需要滿足除風(fēng)電之外的負(fù)荷需求，這部分負(fù)荷經(jīng)常被稱作凈負(fù)荷（除風(fēng)電外負(fù)荷）。因此，整個電力系統(tǒng)的非風(fēng)力發(fā)電部分就要被調(diào)控至凈負(fù)荷，即整個電力系統(tǒng)負(fù)荷與風(fēng)電負(fù)荷之差。圖1顯示了丹麥西部地區(qū)一周內(nèi)的實際負(fù)荷與凈負(fù)荷，兩條曲線之間部分就是風(fēng)電部分。圖2更清晰地表示了實際負(fù)荷與風(fēng)電負(fù)荷之間的對比。

 

從圖1可以看出，在風(fēng)電大規(guī)模接入時，會在兩個方向上引起明顯變化，這就要求其他發(fā)電機組降出力運行。在風(fēng)電的接入比例很大時，如果現(xiàn)有的發(fā)電機組沒有較好的降功率運行能力，應(yīng)付這一部分增加的變量可能就會比較難。

 

總的來說，隨著并網(wǎng)風(fēng)電機組增多，風(fēng)電在電網(wǎng)中的變化就會越來越小。圖3是從美國國家可再生能源實驗室風(fēng)電場數(shù)據(jù)收集項目中截取的具有幾個互聯(lián)點的某風(fēng)電場約9小時內(nèi)每一秒的數(shù)據(jù)。這一數(shù)據(jù)來自同一時間段，并將每個機組群的平均輸出值進行了規(guī)范化處理。圖3（a）顯示了200臺機組數(shù)據(jù)進行標(biāo)準(zhǔn)化處理后的變化情況。圖3（b）顯示了15臺機組數(shù)據(jù)的巨大變化。從這些數(shù)據(jù)及圖示中可以得出結(jié)論，隨著風(fēng)電機組的集群化，標(biāo)準(zhǔn)化處理過的風(fēng)電變量在下降。這一規(guī)律同時適用于較小區(qū)域內(nèi)和大范圍的風(fēng)電集群，也適用于電網(wǎng)運行的所有時間尺度。

 

一些國家的電網(wǎng)運營商在積累高比例風(fēng)電并網(wǎng)及其變化規(guī)律的運營經(jīng)驗。圖4顯示了從2009年5月7日至10日，愛爾蘭風(fēng)電的每小時接入比例，范圍從很小的比例到高達40%。同樣，圖1（如上所述）顯示了2005年1月丹麥的實際負(fù)荷與凈負(fù)荷（減去風(fēng)電后的負(fù)荷）。

該圖顯示風(fēng)力發(fā)電量逐漸增加，而后由高風(fēng)速導(dǎo)致停機使發(fā)電量減少。更高的風(fēng)力發(fā)電量使得凈負(fù)荷在某些時段接近于零。正如本文后面討論的，電網(wǎng)運營商通過使用現(xiàn)有的靈活發(fā)電資源、風(fēng)力預(yù)測以及時間調(diào)度等手段，來應(yīng)對風(fēng)力的變化。在以更接近于實時的情況下進行評估時，發(fā)電量更具可預(yù)測性，而小于小時單位的調(diào)度方案也使電網(wǎng)運營方可以充分利用其他發(fā)電設(shè)備的靈活性。此外，更大范圍內(nèi)（或電網(wǎng)覆蓋區(qū)域）的電力平衡有助于解決風(fēng)電的變化，因為在較大的地理區(qū)域內(nèi)風(fēng)電的波動性會趨于平緩。

 

 

在確定裝機容量是否能滿足負(fù)荷需求時，要考慮到將來某些裝機可能無法在需要時提供容量。雖然具體的數(shù)量和規(guī)程不同，但電力系統(tǒng)規(guī)劃人員通常會設(shè)計出多于最大負(fù)荷12%～15%的富余容量，這通常被稱為計劃備用容量。

 

“計劃備用”是指已經(jīng)安裝的發(fā)電設(shè)備，同時又區(qū)別于其他各類基于系統(tǒng)運行情況的運行備用容量。測算計劃備用容量的一個更精確方法是對每小時負(fù)荷、發(fā)電容量以及發(fā)電機組事故停機率進行建模，以確定失負(fù)荷概率（LOLP，即發(fā)電量不足以滿足負(fù)荷需求的概率）。失負(fù)荷概率可用來判定缺電量時間期望值（LOLE），缺電量時間期望值可以確定電力不足的時間，如每年多少小時，每年多少天，或十年內(nèi)的天數(shù)，通常其目標(biāo)值是每十年有一天。

 

基于對系統(tǒng)缺電量時間期望值的影響，風(fēng)電也可以與傳統(tǒng)電源一樣有助于計劃備用容量。大多數(shù)情況下，風(fēng)電對計劃備用容量的作用有一定的限度，在美國，風(fēng)電的保證容量是其額定容量的5%～40%。風(fēng)電保證容量的變化幅度較大，反映出風(fēng)電出力（在有風(fēng)時）在時間上與系統(tǒng)負(fù)荷以及系統(tǒng)高風(fēng)險時段的不同。風(fēng)電場的發(fā)電保證容量一經(jīng)確定，電力系統(tǒng)規(guī)劃人員不管采取何種方式，都要決定還需要補充多少容量以滿足系統(tǒng)的的穩(wěn)定性標(biāo)準(zhǔn)。

 

 

單臺風(fēng)電機組發(fā)電量的變化是很大的，對于1億千瓦風(fēng)電來說，電網(wǎng)運營商就更關(guān)注其對電網(wǎng)帶來的挑戰(zhàn)了。如前所述，風(fēng)電從本質(zhì)上得益于集群化，所以1億千瓦的風(fēng)電與單臺風(fēng)電機組的運行截然不同。在更廣闊的地理范圍內(nèi)聚合風(fēng)電就會減少零輸出的小時數(shù)。單個風(fēng)電場通常在一年內(nèi)可能產(chǎn)生超過1000小時的零出力現(xiàn)象，而在廣闊地理范圍內(nèi)大規(guī)模集群的風(fēng)電機組的出力幾乎總是大于零。同時時間尺度越短，變化幅度也就越小。大規(guī)模的風(fēng)電場，每秒或者每分鐘的變量非常小，但是可能在若干小時后會呈現(xiàn)很大變化，即便分布式風(fēng)電場亦如此。

 

遇極端天氣情況，風(fēng)速增大，出于安全考慮，風(fēng)電機組需要停機，這時候怎么辦呢？這樣的極端天氣并不常見，在一些地方并不是每年都會出現(xiàn)，而有些地區(qū)一年中也只會出現(xiàn)一到兩次。大風(fēng)暴在4到6小時就可行進幾百公里，所以，廣闊地理區(qū)域的風(fēng)電集群可以應(yīng)對這一挑戰(zhàn)。在這種情況下，單臺風(fēng)電機組可能從滿發(fā)突然降到零，而更大地理范圍內(nèi)的集群風(fēng)電機組就會把這樣的突然中斷轉(zhuǎn)化為數(shù)小時的逐漸下降過程。2007年2月美國德克薩斯州就發(fā)生了這樣的風(fēng)暴。圖5顯示了一個風(fēng)電場的出力在約15分鐘內(nèi)驟降17萬千瓦的過程。而對于所有風(fēng)電場來說，總出力雖然下降了150萬千瓦，但該過程持續(xù)了2個小時。在丹麥西部，最近一次風(fēng)暴（2005年1月）使200萬千瓦額定容量的風(fēng)電出力降低90%，用了6個小時。

 

而暴風(fēng)通常是可預(yù)測的。大規(guī)模風(fēng)電場可事先限定機組降負(fù)荷運行，以防止在暴風(fēng)來臨時，因風(fēng)速超過機組的切出風(fēng)速而造成發(fā)電量驟降，而電網(wǎng)運營商也可以通過分析風(fēng)暴的等級,事先采取預(yù)防措施，將系統(tǒng)調(diào)整到防御狀態(tài)。控制系統(tǒng)也可以通過設(shè)計來避免所有機組同時停機的情況發(fā)生。另外，不同于傳統(tǒng)電源的大型事故，風(fēng)電事故一般不會造成電力瞬時損失100萬千瓦或200萬千瓦的情況。風(fēng)電出力的重大變化一般發(fā)生在幾小時而非幾分鐘之內(nèi)，這樣常規(guī)電源機組就有足夠的時間進行調(diào)峰。即使常規(guī)機組不夠，也還有時間啟用燃?xì)廨啓C發(fā)電機組。

 

 

通過數(shù)值天氣預(yù)報模型和數(shù)據(jù)統(tǒng)計等多種方法，可以對風(fēng)能進行預(yù)報，從而預(yù)測風(fēng)電出力情況。相對于負(fù)荷預(yù)測，風(fēng)能預(yù)測是一個新興事物，準(zhǔn)確性也不如前者。目前的經(jīng)驗表明，大多時候風(fēng)電出力情況是可以預(yù)測的，只是在程度和時間上會有誤差，所以電網(wǎng)運營商可能對某一種預(yù)測的不確定性以及整體預(yù)測的準(zhǔn)確性更感興趣。風(fēng)電的短期預(yù)測要比長期預(yù)測準(zhǔn)確得多，對于單個風(fēng)電場，提前1到2小時的預(yù)測平均絕對誤差在5%～7%（相對于風(fēng)電裝機容量），而提前一天預(yù)測錯誤率將達到20%。

 

如圖所示，750公里以上范圍的風(fēng)電集群預(yù)測誤差降低了50%。圖中顯示了誤差率已經(jīng)降至區(qū)域預(yù)測和單一風(fēng)電場的標(biāo)準(zhǔn)誤差(RMSE)之間，以上數(shù)據(jù)是基于對德國40個風(fēng)電場所發(fā)電量的測量結(jié)果得到的。德國的一些其他研究顯示，對于一個獨立風(fēng)電場的典型風(fēng)能預(yù)測誤差約為該風(fēng)電場裝機容量的10%～15%標(biāo)準(zhǔn)誤差(RMSE)，而對未來一天某一區(qū)域的誤差率降至6%～8%，對于整個德國的風(fēng)能預(yù)測誤差降至5%~7%。如標(biāo)準(zhǔn)誤差(RMSE)法所測算的那樣，綜合應(yīng)用不同的風(fēng)能預(yù)測模型，也能提高最多20%的風(fēng)能預(yù)測精度。

 

更重要的是，預(yù)測誤差對于單個風(fēng)電場的影響并不大。對于所有風(fēng)電場的整體預(yù)測誤差才會影響到發(fā)電和調(diào)度。

 

 

當(dāng)風(fēng)電成為電源之一時，風(fēng)電并網(wǎng)成本是除風(fēng)電以外的電力系統(tǒng)設(shè)計和運行的額外成本。一般地，風(fēng)電占比達到20%時，因風(fēng)電所增加的平衡成本約為風(fēng)電整體銷售價的10%或更低。在不同的平衡區(qū)域（或電網(wǎng)覆蓋區(qū)域）接入風(fēng)電所產(chǎn)生的影響大不相同，這取決于區(qū)域規(guī)模、資源配置以及風(fēng)電的地理分布情況等因素。

 

風(fēng)電的變化并不與負(fù)荷的變化完全一致，這意味著現(xiàn)存系統(tǒng)變量能夠攤配一定的風(fēng)電變量，也意味著電力系統(tǒng)中這種新變量成分的介入，并不會恰巧導(dǎo)致總變量或極端變量的增大，因為與極端變量重合的幾率微乎其微。總的變量取決于各變量平方和的平方根（而不是算術(shù)和），這表明用于平衡除風(fēng)電外的凈負(fù)荷變化的備用容量要低于單獨用于平衡負(fù)荷變化與單獨平衡風(fēng)電變化的備用容量之和。

 

風(fēng)電在較大的消納區(qū)域內(nèi)的并網(wǎng)運行成本要比在較小的區(qū)域更低。如果風(fēng)電遍布整個區(qū)域，那么每臺機組的波動降低而整體的預(yù)測能力會提高，這樣就降低了并網(wǎng)的成本。可能需要更多的運行備用容量，但不一定非要增加新的發(fā)電廠。按照風(fēng)電占比較高的國家和地區(qū)的經(jīng)驗（風(fēng)電占整個電力需求的5%～20%），風(fēng)電場建成后已有備用容量得到了更多的利用，而不需要新增備用。

 

歷史上，美國在接入新電源時需要同步建設(shè)新的輸送通道。1930、1940和1950年代的聯(lián)邦水電開發(fā)都包括輸電設(shè)施建設(shè)，設(shè)備都?xì)w聯(lián)邦政府所有。1960和1970年代的大型核電站和火電廠建設(shè)，催生了洲際電網(wǎng)。同樣，芬蘭、瑞典和意大利也建造了輸送水電的線路。在美國及世界其他地方發(fā)展風(fēng)電，也同樣涉及到建設(shè)新的輸送通道問題，為滿足不斷增長的電力需求，保證電力的穩(wěn)定可靠以及接入除風(fēng)電以外的其他電源，輸送通道建設(shè)勢在必行。

 

一些研究發(fā)現(xiàn)，盡管風(fēng)電輸送通道造價高昂，消費者仍然受益，原因在于風(fēng)電取代其他發(fā)電方式能夠降低發(fā)電成本。電網(wǎng)協(xié)調(diào)系統(tǒng)規(guī)劃（JCSP），即美國東部電網(wǎng)公司關(guān)于輸電和發(fā)電規(guī)劃的概念性設(shè)計顯示，假設(shè)2024年20%的電力來自風(fēng)電，收益成本比率將從1.7降至1。另外，與電力生產(chǎn)成本（如燃料、運行和維護等）及開發(fā)電力所需的資本金相比，電力輸送支出在消費者所有電力支出中的比重，已經(jīng)微不足道。電網(wǎng)協(xié)調(diào)系統(tǒng)規(guī)劃（JCSP）研究表明，增加的傳輸成本預(yù)計將占2024年全部能源銷售額的2%。

 

 

在電力系統(tǒng)中，必須維持發(fā)電量和用電量之間的持續(xù)平衡。電網(wǎng)通過控制發(fā)電來遵循總需求量的變化，而不是遵循某一個發(fā)電機組變量或某一個客戶負(fù)荷的變化。當(dāng)風(fēng)電接入電力系統(tǒng)中時，凈負(fù)荷變化成為電網(wǎng)運營商的操作對象。電網(wǎng)針對某一個發(fā)電站的變量或某一個用戶用電量的變化進行調(diào)整的成本相當(dāng)巨大，事實上，也沒有這個必要。在這種情況下，并不要求有專門針對風(fēng)電場、其他發(fā)電廠或個體負(fù)荷變化的備用電源，否則將是對電力資源的誤用和浪費。

 

至于風(fēng)電的并網(wǎng)是否會導(dǎo)致更多化石燃料消耗的問題，可以這樣理解，風(fēng)力發(fā)出的1度電替代了通常由化石燃料發(fā)出的1度電，由此風(fēng)電減少了化石燃料的消耗和污染物的排放。但是因風(fēng)電變量而增加的備用容量（無論是熱備用還是計劃備用）本身也會消耗燃料和排放污染物，所以在替代效果上會小于理論值。但是需要多少的備用容量呢？迄今為止，大量的研究發(fā)現(xiàn)，風(fēng)電所需的備用容量只占了全部風(fēng)電容量的一小部分，且隨風(fēng)電的出力情況而變化。通常來講，有些備用容量是熱備用，有些是計劃備用。調(diào)峰電廠在強制降功率運行時，會增加單位出力的燃料消耗和污染物排放量。

 

一個保守的例子可以用來說明風(fēng)電管理規(guī)范對燃料消耗和排放所產(chǎn)生的影響。比較3種情況：（1）由化石燃料電廠生產(chǎn)一定量的電能；（2）由風(fēng)電生產(chǎn)同樣多的電能且不需要增加備用；（3）由風(fēng)電生產(chǎn)同樣多的電能且需要增加備用。假設(shè)第一種情況和第三種情況中有關(guān)化石燃料的平均利用率沒有發(fā)生任何變化。從嚴(yán)格意義上講，這并不十分精確，而是需要進行復(fù)雜的模擬實驗才能定量地說明這一問題。事實上，對此已進行過一些研究，驗證了這個簡單的例子所得出的結(jié)論。

 

在第一種情況下，消耗了一定量的化石燃料；在第二種情況下，節(jié)省了這些燃料，并避免了由此產(chǎn)生的排放；在第三種情況下，假設(shè)需要3%的化石燃料電源作為備用（熱備用），并假設(shè)其有25%的效率損失，那么備用電源所耗燃料則相當(dāng)于第一種情況中所用燃料的4%。因此，相對于第一種情況，第三種情況實際上減少了96%的燃料消耗和污染物排放，而不是100%。但是，最初預(yù)估的燃料節(jié)約量總體上是正確的，認(rèn)為風(fēng)電的變動性實際上會增加系統(tǒng)中燃料消耗的觀點是站不住腳的。

 

英國能源研究中心的研究證明了上述例子的正確性。該中心綜合了四項研究結(jié)果，這四項研究都直接論述了由于增加運行備用以及化石燃料機組降功率運行，風(fēng)電的接入是否會造成二氧化碳排放量增加這一問題。該中心認(rèn)為，在風(fēng)力發(fā)電占比為20%的情況下，因風(fēng)電并網(wǎng)造成的“效率損失”僅為7%，幾乎可以忽略不計。

 

 

“風(fēng)不會一直刮”這一事實經(jīng)常被用作論據(jù)，來說明為應(yīng)對風(fēng)電的間歇性，需要儲能。然而，持這一觀點的人忽視了電網(wǎng)運行特性和風(fēng)電在廣闊的、多樣化的空間范圍內(nèi)的運行表現(xiàn)。一直以來，其他所有的變量(如系統(tǒng)負(fù)荷變化、發(fā)電穩(wěn)定性、調(diào)度變化、電網(wǎng)布局變化)都可以進行系統(tǒng)化處理。這是因為在進行系統(tǒng)平衡之前將電力匯集起來，需求的多樣性降低了成本。儲電技術(shù)幾乎不會用于某單一電源，對其最經(jīng)濟的利用方式是使其為整個系統(tǒng)的經(jīng)濟性服務(wù)。儲電會對電網(wǎng)產(chǎn)生有益的影響，但是這必須同其成本進行衡量。（截至本文撰寫時）美國運行的風(fēng)電超過2600萬千瓦，歐洲地區(qū)超過6500萬千瓦，并未因平衡風(fēng)電而增設(shè)儲能設(shè)備。即使沒有風(fēng)電，儲能對系統(tǒng)也是有價值的，這就是為什么在數(shù)十年之前，風(fēng)能和太陽能發(fā)電技術(shù)尚未被廣泛認(rèn)可時，美國就建設(shè)了大約2000萬千瓦、全球建設(shè)了1億千瓦的抽水蓄能電站。風(fēng)電的接入能夠使電網(wǎng)中的儲能系統(tǒng)價值得到整體提升，但儲能系統(tǒng)對電網(wǎng)的作用并未改變──先是儲存能量，然后再根據(jù)電網(wǎng)需求變化而非只針對風(fēng)電變化釋放能量。

 

圖7是近似于美國西部電網(wǎng)調(diào)度的一個簡單例子，圖中所有數(shù)值僅供參考，假定一個為高峰負(fù)荷的10%、具有168小時的儲能能力的儲能設(shè)備，然后進行儲能分析。系統(tǒng)大量接納風(fēng)電的能力主要取決于其他多種電源的構(gòu)成情況。儲能是一種靈活的電源形式，即使系統(tǒng)中沒有風(fēng)電，儲能本身對電網(wǎng)系統(tǒng)來說也是具有經(jīng)濟價值的。隨著風(fēng)電并網(wǎng)量的增加，儲能系統(tǒng)的價值也相應(yīng)提升。沒有風(fēng)電的情況下，儲能的價值在每千瓦超過1000美元，可見，低成本的儲能設(shè)備為系統(tǒng)提供了可觀的經(jīng)濟價值。

隨著風(fēng)電接入比例的提高，儲電系統(tǒng)的價值也會增加，最終能達到每千瓦1600美元左右。目前美國很多地區(qū)的電源結(jié)構(gòu)與這個例子中的情況很接近。在風(fēng)電占比很高的系統(tǒng)中，儲能具有更大價值，因為調(diào)度起來更經(jīng)濟，從而使可變成本較低的發(fā)電機組（諸如火電和核電）的利潤空間受到壓縮（及產(chǎn)生市場出清價格）。更多的低電價時段拉大了價差，增加了套利的機會，提升了儲能的價值。

 

在一個基本負(fù)荷很低、靈活電源較多的電網(wǎng)系統(tǒng)中，儲能的價值大小對風(fēng)電也就不那么敏感了。如圖8所示，在風(fēng)電沒有接入時，儲電本身就已具有一定的價值，但是隨著風(fēng)電不斷增加，即使風(fēng)電增加到40%的份額，儲電價值也只獲得了小幅度的提升。整個市場價格的走低能夠降低率先建設(shè)“高固定成本低可變成本電源”（例如火電或者核電）的積極性，也就是說在未來大量使用風(fēng)電的時代，低可變成本電源會越來越少，這就縮短了低可變成本電源（如火電或核電）收回利潤的時間，同時也減少了當(dāng)前儲電在價格總額度中的占比，從而減少成本。

 

風(fēng)電到底是否需要儲存？這個問題取決于經(jīng)濟成本和利潤。眾多關(guān)于 “大規(guī)模風(fēng)電并網(wǎng)成本”的研究已經(jīng)得出了很多結(jié)論，其中最重要的一條是，即使是風(fēng)電增加到20%的份額，并網(wǎng)成本也能保持在較低的水平，也根本沒有必要在風(fēng)電占比為20%的大范圍消納區(qū)域內(nèi)新增儲能系統(tǒng)。這些研究總體上表明，未來十年風(fēng)電并網(wǎng)成本遠遠低于專用儲電成本，而且并網(wǎng)成本還可以通過使用先進的風(fēng)能資源預(yù)測技術(shù)得到進一步降低。

 

 

為適應(yīng)日負(fù)荷變化周期，傳統(tǒng)電源結(jié)構(gòu)在設(shè)計時就考慮到了系統(tǒng)的靈活性，設(shè)計了調(diào)峰機組，只有基本負(fù)荷機組才會連續(xù)運行，這樣，在很多平衡區(qū)域內(nèi)，日負(fù)荷變化周期特性就促使常規(guī)發(fā)電系統(tǒng)形成了很好的機動能力。圖9是一個電力系統(tǒng)的示意圖。

 

目前常規(guī)發(fā)電系統(tǒng)的機動操控性能一般都高于實際的日負(fù)荷變化需求。圖10是針對三個不同供電區(qū)域內(nèi)冗余熱發(fā)電系統(tǒng)聯(lián)機調(diào)節(jié)能力的分析。

 

次小時（低于1小時）需求側(cè)管理和此小時發(fā)電調(diào)度為常規(guī)發(fā)電機組實現(xiàn)機動性能提供了便利。在某些區(qū)域，只允許按照以小時為單位進行調(diào)節(jié)，不能充分發(fā)揮現(xiàn)有的彈性，但并不是因為發(fā)電機組不具備這樣的性能，而是當(dāng)?shù)氐氖袌鲆?guī)則決定的。例如，美國的“大區(qū)域輸電管理”系統(tǒng)（RTOs）已經(jīng)根據(jù)次小時市場需求成功運行了多年。風(fēng)電的集群化進一步降低了大規(guī)模風(fēng)電的波動性，凈負(fù)荷強化了非線性波動，而調(diào)節(jié)性能則有線性提高。

 

新型常規(guī)發(fā)電技術(shù)的應(yīng)用也將起到積極的作用。新型燃?xì)廨啓C組和新型的往復(fù)式（活塞式）發(fā)電機比老式燃?xì)廨啓C組具有更高效率、更寬泛的運行范圍、更低的最小負(fù)荷、更快速的調(diào)節(jié)能力以及幾乎零開機成本等優(yōu)點，安裝這些新型機組能夠提高常規(guī)發(fā)電系統(tǒng)的反應(yīng)能力。

 

臨近系統(tǒng)之間的互聯(lián)，進行跨區(qū)域電力調(diào)度也可以提高系統(tǒng)的靈活性。在歐洲，能夠在整個北歐電網(wǎng)內(nèi)進行發(fā)電側(cè)與需求側(cè)的協(xié)調(diào)。如果芬蘭和丹麥之間跨越瑞典存在輸送通道且經(jīng)濟性最好的話，那么位于芬蘭的水電站就能夠在互聯(lián)系統(tǒng)中對遠在1400公里之外的丹麥電網(wǎng)做出反應(yīng)。

 

需求側(cè)的響應(yīng)也增加了系統(tǒng)運營方的靈活空間。智能電網(wǎng)能夠提供對負(fù)荷進行實時響應(yīng)的解決方案。混合動力電動汽車?yán)枚嘤嗟娘L(fēng)電在夜間充電，可以提高夜間最低負(fù)荷，并像系統(tǒng)運營方希望的那樣，對風(fēng)電凈負(fù)荷較大變化進行快速而準(zhǔn)確的反應(yīng)。

 

 

從經(jīng)濟性角度比較不同電源方式時，有兩個主要的問題：（1）生產(chǎn)一定電力需要在發(fā)電設(shè)備上投入多少資本？（2）生產(chǎn)這些電力需要多少運行成本？因為資本投入會逐步分?jǐn)偟诫娏Ξa(chǎn)出上去，所以關(guān)于第一個問題，當(dāng)發(fā)電廠投入成本C時，產(chǎn)生的電力為E，而如果投入為2C，產(chǎn)生的電力即為2E。

 

按目前估算，新的火電廠成本大約為3000～4000美元/千瓦，對于核電站來說，由于過去20年中建設(shè)的核電站很少，比較難估計，其成本大約是4000～8000美元/千瓦。目前風(fēng)電場的成本約為2000～2500美元/千瓦。而火電廠和核電站通常有較高的容量系數(shù)，同等裝機容量下，風(fēng)電年發(fā)電量要比火電或核電少。在風(fēng)能資源豐富地區(qū)，風(fēng)電的容量系數(shù)是35%～45%，而火電和核電能達到60%～90%。

 

從單位電力投資成本來看，造價為2500美元/千瓦、利用率為40%的風(fēng)電場，造價為3750美元/千瓦、利用率為60%的火電廠，造價為5000美元/千瓦、利用率為80%的核電站，在單位投資成本方面是相同的。當(dāng)然，后期的運行成本，尤其是燃料和維護成本，是不同的。但是煤電和核電燃料成本很低，而風(fēng)電不需要燃料。所以三種發(fā)電方式的運行成本都只占其投資成本的一小部分。

 

在躉售電價方面，風(fēng)能也顯示出了優(yōu)勢。圖11中，帶狀圖形表示2003年到2008年平均躉售電價的最高和最低價格。紅點表示1998年到2008年每年（在運行天數(shù)中的）風(fēng)電容量加權(quán)后的平均電價。對圖中的各項目數(shù)據(jù)進行累計發(fā)現(xiàn)，風(fēng)電的平均電價與最低躉售電價相當(dāng)或者更低。

 

電廠容量系數(shù)也反映了不同發(fā)電技術(shù)的性能。不同發(fā)電機的容量系數(shù)不同，這取決于發(fā)電機是否用作基本負(fù)荷、循環(huán)或調(diào)峰電源 。比如，核電和煤電機組主要是具有高容量系數(shù)的基本負(fù)荷設(shè)備，風(fēng)電和水電更加靈活，有風(fēng)的時候就可以發(fā)電，水電則被安排為電網(wǎng)提供最大發(fā)電量（在可能的情況下）。

 

容量系數(shù)較小的發(fā)電技術(shù)（如復(fù)合循環(huán)機組、燃?xì)廨啓C組、燃油和燃?xì)庹羝仩t），起著調(diào)峰和負(fù)荷跟蹤電源的作用，也可用作容量電源。單個電廠的容量系數(shù)也受到環(huán)境因素的限制，比如對空氣質(zhì)量的要求會限制化石燃料調(diào)峰機組的工作小時數(shù)。

 

此外，市場因素也會使電廠的容量系數(shù)下降。比如，高昂的天然氣價格使燃?xì)獍l(fā)電廠不得不減少工作時間。總之，很多電源都在額定容量以下運行，但是為保持電網(wǎng)系統(tǒng)的可靠性發(fā)揮了非常重要的作用。這在圖12 顯示的美國中西部電網(wǎng)公司（MISO）一年運行數(shù)據(jù)中得到說明。

 

 

雖然風(fēng)電是一種變化出力的電源，但是以往的運行經(jīng)驗以及詳細(xì)的風(fēng)電并網(wǎng)研究并未發(fā)現(xiàn)電網(wǎng)在容納多少風(fēng)電方面存在明確的技術(shù)限制。 一些國家已經(jīng)使用了大量的風(fēng)電。通過與歐洲其他地區(qū)的有限互聯(lián)，丹麥的風(fēng)電占比達到20%（高峰時達到43%），德國達到7%（高峰時達到30%），西班牙和葡萄牙達到11%（高峰時達到30%）。愛爾蘭風(fēng)電占9%（高峰時達到11%）。（編者注：此處為2010年數(shù)據(jù)，目前的比例有顯著提高。）

 

目前對風(fēng)電并網(wǎng)比例沒有技術(shù)障礙，但是可能存在經(jīng)濟性限制，即風(fēng)電增加到一定程度時，被認(rèn)為其成本已經(jīng)超過其對系統(tǒng)的價值。從多年來全球大規(guī)模風(fēng)電并網(wǎng)運行經(jīng)驗以及大量深入的風(fēng)電并網(wǎng)研究結(jié)論來看，風(fēng)電并網(wǎng)成本很低，由風(fēng)電增量帶來的價值減低也不會像預(yù)期那樣明顯。更直接地說，有證據(jù)表明大范圍互聯(lián)電網(wǎng)可以接納的波動電源電量（風(fēng)能和太陽能）為高峰負(fù)荷的25%。美國東部和西部電網(wǎng)正在對更高接納能力的電網(wǎng)進行研究。

 

其實，電網(wǎng)接納更多風(fēng)電，僅僅通過現(xiàn)有手段進行規(guī)劃和運營是不夠的，需要對諸如輸送通道等基礎(chǔ)設(shè)施的投入、市場規(guī)則的改變，對發(fā)電方和電網(wǎng)運營方的激勵和規(guī)范，對現(xiàn)有技術(shù)和資產(chǎn)的優(yōu)化利用。

 

電網(wǎng)規(guī)劃人員和發(fā)電投資者在進行設(shè)備采購決策時要考慮到系統(tǒng)的靈活性，以適應(yīng)不斷增長的負(fù)荷需求和老機組更新?lián)Q代的需要。系統(tǒng)靈活性包括降低最低發(fā)電水平、更好的升降斜坡率、更短的啟動時間，以及在不增加材料疲勞或減少部件使用壽命的前提下設(shè)計周期循環(huán)。為增加系統(tǒng)靈活性，還要市場以及電價政策方面的配合。

 

風(fēng)電場可以通過輔助設(shè)施提高靈活性。在一些情況下，成本最小的調(diào)度策略可能會是限制風(fēng)電出力，在風(fēng)電大發(fā)時短時棄風(fēng)，或是讓風(fēng)電場提供有功調(diào)節(jié)。隨著風(fēng)電技術(shù)的不斷成熟和完善，風(fēng)電場可以向提供無功功率、電壓控制、頻率/控制器下降功能（頻率降低，控制器通過控制發(fā)電機從無負(fù)荷到滿負(fù)荷運行來做出響應(yīng)）的方向發(fā)展。

 

 

風(fēng)能本身的波動性使其區(qū)別于其他發(fā)電技術(shù)，由此產(chǎn)生了風(fēng)電是否能順利并網(wǎng)的疑問。本文旨在解釋有關(guān)風(fēng)能的一些關(guān)鍵問題。

 

盡管風(fēng)電是一種可變能源，電網(wǎng)運營商完全可以通過在處理負(fù)荷變化中積累的經(jīng)驗來控制這種波動性，所以在多數(shù)情況下電網(wǎng)已經(jīng)做好了應(yīng)對這種波動性的準(zhǔn)備。風(fēng)電并網(wǎng)的成本很低，也不需要專用備用電源或儲能設(shè)施。風(fēng)力預(yù)測等工具的發(fā)展也會有助于風(fēng)電并網(wǎng)。通過擴大風(fēng)電消納范圍以及制定在時間上更加細(xì)化的調(diào)度方案，電網(wǎng)運營商能更好地統(tǒng)籌各種電源，充分利用由于地理差異性產(chǎn)生的風(fēng)電出力的穩(wěn)定性。傳統(tǒng)發(fā)電技術(shù)的不斷革新、需求側(cè)管理、智能電網(wǎng)以及混合動力汽車等新技術(shù)也會對風(fēng)電并網(wǎng)起到積極的推動作用。