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风电消纳关键问题及应对措施分析1. 引言1.1 背景介绍风电资源是可再生能源中的重要组成部分，具有清洁、无污染、可再生等特点，被广泛应用于电力生产中。
随着我国不断加大风电装机规模，风电消纳问题逐渐凸显。
风电消纳是指将风电并网发电的电能输送到用户侧，使之得到合理的利用的过程。
随着风电装机容量的增加，风电消纳问题逐渐成为制约我国风电产业发展的瓶颈。
当前，我国面临着风电装机容量快速增长，但电力系统的消纳能力与日俱增的不匹配问题。
风电消纳问题主要表现为弃风、限电等现象频发，严重影响了风电发电效率和经济性。
由于风电发电具有间歇性、波动性等特点，进一步加大了风电消纳难度。
需要制定有效的对策和措施解决风电消纳问题，提高风电利用率，促进风电产业健康发展。
【背景介绍】1.2 研究目的【研究目的】：本文旨在深入分析风电消纳面临的关键问题，探讨有效的应对措施，从技术、政策、市场等多个方面提出解决方案。
通过研究本文，读者能够深入了解风电消纳的挑战和机遇，为推动风电产业健康发展提供参考和借鉴。
本研究也旨在引起社会各界的重视，促进相关部门的政策调整和产业协同，推动我国风电产业实现可持续发展的目标。
2. 正文2.1 风电消纳问题分析风电作为清洁能源之一，在我国发展迅速，但同时也面临着消纳难题。
主要问题包括：一、间歇性和不稳定性。
风电发电存在昼夜温差、季节变化等因素，使得发电量难以稳定预测和调控。
二、输电网规划不足。
由于风电资源分布不均，有些地区风资源丰富但输电能力不足，导致风电消纳受限。
三、能量消纳成本高。
目前，我国风电消纳主要通过风电限电和弃风，这样既浪费资源，又造成损失。
四、技术经济性矛盾。
风电消纳技术尚未完全成熟，引起了技术与经济的矛盾，增加了运维难度和成本。
为解决这些问题，可以采取以下应对策略：一、加强风电资源调度和预测技术研究，提高消纳的灵活性和准确性。
二、完善输电网规划，加大输电通道建设力度，实现风电资源的有效利用。
德国海上风电发展分析及启示中国新能源网2011-11-4 15:23:000 引言德国是风电发展最快的国家之一。
经过几十年的发展，德国陆上风电逐渐饱和，这直接催生了海上风电的发展。
德国海上风电发展及并网方面的经验对促进我国风电发展具有借鉴意义。
1 德国海上风电场发展情况1.1 海上风电发展概况2009年，全球海上风电呈现快速增长态势[1]。
全球海上风电新增装机68.9万kW，同比增长100％，远高于30.1％的陆上风电增长速度。
欧洲是海上风电的主要市场，2009年新增8个海上风电场共计199台风机，合计装机容量达57.7万kW，累计总装机容量为205.6万kW，占世界海上风电装机容量的90％。
图1为2000—2009年世界海上风电装机情况。
2009年德国新增风电装机191.7万kW[2]，位于世界第4，前3位为中国、美国、西班牙；累计装机2577.7万kW，位于世界第3，仅次于美国和中国。
目前风力发电占德国可再生能源发电总量的近40％，占发电总量的8％。
图1 2000—2009年世界海上风电装机情况由于德国陆上风能资源开发程度较高，继续建设陆上大型风电场的可能性很小，因此，德国风电开发重点由陆地分散开发转向海上大规模开发，如北海和波罗的海的海上风电。
2008年之前，德国在领海范围的堤坝和港口附近较浅的位置建造了3台风电机组[1]，包括2004年在北海地区Emden的1台4.5MW的风机，2006年在波罗的海Rostock的1台2.5 MW 的风机，2008年在北海地区Hooksiel的1台5 MW风机。
2010年德国建成投运了第1个海上风电场Alpha Ventus，位于Borkum岛西北45 km处的北海，装有12台5 MW风电机组。
该工程于2010年4月全部投入运行，8月正式发电，是世界上第1个已并网的使用5 MW 风电机组的海上风电场。
这是德国迈出海上风电的第一步，工程历时超过10年，参与的公司超过20家。
德国电力市场运营模式介绍德国电力市场的运营模式是如何组织和管理的？本文将从多个维度对德国电力市场的运营模式进行探讨，包括市场结构、参与主体、市场监管等方面。
通过深入了解德国电力市场的运营模式，我们可以更好地了解其特点和发展趋势。
市场结构德国电力市场的市场结构是由多个不同层次的市场组成的。
这些市场包括发电市场、输电和配电市场以及零售市场。
下面将分别对这些市场进行详细介绍：发电市场德国的发电市场是一个开放的市场，主要由发电厂商和电力交易所组成。
发电厂商可以根据市场需求和供应情况来决定发电量和发电方式。
电力交易所是发电厂商进行电力交易的平台，通过供求匹配的方式来确定电力价格。
输电和配电市场输电和配电市场是将发电厂商产生的电力从发电厂传输到用户的市场。
这些市场主要由输电和配电系统运营商组成。
输电和配电系统运营商负责电力输送和管理，确保电力的稳定供应。
零售市场零售市场是最终用户购买电力的市场。
在德国，电力消费者可以选择购买传统的公共电力，也可以选择购买来自可再生能源的绿色电力。
在零售市场中，电力供应商竞争激烈，消费者可以根据自己的需求和价位选择供应商。
参与主体在德国电力市场中，有多个不同的参与主体。
这些主体包括发电厂商、输电和配电系统运营商、电力交易所、电力供应商、消费者等。
下面将分别对这些主体进行介绍：发电厂商发电厂商是德国电力市场中的供给方。
他们负责发电，并将电力输送到输电和配电系统。
发电厂商可以根据市场需求和供应情况来决定发电量和发电方式。
输电和配电系统运营商输电和配电系统运营商负责电力的输送和管理。
他们确保电力的稳定供应，并维护输电和配电网络的正常运行。
电力交易所电力交易所是电力市场中的交易平台。
发电厂商可以在交易所上通过供求匹配的方式进行电力交易。
交易所的作用是确保市场的公平和透明。
电力供应商电力供应商是向最终用户提供电力的企业。
他们在竞争激烈的零售市场中与其他供应商竞争，提供不同类型的电力产品和服务。
电力用户如何参与风电消纳近年来中国风电装机容量规模增长迅速，根据国家能源局发布的全国电力工业统计数据，截至2014年底，全国全口径风电累计并网容量已达95.8GW，同比增长25.6%。
与此形成鲜明对比的是2014年中国并网风电设备的利用小时数仅为1905h，同比下降120小时。
大规模风电并网后的风电消纳困难日益凸显。
清华大学课题组承接国家电网公司的科技项目，针对我国“三北”地区富风期与供热期相重叠的特点，结合大用户直购电市场化改革方案，提出了激励电力用户参与风电消纳的日前市场模式。
1、中国“三北”地区面临的风电消纳困境●风能资源集中地区供热机组占比高受地形、大气环流等因素影响，中国风能资源主要分布在西北、东北、华北（“三北”）地区，而“三北”地区由于供暖需要，电源结构中供热机组占比较高。
以京津唐电网2013年底的情况为例，供热机组占火电装机容量的60%，供热机组调峰率范围仅为机组额定容量的12%~18%。
●供热期与富风期相重叠的特征加剧系统调峰难度“三北”地区供热期与富风期相重叠的特征为系统调峰带来极大挑战，在系统负荷低谷时段风电出力的“反调峰”特性更是加剧了系统调峰难度，存在着供热机组全部压出力下限运行却仍然大量弃风的现象，表明系统的发电侧调峰资源无法满足风电消纳需求，亟需寻找新的调峰资源。
●跨区调峰资源消纳风电的方式效果有限跨区风电调峰是近年来解决风电消纳问题的重要举措，2013年京津唐电网通过低谷挂牌交易消纳蒙西、东北电网风电电量各18亿可kW﹒h、40亿kW﹒h。
然而，考虑到受端电网负荷低谷时段的调峰压力巨大，利用跨区调峰资源消纳风电的方式效果有限，有必要积极探索促进风电消纳的新思路。
2、需求侧参与风电消纳的国内外实践经验和研究成果纵观国外电力系统的风电消纳经验，可以归纳为以下3类主要解决思路：①利用燃气、水电及抽水蓄能等快速启停机组参与风电消纳调峰，如美国、德国、西班牙等；②利用邻国邻区电源结构的互补特性开展跨国跨区电力互济交易，如丹麦、德国等；③利用基于价格或激励机制的需求响应资源参与风电消纳，在智能电网环境下，需求响应已成为各国促进风电消纳的重要手段。
国内外风电消纳方式的发展与思考摘要:在分析国内风电消纳现状的基础上,对风电消纳过程中遇到的问题,利用国内现有的消纳模式和借鉴国外风电高消纳比例成功经验,提出了增强我国风电消纳能力的一些方法,提出了“建设特高压骨干电网,实现跨区域、跨国的多能互补型风电走出去”的策略,对于扩大风电消纳市场,提高风电在全网出力中的比重,调整能源结构,促进电力低碳与节能减排,实现可持续发展有一定的意义。
关键词:风电消纳消纳方式多能互补走出去能源是经济社会发展的命脉,是影响经济社会发展的主要因素。
提高能源利用率、调整能源结构、开发和利用可再生能源将是能源发展的必然选择。
风电作为继太阳能发电之后发展起来的一种新型的发电技术,在国家政策鼓励及自身许多优势的条件下取得了跨越式的发展。
2005年至2010年全国并网风电装机容量年均增速达188%[1],截止到2012年6月底,中国风电装机总量达67.774 GW跃居世界首位[2],全国并网风电装机规模达5258万kW,同比增长41.8%[3]。
由于风电本身的随机性、波动性等特点使得并网受到限制,从而出现了高比例的弃风现象,造成了巨大的经济损失,所以研究风电消纳方向,探究其解决方案是迫在眉睫的,为此国家能源局十二五规划中提出了解决特高压电网、新能源发电的特殊问题的目标[5]。
本文从我国风电消纳现状出发,在分析现有的消纳模式的基础上,借鉴国外风电消纳成功经验,提出了扩大我国风电消纳市场与增强风电消纳能力的一些建议。
1 国内消纳现状及问题大规模风电消纳一直是世界性难题,与国外相比,我国的风电消纳问题尤为突出。
一方面,我国风资源集中、规模大,但远离负荷中心,难以就地消纳。
另一方面,风电集中的“三北”地区,电源结构单一,灵活调节电源比重低,特别是冬季由于供热机组比重大,缺乏系统调峰能力;而欧美等国燃气电站及抽水蓄能比例高,如美国达47%。
在我国风电资源条件和系统调峰能力与国外差距很大的情况下,风电聚集地区的风电装机容量和发电量都超过了国外先进水平。
德国电价组成？
答：德国的电价构成主要包括三个部分：电源成本、输配电费用和税费。
1.电源成本：这是电价的主要组成部分，涵盖了发电所需的各种成本，包括燃料费用、运行和维护费用、设备折旧等。
在德国，由于能源转型政策的推动，可再生能源在电源结构中的占比逐渐增加，因此可再生能源的发电成本也对电价产生了影响。
2.输配电费用：这部分费用涵盖了将电力从发电厂输送到最终用户所需的成本，包括电网基础设施的建设、维护和升级费用，以及输配电过程中的损耗等。
3.税费：德国电价中的税费部分包括各种联邦、州和地方税，以及针对电力消费的特定税费，如可再生能源附加费、电力税等。
这些税费用于支持政府的能源政策、环保措施和社会福利等。
总的来说，德国的电价构成是复杂的，受到多种因素的影响。
了解电价的构成有助于更好地理解电力市场的运行和电价的变化趋势。
风电消纳关键问题及应对措施分析风能作为清洁能源之一，受到了广泛的关注和推广。
随着风电装机规模的不断扩大，风力发电消纳已成为了一个亟待解决的关键问题。
风电消纳不仅涉及技术、经济、政策等多方面因素，而且对电网稳定运行和清洁能源发展具有重要影响。
本文将从风电消纳的关键问题和应对措施两个方面进行分析。
一、风电消纳的关键问题1.电网建设落后于风电发展随着风电装机规模的不断扩大，很多地区的电网建设已滞后于风电的发展。
部分地区的输电设施容量不足，风电并网容量受限，导致风电消纳难度加大。
2.风电波动性大风力发电受风速和气压等自然因素影响较大，风电波动性大，其电力输出会出现较大波动，给电网供电调度带来了挑战。
3.风电资源离负荷中心较远部分风电资源分布在负荷中心较远的地区，输电损耗较大，同时也增加了风电消纳的技术和经济难度。
4.风电特性与传统电源不同风力发电具有不确定性、间歇性和不可调度性等特点，与传统的燃煤、水电等电源的特性不同，这也给电力系统运行和调度带来了挑战。
二、风电消纳的应对措施分析1.加快电网建设和风电并网升级针对电网建设滞后于风电发展的问题，应加快电网建设和风电并网升级，提高输电能力和风电并网容量，保障风电顺利消纳。
2.完善风电消纳技术针对风电波动性大的特点，应进一步完善风电消纳技术，提高风电预测和调度能力，降低风电波动对电网供电调度的影响。
3.促进风电与储能、调峰设施的协调可以通过促进风电与储能、调峰设施的协调运行，提高风电的可调度性和可预测性，降低风电波动对电网的影响，进一步提高风电的消纳能力。
4.建立健全的风电消纳政策和市场机制建立健全的风电消纳政策和市场机制，制定风电消纳优先发展政策，建立合理的风电消纳补偿机制，激励各方积极参与风电消纳工作，推动风电消纳能力的提升。
5.加强风电消纳相关技术研发和人才培养加强风电消纳相关技术研发和人才培养，推动风电消纳技术创新，提高风电消纳技术水平和人才队伍素质，为风电消纳提供坚实的技术和人才保障。
姓名：夏天学号：************班级：2013级E方向浅谈提高新能源发电消纳措施——主动改善负荷特性德国水电协会(BDEW)公布的数据显示，2015年德国电力净过剩量同比升高47%，达到502亿千瓦时，德国2015年能源消耗总量同比增长了1.3%。
这与气温变低、经济形势转好和包括移民在内的100万新增人口有比去年又减少了11%。
截至2015年年底，德国全境装机容量近2亿千瓦，风电与光伏总装机为8500万千瓦，但德国的弃风弃光率不超过1%，在较高新能源装机前提下仍可以达到如此高的消纳率。
根据国家能源局数据显示，截至2015年年底中国电力总装机容量近15亿千瓦，风电累计并网装机1.29亿千瓦，全国光伏发电累计装机量达到4300万千瓦，超越德国成为全球光伏累计装机量最大的国家。
而全国总体弃风弃光率超过10%，个别地区更加极端，并且火电机组全年平均发电小时数持续下降。
德国的新能源发电消纳比例相当高，其在政策支撑、管理模式、技术创新等方面对新能源发电采取的措施，值得我们借鉴和学习。
德国提高新能源消纳的措施主要有以下五个方面：采用新能源直接上网交易新政策、建设并网评估和规划体系、增加新能源的主动可调节性、电力系统再调度以及主动改善负荷特性。
接下来，我将主要针对第五点，主动改善负荷特性方面展开详细的讨论。
一、研究负荷特性的目的和意义电力系统的服务宗旨是对各类用户提供经济可靠、合乎标准的电能，以随时满足用户即负荷的要求。
电力负荷受气候变化、产业结构调整、经济发展和人民生活水平的提高不断发生着变化，使得用电需求存在一定的随机性。
由于电能无法大量存贮，为使电力系统中发电、供电设备出力与变化着的用电负荷保持动态平衡，就需要通过对负荷特性的研究，减少负荷峰谷差，提高负荷率，保证电力平衡。
因此，电力负荷特性分析对电力生产及电网运行的安全性、经济性提高，具有深刻的理论指导作用和重要的实践应用价值，对电力系统的稳定性和经济运行有着重要意义。
德国电力市场和风电消纳机制简介
1 德国电力市场简述
德国电力交易主要通过批发市场和零售市场两个环节实现，运行机制如图1所示。
一方面，发电厂与电力零售商以及电力直销客户在批发市场自由竞争，通过市场实现电力定价；另一方面，电力零售商通过自由竞争的零售市场将电力零售给普通电力用户。
德国的输电网企业（TSO）和配电网企业（DSO）不参与市场竞争，其过网费用由相关政府部门进行定价。
图1 德国电力市场框架
根据2005年7月颁布的《德国能源工业法案》（EnWG），德国联邦网络局（BNA）负责监管德国电力及燃气网络的并网情况以及过网费用情况。
具体过网费管理方法为：DSO和TSO提出过网费申请，BNA视情况予以配准或要求重新提交申请，如果BNA在六个星期之内没有答复，则视为通过申请；BNA有权在任意时刻要求对现有过网费用方案进行重新审核。
2．德国风电并网政策
2000年4月1日，德国《可再生能源法》（EEG）开始生效，虽然在2004年和2008年经历两次修正，但其基本政策并未发生改变。
德国《可再生能源法》主要包括以下几个方面的内容：
1）保证上网。
包括风电在内的可再生能源可以无条件就近上网。
电网企业有义务提供技术上的保证，并优先使用可再生能源生产的电力。
电网企业有义务以合理的费用及时将电网升级，以提供满足技术要求的电网。
这项义务适用于距离发电装置最近的电网企业。
2）强制固定电价。
《可再生能源法》将风电强制电价按不同标准分为两个时期：按较高标准即采用初始电价的前期和按较低标准即从初始电价结束到强制电价结束的后期。
在风资源丰富的地区，初始电价时间为5～10年；在风力资源相对贫乏的地区，前期补偿时间最长可达20年。
海上风机获得初始电价标准的时间至少为12年，具体时间的长短，随海上风机安装地点至海岸的距离和风机安装海域的海水深度而定。
这样，无论是在德国北部濒海风力资源丰富地区，还是在南部风力资源较为贫弱的中等高度山脉地区，都可以从风电开发中获利。
风机制造企业、风机投资者和贷款机构的投资积极性得到了长期鼓励。
强制电价机制规定，支付给风电生产者的电价与售电电价的差额由电网企业预先支付，最终由风电的终端用户承担。
3）并网费用。
风电场与电网的接入费用由风电场业主承担，而电网联络线的建设费用、电网升级或扩建的费用由电网企业承担。
分歧通过设立的调解中心负责解决。
4）全国平衡。
电网企业有义务记录它们的可再生能源购电量和所做出的补偿，并在电网企业之间自行平衡。
所有对最终用户供电的电力公司都应按照全国统一的配额购买可再生能源电力，并向电网企业支付补偿。
3．风电预测
风电预测对于德国的风电发展有十分重要的价值。
在德国对所有风电场输出的总功率进行预测是非常必要的，预测结果可用于系统运行、发电调度和电力交易。
由于目前的可再生能源法赋予风电优先上网权，因此风电预测主要由系统运营商承担，风电场业主不需要进行风电预测。
几个重要的时间跨度范围是小时前（0~6小时，超短期）、日内（0~23小时）、日前（24~47小时）和星期五至星期一（72~96小时，因为电力交易所周末休市）。
德国风能和能源系统技术研究所（ISET）研发了风能管理系统WPMS，能够集成实现风电监测、风能预测和风能横向交换的功能。
德国四个系统运营商中已经有三个安装了WPMS，约覆盖德国风电容量的98％。
其中，系统运营商EnBW 使用三种不同的预测系统用于风电预测，发现所有预测系统都在过去两年得到显著提高。
而日内预测结果的频繁更新使更短时间段内的日内电力交易成为可能，从而显著降低预测误差。
4．德国电网企业通过调节市场实现风电的调峰调频
4.1 日前市场
德国的TSO主要通过日前市场购买电力。
所有符合EEG要求的风电都可以直接在现货市场进行交易。
TSO在日前市场上进行交易，卖出其所拥有的风电给其下一级的DSO，然后再由DSO将电力卖给终端用户。
费用则由用户向DSO 再到TSO支付。
2010年以前，德国的风电并不在现货市场上销售，但是因为这种方式的不透明性、低效、非市场导向以及使用户支付高昂费用等不足而受到广泛的批评。
从2010年开始，EEG法案做了修正，要求所有以EEG法案规定为基础售出的电力（包括风电、光伏发电）都必须在日前市场上以固定价格进行交易。
电力调度机构根据日期市场的交易情况和风电日前预测结果制定日前发电计划，完成了风电调峰的主要任务。
但是由于风电日前预测的误差较大，可以通过日内超短期预测进行校正，即可以通过日内市场的交易实现进一步的调峰工作，减少不平衡电量。
4.2 日内市场
TSO可以在日内市场上购买和售出日前市场上所交易的电力的差额。
在日内市场上，TSO是可以使用EEG备用电源来进行调峰，这种EEG备用电源既可以发电也可以用电，从而起到调峰的作用。
EEG备用电源通过TSO网站上公开透明的投标程序来取得。
以2010为例，TSO之前发布的EEG补贴为2.047欧分/kWh，这个补贴包括了TSO购买EEG电量以及调峰和其它费用。
此价格每年末公布一次，适用期为下一年。
这个数据基于EEG电力总产量90TWh的预期和付给电厂的平均140欧元/MWh的电价。
2010年预估以54欧元/MWh价格售出电力可以收入45亿欧元。
但是2010年的估计支出为127亿欧元，从而这之间存在82亿欧元的缺额。
此缺额除以常规终端用户的用电量401TWh就得到了2010年EEG补偿价格2.047欧分/kWh。
实际的收入和花费将随着天气，特别是当年的风力以及电力的市场等因素变化。
为了促进经济和技术的进步，EEG允许TSO保留所节省开支的25%作为奖励。
4.3 平衡市场
德国风电调峰调频的最后一个环境是实时平衡市场，由TSO实时调度。
德国的TSO有责任在任意时刻维持发电厂和用户侧电量的平衡。
德国使用一次、二次和三次调频这几种不同的种类来进行调节。
自2001年开始，德国的TSO就开始在自由市场上以投标的方式来获取这几种调频电源。
一次调频和二次调频电源目前每月竞卖一次，三次调频电源目前在每个工作日进行竞卖。
三次调频电源的提供者必须在接下来的一个月内维持其电厂的备用职能，同时还不可以减少对电量的需求。
由于在正常运行情况下，不能限制风电，因此电网企业必须购买风电，并负责平抑风电的波动性，TSO建立一个用于互相平衡风电的系统。
以EnBW为例，就意味着需要接受大约全国范围内所生产风电的14%，同时这其中只有不到2%风电是直接连接在EnBW电网内的。
为了实现此功能，TSO必须为风电发布日前预报结果和实际发电量数据。
这使得风电可以间接地通过调频机制交易。
因此，日前风电预测影响现货市场价格和系统运营商负责的平衡电价，而风电预测的日内偏离通过平衡机制进行定价。
