个人简历

　　赵庆波，国家电网公司副总工程师。长期从事电力生产、经营与管理工作，对能源、电力、电网规划有较深的研究。近年来主持完成的研究课题主要有《能源基地建设及电力中长期发展规划深化研究》、《国家电网促进清洁能源发展研究》、《国家电网总体规划设计》、《构建功能完整、能力完备、集约高效的“大规划”管理体系》。曾3次荣获国家电网公司科技进步特等奖。

　　我国新能源发展的基本情况

　　大力发展新能源是国家的重大战略决策。近年来，国家大力推动新能源发展，特别是风电和光伏发电。

　　1．风电

　　1）并网容量

　　截至2013年12月底，我国风电装机7548万千瓦。2006~2013年风电装机容量年均增长67%。我国风电装机容量2012年6月底已超过美国，排名世界第一。

　　截至2013年12月底，国家电网调度范围内风电装机7037万千瓦，占全国风电装机的93%。2006~2013年风电装机容量年均增长68%。

　　风电主要分布在“三北”地区，装机容量6363万千瓦（占全国风电装机容量的84%，占国家电网调度范围风电装机容量的90%)。蒙东、蒙西、甘肃、冀北风电装机超过700万千瓦，占当地总装机比重分别达到32%、18%、20%、32%。

2）发电量

　　2013年，我国风电发电量1401亿千瓦时。2006~2013年，我国风电发电量年均增长75%。2013年，国家电网调度范围内风电发电量1290亿千瓦时，占全国风电发电量的92%。2006~2013年，风电发电量年均增长77%。

　　2013年，蒙东、蒙西、甘肃、冀北风电发电量占当地总发电量比例分别达到18%、8%、10%、14%，丹麦、西班牙、德国分别为30%、20%、8%；风电瞬时出力占当地总发电出力的比例最大值分别达到38%、29%、32%、21%，丹麦、西班牙分别为85%、59%。

3）利用小时数

　　2013年，全国风电利用小时数2074小时，与欧美等国大体相当。2013年，国家电网调度范围内风电利用小时数2046小时。2013年，我国风电发电量已超过核电（1121亿千瓦时），成为我国第三大电源。2013年，我国新疆、广西等15省（市）的当地全社会用电量低于1401亿千瓦时（全国风电发电量）。

　　4）风电出力特性

　　风电出力波动幅度较大、波动频率也无规律。2013年，国网经营区域内风电最大出力达3135万千瓦，年最大波动达2792万千瓦、月最大波动达2570万千瓦、日最大波动达1887万千瓦。“三北”风电出力波动较大，其中华北风电出力日最大波动达1079万千瓦，波动幅度83%；吉林风电日波动幅度达99%。

　　风是随机、间歇和不可控的，所以风电机组发电出力也是随机的。同一风电场相邻几日的日平均发电量可能相差不大，但各时段的出力差异明显。

　　统计分析表明：我国风电的有效出力大部分小于装机容量的80%。例如，蒙东负荷低谷时段，95%情况下风电出力小于装机容量的60%。风电平均出力总体呈现冬春季较大，夏秋季较小的特点。

2．光伏发电

1）装机容量

　　截至2013年12月底，我国光伏发电装机1942万千瓦，仅次于德国（3594万千瓦）居世界第二。其中，集中式光伏发电1632万千瓦（占84%）、分布式光伏发电310万千瓦（占16%）。2010~2013年，我国光伏发电装机年均增长183%。

　　截至2013年12月底，国家电网调度范围光伏发电装机1604万千瓦，占全国光伏发电装机的82.6%。2010~2013年，年均增长171%。

　　集中式大型光伏电站主要分布在甘肃、青海、新疆、宁夏，分别为430、348、277、155万千瓦。分布式光伏发电主要分布在江苏、湖南、浙江等中东部省区。

2）发电量

　　2013年我国光伏发电量90亿千瓦时，2010~2013年年均增长162%。2013年国家电网调度范围光伏发电量84亿千瓦时，2010~2013年年均增长175%。

　　甘肃、青海、宁夏光伏发电量分别为18.95、28.16、10.46亿千瓦时，2011~2013年年均增长率分别为453%、347%、135%。（2013年底光伏发电集中投产，有些光伏电站虽然并网但发电量较小，导致个别省区装机容量大但是发电量小。）

　　3）利用小时数

　　2013年，全国光伏发电利用小时数1332小时，国家电网调度范围内光伏发电利用小时数1368小时。其中，甘肃、青海、新疆、宁夏光伏发电利用小时数分别为1523、1326、1446、1466小时。（2013年小时数同比下降主要原因是2013年底光伏电站集中投产，局部地区存在弃光现象。）

　　4）光伏发电出力特性

　　光伏发电出力随日出后太阳辐照度逐渐增强而增加，到中午时分达到高峰，晚上基本没有发电能力。同时，受多云天气情况影响，出力波动较大。统计分析表明：我国光伏发电出力接近满出力的概率很小，95%概率范围内光伏发电有效出力低于80%装机容量。

　　我国新能源发展的主要特点

1．起步晚，发展快

　　风电：我国2012年6月超过美国成为世界第一风电大国，用5年半时间走过了欧美15年的发展历程，是全球风电发展最快的国家。

　　光伏发电：2010年开始进入快速发展阶段，2010~2013年均增速高达183%，而同期德国、意大利、美国年均增长仅为28%、67%、69%。

2．以大规模集中开发为主

　　风电：全国90%以上风能资源和77%的风电装机集中在“三北”（西北、东北、华北北部）地区。全国集中式风电装机容量占97%，分散式风电装机容量占3%。

　　光伏发电：全国80%太阳能资源和84%的光伏发电装机集中在西北和北部地区。集中式光伏发电装机占84%，主要分布在西北地区；分布式光伏发电装机占16%，主要分布在中东部地区。

　　3．风电基地远离负荷中心，接入电压等级高

　　“三北”地区用电负荷小，风电就地消纳水平低。而我国用电负荷中心集中在中东部地区，约占全国三分之二。“三北”地区风电基地远离中东部负荷中心，甘肃酒泉、新疆哈密千万千瓦风电基地与中东部负荷中心距离都在2000公里以上。

　　我国风电以集中式开发为主，80%以上风电场接入35~220千伏电压等级。国外风能资源分散，以分布式开发为主，70%以上风电接入10千伏及以下配电系统，就地消纳。

　　我国电网发展和运行面临的挑战

1．需要采用“大容量、远距离”输电模式

　　我国风电、大型光伏电站以集中大规模开发为主，并且远离负荷中心，客观上决定了我国新能源必须采用“大容量、远距离”的输送模式。传统300千伏、500千伏电网的输电距离、输电容量受限，难以满足新能源大范围外送需求；特高压电网输电具有大容量、远距离、低损耗、经济性等技术优势，能够保障风电、光伏电站的规模化开发和外送消纳。

　　截至2013年底，“三北”地区风电装机5800万千瓦，由于本地消纳能力不足，需要跨区外送约2700万千瓦，而“三北”地区与中东部之间的全部跨区输送能力仅为1110万千瓦，扣除需要输送的火电和水电容量后，风电可用输送容量不足600万千瓦。

　　风电消纳比例高的丹麦风电装机477万千瓦，依靠欧洲大电网与挪威、瑞典和德国电网之间的输电容量超过500万千瓦。通过大电网互联，实现风电更大范围消纳。

　　2．需要提高灵活调节电源比重

　　由于风电自身的特殊性，客观上需要与其规模相当的抽水蓄能、燃气等灵活调节电源配合运行。我国“三北”地区能有效适应风电变化、可灵活调节的抽水蓄能及燃气等电源比重仅3%，占总装机比重达76%的燃煤机组一半以上是供热机组，在冬季供暖期间调节能力仅5%-10%，不能在风电出力较大的负荷低谷时段为风电腾出大规模消纳空间。

　　西班牙灵活调节电源比例高达34%，是风电的1.6倍；美国高达47%，是风电的13倍。灵活电源比例较高是西班牙等国家风电利用水平高的主要原因。

　　3．需要加强功率预测与运行监测

　　1）新能源发电功率预测技术。通过开展长期、短期、超短期功率预测，将新能源纳入电网年度、月度、日前调度计划管理，并在日内滚动调整各类型发电机组出力，实现新能源出力的可预测、可调度。

　　2）新能源运行监测技术。建立新能源运行监测系统，将新能源电厂纳入到各级电网调度实时监测，接入新能源运行的功率、电压、频率等信息，实现新能源运行实时监测和控制。

4．需要重视分布式电源接入对配网带来的技术问题

分布式电源大量接入将形成配电网双向潮流，给配电网带来一系列新的技术问题。

　　1）非计划孤岛问题。分布式电源（逆变器并网型和旋转电机并网型）接入电网使得无源配电网成为有源配电网，当电网检修或故障时，分布式电源继续向负荷供电，形成孤岛系统运行。孤岛系统的电压和频率不稳定，造成电能质量不达标，甚至损坏用电设备；孤岛系统可能对维修设备供电，危害维修人员的人身安全；当供电恢复时造成电压相位不同步可能引起较大的冲击电流，对光伏系统、用电负荷和供电系统带来损坏。

　　2）电压分布问题。分布式电源接入配电网将引起电压分布变化，但分布式电源的投入、退出时间以及有功无功功率输出的准确预测、实时监测技术复杂，使得配电网线路电压调整控制十分困难。

　　3）继电保护问题。分布式电源并网会改变配电网原来故障时短路电流水平并影响电压与短路电流的分布，引起继电保护拒动和误动、影响重合闸和备用电源自投成功率。

　　4）电能质量问题。分布式风电和光伏发电输出功率具有随机性，易造成电网电压波动和闪变。通过逆变器并网的分布式电源，不可避免地会向电网注入谐波电流，导致电压波形出现畸变。大量分布式光伏发电单相接入导致三相电流不平衡。

5．需要协调新能源与电网规划

　　1）科学规划新能源。结合风能、太阳能等新能源资源分布特点，深入分析各地区新能源发电的出力特性，研究提出各地区新能源发电消纳能力并及时发布，引导新能源健康有序发展。

　　2）科学规划电网。结合新能源规划发展布局，科学编制电网规划并及时滚动优化调整，更好地适应新能源发展需要，实现新能源与电网协调发展。

　　3）加强并网管理。在深入研究新能源发电技术特性基础上，开展风电、光伏发电、分布式电源等接入系统典型设计，实现并网规范化、标准化管理，保障电网安全可靠运行，提高服务新能源发展的效率和水平。

6．需要建立健全新能源政策措施

　　我国颁布实施了《可再生能源法》，制定了鼓励新能源发展的上网电价、费用分摊、优先并网等政策措施，为促进新能源发展发挥了重要作用。随着新能源大规模并网，现有政策重开发轻消纳的问题日益突出，需要引入电力市场手段，建立调峰、调频、备用等辅助服务市场，配套相关电价机制等政策，加强电力需求侧管理，最大限度提高风电、太阳能等新能源消纳能力。

　　欧美等发达国家制定了完整的新能源政策，有力地促进了新能源开发和利用，取得了较好的效果。通过建立调峰、调频、备用等辅助服务市场，调动常规电源参与系统调节的积极性；通过加强电力需求侧管理，运用电价政策改善用电负荷特性，促进低谷风电消纳；通过灵活的上网电价机制和管理手段，有效促进风电等新能源发电均衡发展。

　　国家电网公司开展的主要工作

　　在风电等新能源迅猛发展的过程中，国家电网公司积极服务新能源发展，做了大量艰苦细致的工作，有效解决了发展中的各种矛盾和问题，促进新能源可持续发展。

　　1．加大投入、加快电网建设，尽最大努力满足新能源接入电网需要

　　面对风电等新能源发电项目与电网项目核准不同步，建设周期不匹配等实际困难，主动与项目业主协调配合，及时调整配套电网工程建设时序，在设计力量、施工队伍、物资供应、资金落实等方面优先保障，积极创造条件，千方百计加快新能源送出工程建设。

　　累计投资137亿元，建成投产河西走廊750千伏第一、二通道输电工程，提高甘肃酒泉风电外送能力至420万千瓦。建设330千伏黄草营变等新能源送出输变电工程，满足甘肃酒泉一期风电并网及送出需要。2014年1月哈密～郑州±800千伏特高压直流工程建成投运，为新疆哈密、青海海西、甘肃酒泉风电和太阳能开发利用发挥重要作用。

　　截至2013年12月底，国家电网公司投资755亿元，建成专用风电送出汇集变电站容量2477万千伏安、投运风电送出工程线路总长度3.4万公里，建成太阳能汇集站容量887万千伏安、并网线路2154公里。

　　2．优化调度、加大跨省区输电，提高新能源消纳水平

　　1）科学安排运行方式，统筹安排火电、水电机组配合运行，最大限度消纳风电、光伏发电等新能源。西北电网通过水电补偿风电的出力波动，东北、华北电网优化火电机组运行策略，实时监测供热机组调峰能力。

　　2）充分发挥大电网优势，跨省跨区消纳风电。公司各级调度协同配合，尽最大可能挖掘现有跨省跨区线路输电能力，将在地区或省内消纳困难的风能资源跨省区调度。西北、东北电网建设了风电功率自动控制系统，最大限度利用跨省通道输送风电。2013年，华北电网深度挖掘电网低谷时段消纳风电潜力，消纳蒙西风电21亿千瓦时、东北风电40亿千瓦时。

　　3）完善风电调度系统建设。建成了国调、分调、省调一体化的风电运行实时调度监测网络，覆盖32个省级以上调度机构、全部639座风电场，实现了风电场与电网互联互通。

　　4）提高风电发电出力预测水平。开展风电功率预测技术研究与应用，研发了完全自主知识产权的功率预测系统，建成国家电网数值天气预报运行中心。目前风电功率预测系统已在21家省级调度机构部署，预测精度达到88%。

　　3．加快新能源标准体系建设，服务行业发展

　　国家电网公司针对新能源与电网协调配合的核心技术和关键问题，积极推动建章立制工作，研究制订了《风电场接入电网技术规定》、《光伏电站接入电网技术规定》等一系列标准和规范，编制并出版了风电场电气部分典型设计，有效解决了风电等新能源建设没有规范、接入电网没有标准等问题。

　　国家电网公司在国家和行业标准相对滞后的情况下，先后编制修订了企业标准40项，涵盖系统接入、调度运行、并网检测等关键环节，形成了完善的企业标准体系。同时，积极参与风电行标、国标编制，其中，行标编制42项，国标编制20项。

　　在政府、企业、社会各界的共同推动下，我国风电、光伏发电并网技术标准日趋完善。目前，我国已基本形成了较为完整的风电标准体系。但是，与国外新能源并网技术标准相比，我国风电等新能源相关技术指标要求总体上低于德国、西班牙等。

　　4．加大新能源科技研发投入，带动新能源创新发展

　　公司投入科技研发费用4.35亿元，开展357项科研项目研究。开发了新能源场站级监控系统，实现了风电、光伏发电可观测；掌握了风电功率预测技术，实现了风电出力可预报；解决了风电运行控制核心技术，实现了风电可控可调；建成了光伏发电并网数字仿真平台。

　　开展光伏发电基础性研究工作，取得一大批具有世界先进水平的创新成果。解决了分布式光伏发电并网协调运行及控制问题；光伏发电功率预测技术研究取得重大突破。中国电科院开发了集在线监测与功率预测与一体的运行平台，已在公司系统广泛应用。

　　5．建成“两个中心，一个平台”，提供技术支撑及服务

　　国家风电技术与检测研究中心：投资3.45亿元，在中国电科院建成具备功率特性、低电压穿越、抗干扰能力等8项完备的风电机组特性检测能力，综合性能居世界第一的检测研究中心，累计开展现场检测项目222项，覆盖并网装机容量超过3500万千瓦。

　　国家能源太阳能发电研发（实验）中心：投资7500万元，在中国电科院建成研发中心，是唯一国家级光伏逆变器、光伏电站入网测试的检测机构，能力和水平国际领先。

　　新能源分析平台：在国网能源研究院设立专门机构，负责平台建设和运行，同步跟踪全国和世界主要国家新能源运行情况，及时分析比较，掌握新能源发展最新动态，为我国新能源发展提供信息服务和决策参考。

　　6．出台做好分布式发电并网服务意见，支持光伏产业发展

　　国家电网公司组织骨干力量，在反复研究、大量调查、多方征求意见的基础上，编制了《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见（修订）》、《关于促进分布式光伏发电并网管理工作的意见（修订）》和《分布式光伏发电接入配电网相关技术规定（修订）》。并加强培训，确保有效实施。

　　《服务意见》发布以来，已受理分布式光伏发电并网项目2672项，装机容量211.7万千瓦。主要分布在江苏、浙江、山东、安徽、江西、北京。

　　7．积极落实国家新能源发展规划

　　《风电发展“十二五”规划》提出2015年风电装机容量达到1亿千瓦，2020年达到2亿千瓦。建设河北、蒙东、蒙西、吉林、甘肃、山东、江苏、新疆和黑龙江等9个大型风电基地。其中，7个位于东北、西北和华北等“三北”地区。80%以上规划装机集中在“三北”地区。

　　《太阳能发电发展“十二五”规划》提出2015年太阳能发电装机为2100万千瓦，2020年为5000万千瓦。2013年7月，国务院出台的关于促进光伏产业健康发展的若干意见，将2015年光伏总装机规模提高至3500万千瓦。

　　从全国看，目前风电占总装机的比例只有6%，消纳风电的市场潜力未充分发挥。“三北”风电需要扩大到全国范围消纳，2020年需要跨区消纳的规模约9800万千瓦，占全国风电开发规模的49%，占“三北”风电开发规模的57.6%。

　　国家电网公司根据风电和太阳能发电“十二五”规划，开展了甘肃酒泉、新疆哈密、河北、蒙东、蒙西、吉林、黑龙江、山东等新能源基地输电规划。按照由近及远的原则，“先省内、再区域、再全国”安排“三北”地区新能源消纳市场，规划提出了省内电网建设和跨省区输电通道建设方案。

　　加快发展新能源是我国推进能源结构调整、实现低碳发展的必由之路。新能源的发展需要全社会的关心和支持，需要全行业的沟通和协作。相信在大家的共同努力下，我国新能源一定能够又快又好发展。（国家电网副总工程师 赵庆波）

　　（本文根据作者会议PPT编辑而成，未经本人审阅）