新能源发电无论是风能还是太阳能，均具有随机性强、出力不稳定、调峰调频能力差、不能大规模储存的特性，如果采用大规模集中开发、远距离输送方式，不仅对电网稳定运行造成极大风险，而且线损电量损失巨大、输配电建设投资惊人，还容易造成弃风限电、弃光限电现象，浪费宝贵的能源资源。相反，如果在资源富集地或者用户端推广分散开发模式，用电户可以投资风电光电，自建自发自用，调度机构优先调度、系统整体平衡调节，富余电量可向电力市场出售，供电不足则由大系统补给。如此开发模式，优点显而易见：一是电力就地消纳，基本不弃风不弃光，电量得到充分利用；二是不用远距离送电，故不用配套新建大量高压、超高压输变电设施，节省大量投资并减少大量输电损耗；三是电源分散，故接入系统电压等级很低，好比在“毛细血管系统”里运行，出力不稳定的风电电力对涉及主系统安全和电能质量的电压和频率等重要参数指标影响甚微。
正是由于分散开发具有诸多优点，许多开发利用新能源比我国早的发达国家，风电和太阳能发电均采用了分散开发、就地供电模式。例如北欧诸国，风电机组星罗棋布、三三两两，还有许多是单台接入20千伏—10千伏以及电压等级更低的电网，大都直接接到供电系统。西班牙风电采用比较分散的开发模式，单个风电项目规模都不大，“遍地开花”，发展速度并不慢，风电装机总量达到了“风电三峡”的规模水平，风电电量占到全部电量的16%，风电运行容量占日负荷比例曾达到创世界纪录的53%。即使风电集中程度最高的美国，单个风电项目规模仍很小，在全美现有风电装机4000万千瓦中，大于20万千瓦的风电场个数仅占总数的4%—5%。德国光伏发电容量为1732万千瓦，2011年年底超过2300万千瓦，超过我国三峡水电站装机规模，基本都分散地建在用电户屋顶，分布式接入系统。
二、我国国情决定了新能源不宜采用集中开发模式
在我国新能源开发模式上，主张集中开发的观点认为，中国北方土地辽阔，风能光能资源非常丰富，但电力负荷小、电网薄弱，不能按照欧洲那种“分散上网、就地消纳”的模式发展，只能是采用“大规模—高集中—远距离—高电压输送”的发输模式。然而，开发资源必定要受到技术、经济等方面诸多条件的制约，在一定发展阶段内，“丰富的资源”并不是都能够开发利用的。最基本的方法还是进行技术经济综合比较，考虑上述新能源特性和现有技术，以寻求技术可行、经济合理的最佳模式和方式。
首先，集中开发对电网稳定运行造成极大风险。由于风电、光伏呈现随机性、间歇性和波动性的特点，与水电、火电等常规电源相比，目前还没有办法像常规电源一样对风电场有功出力进行计划安排和控制。大规模风电接入电网对电网安全稳定运行带来新的问题和挑战，主要体现在：电网调峰调频压力增大、电压控制难度提高、电网安全稳定运行风险增加等。近期，甘肃酒泉、甘肃瓜州与河北张家口等地接连发生风电机组脱网事故。如2011年2月，发生在酒泉的一起“脱网”事故，导致附近16个风电场的598台风电机组脱网，损失出力84万千瓦，占事故前酒泉地区风电出力的54．4%。在最高电压等级的电网上注入随机波动的新能源电流，有点像在“主动脉系统”里随机地供应间歇性“血流”，对整个大系统，特别是受端电网安全稳定运行和电能质量带来较大负面影响。
其次，由集中开发导致的“并网难”、“弃风限电”造成巨量能源浪费。风电发展关键问题是电网消纳，北方风电集中开发地区大都遭遇较严重的弃风限电问题，东北一些地区冬季弃风限电比例已近50%；西北主要风场因数次脱网事故，目前限电竟高达70%—80%。风能资源最好的一些地区，设备年利用小时数还不到1400。当前在西部地广人稀、用电负荷很小的地区又掀起了集中大规模建设太阳能发电的热潮，其电力消纳同样遇到远送的问题，有的要输送700—800公里才到省负荷中心，而省内又无力全部消化，还要向东部输送，光伏发电年利用小时数仅1700左右。
最后，集中开发需要配套建设输变电设施，投资巨大。在远离用电负荷中心的地区集中建设巨型风电场和光伏电站，优点是项目建设、管理的效率较高。如果经论证具备经济合理性，当然不失为一种高效率开发模式。然而，为了远距离输送风电光电，需要层层升高电压，配套新建从10千伏至750千伏之间各个电压等级全套输变电设施，才能将昂贵的风电光电输送到上千公里甚至数千公里以外去使用。以某风电场300万千瓦项目投资概算为例，风电本体投资225亿元，另配套送变电工程投资高达66．7亿元。而且这66．7亿元投资中尚未包括受端电网从750千伏至10千伏之间层层降压所需新增输变电投资。相比之下，以低电压分散接入系统的风电项目，新增输变电投资就少得多。风电设备发电年等效利用小时数为2000多，光电更少，由此连带降低了输电系统效率。加之输送昂贵的风电光电，长距离线损和层层变损对输电经济性影响颇大，过网费进一步降低了经济竞争力。而就地消纳的新能源电力就没有这些成本。
三、分散开发新能源不仅投入少、效率高，而且具有现实可行性
从我国新能源这几年的发展可以看出，电网企业在系统安全平稳运行和新能源电量消纳方面遇到较大困难，出现较多弃风和数次系统稳定事故，使超大规模集中并网的风电对电网运行安全性影响受到关注，大量限电使风电项目经济性降低，风电设备产能大量积压，产量大起大落，这也是当前风电发展速度放缓的原因所在。然而，分散开发新能源就不会出现这些问题，分散的风机可以同时建设，千家万户都来建，可谓“聚沙成塔、积少成多”，不仅投入少、效率高，而且随着技术进步越来越具有现实可行性。
2010年某企业在蒙西达茂旗某个大风电场附近做了个试验。在1座35千伏配电变电站墙外建设了4台1．5兆瓦风电机组，直接接入用电端。经过一段时间运行，结果令人振奋。这4台风机因无需建设场内送变电工程，造价比相邻风电场低1300元／千瓦，节省建设投资16%。风机日常出力与变电站平均负荷相当，发电量直接消纳，不用升压返送。特别是由于接入电压等级很低，对蒙西电力系统运行主要参数没有影响，从未出现“被弃风”情况，其折算年发电利用小时数达2500左右。而在距其不远处以220千伏电压接入高压系统的大风场，有时会弃风限电，发电利用小时数明显低于试验机组。我们以甘肃省为例来说明分散开发的好处。该省各地风能资源条件都不错，全省用电环节10千伏配电变电站有12．3万座。保守地假设，即使其中的90%不具备建设和接入风机条件，那么可以接入风机的用电变电站还有1．2万座。如果考虑在每座10千伏用电变电器附近各建设并接入1台风机，很快就可以建成1．2万台。而现在，甘肃全省运行的风电机组数量仅3000多台。这个设想仅考虑了10千伏一个电压等级，还有上千座35千伏和110千伏配电设施可以容纳更大量风机，消纳更多风电电量。甘肃一个用电小省尚且如此，推广到全国呢？
而且，随着我国风电设备技术进步、性价比不断提高，适合低风速地区的风机发展很快。以往认为平均风速低于每秒6．5米的风能资源没有开发价值，现在若采用低风速风机，每秒5．5米的风能资源都具有了经济上的可开发性。过去山区、丘陵地带设备运输困难，也因有了分段桨叶技术而得到解决，这些都为全国各地分散开发建设风电提供了有利条件。
（作者单位：国家信息中心经济预测部）
