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加快開發利用風電是我國增加清潔能源供應、減少環境污染、戰勝霧霾急需采取的重要戰略措施

風電是清潔可再生能源，開發技術成熟，經濟性較好，上網電價每千瓦時0.51元－0.62元，高于煤電，低于天然氣發電。我國風能資源豐富，據中國氣象局、國家發改委、財政部、國家能源局調查，我國風能資源離地70m高度技術可開發容量2.57TW，近海水深5m－25m風能資源約0.19TW。我國風電發展很快，2013年并網風電裝機容量75.48GW，增長24.5%；電量140.1TWh，增長36.4%，居世界首位。世界風電發展也很快，2013年風電裝機達0.32TW，增長13.5%。

因起步較晚，我國風電占比小，2013年風電僅占發電裝機容量的6.05%，占發電量的2.62%，資源開發利用率2.7%，發展潛力很大。

我國化石能源資源秉賦特點是煤多、油氣少，長期以來，能源結構以煤為主，占70%－80%，造成污染嚴重。2012年我國一次能源消費36.17億噸標煤，煤占67.1%，油18.4%，天然氣5.3%，非化石能源發電比例為9.2%（其中風電0.97%）。近期我國東部沿海地區霧霾嚴重，PM2.5濃度大、時間長，已嚴重影響人民生活和身體健康。改善能源結構、加快清潔能源發展已是一項十分迫切的任務。可再生能源中，水電在中、東部地區已基本開發完，待開發的主要在四川、云南、西藏，川滇水電只能滿足當地及華中、南方電網部分發展需要，西藏水電開發尚需研究論證。太陽能發電成本高、性能和競爭力較差，宜根據電價承受能力及電網消納能力因地制宜地積極發展。風電是清潔可再生能源，資源豐富，分布面廣，立足國內，發電成本低于進口天然氣發電，建設快、效益好，可分期、分批建設，拉動內需及就業，有利于各種資本進入，應該優先加快發展。

風電是隨機性強的不穩定電源，不能按照電網用戶用電需要發電，需其他電源配合運行調節，才能保證電網安全穩定運行，向用戶正常供電，因此風電發展受制于電網消納風電的能力。采取有力措施增強電網消納能力是加大發展風電的關鍵。一是研究改進電網中現有水電、火電設備的性能，增強調節能力；二是擴大風電供電范圍，把風電送入占比較小、用電量大的電網，增大電網消納風電的能力；三是增加電網中調節蓄能容量。化學蓄能調節因容量小、成本高（每千瓦時2元－5元），只能少量試驗，大量實際可行的是建抽水蓄能電站。應根據電網運行需要配置必要數量的抽水蓄能電站容量，同步協調安排建設；四是加強需求側管理，改進用戶用電方式，增強風電消納能力等。

在內蒙古規劃建設大型風電基地向外送電是能源優化配置的正確選擇

我國風能資源豐富，但分布不均，資源富集地區用電少，用電發達地區資源很少，呈逆向分布。我國陸上風能資源及2013年電力工業發電裝機容量、發電量分布概況如下：

我國陸上風能資源集中在內蒙古、甘肅、新疆三省區，占全國83%，其中內蒙古1460GW，占56.9%。用電發達的京津冀魯、華東、華中、南方電網當地風能資源僅153GW，占6%，即使全部開發利用，也僅占目前用電量的8.3%，數量太少，不能滿足需要。海上風能資源約190GW，開發難度、投資大、發電成本高（較陸上風電貴一倍左右），宜在技術經濟指標較好的地區擇優開發，數量也不多。因此，加快開發利用風電，必須采用發展當地風電和在風能資源豐富的內蒙古、甘肅、新疆規劃建設大型風電基地大容量遠距離向外送電并舉的方針。目前對后者重視不夠。現在，新疆、甘肅長距離向外輸送風電剛起步，而風能資源最豐富、向外送電條件最好的內蒙古尚缺具體的建設大型風電基地向外送電規劃和建設項目。目前，內蒙古風電發展主要用于本地電網，近期發展很快，2013年風電裝機17.94GW，發電量37.6TWh，均居全國首位。

內蒙古風電向外送電有得天獨厚的條件，近鄰京津冀魯，距華東電網約2000km—2500km左右，均在特高壓交直流經濟合理輸電范圍內，加上輸電成本后的落地電價低于天然氣發電及部分海上風電.京津冀魯及長三角地區發電以煤炭為主,霧霾污染嚴重，能源主要靠外來供給。因此，在內蒙古規劃建設大型風電基地并向京津冀魯及華東電網輸送清潔可再生風電的條件已成熟，是符合科學發展觀及市場決定資源配置的正確選擇。初步設想風電建設規模300GW，發電量約610TWh，相當于7個三峽工程發電量，每年可節省標煤1.8億噸，沒有PM2.5污染，可減排二氧化碳4.8億噸；此外，資源立足國內，可拉動內需及就業，促進內蒙古經濟發展。這既增加了用電發達地區電力供應，又可以減少環境污染、加快戰勝霧霾，是一項利國利民，功在當代、利在千秋的宏偉工程。

規劃方案初步設想

工程建設規模：內蒙古風電裝機容量300GW，向華北、華東電網輸電的特高壓交直流輸電工程16回和配套抽水蓄能電站30GW、火電20GW及輔助設施。工程分二期進行建設，一期100GW，爭取2020年建成；二期新增200GW，總規模300GW，約在2035年左右完成。以后還可按照電網用電增長需要繼續擴大建設。

因風電利用小時數只有2000多，而發電出力在50%以上的電量很少，只占10%左右，為提高長距離輸電工程經濟性和電能質量，可考慮合理棄風，將風電出力在裝機容量50%左右的容量稱為經濟可用容量,使輸電利用小時數提高到4000h左右，且風電特性有很大改善。向區外長距離輸電的特高壓交直流工程，均按輸送經濟可用容量考慮安排。因向外輸電容量大，需要建設的特高壓交直流輸電線回路數較多，為節省輸電走廊均按同桿雙回建設。

（一）工程建設內容及投資估算：風電裝機容量300GW，電量約610TWh

1.建設8回1000kV特高壓交直流輸變電工程，向京津冀輸送風電經濟可用容量40GW（內蒙古風電裝機約80GW），電量160TWh，相應建設抽水蓄能電站約8GW、配套送受端交流輸變電工程及輔助設施。

2.建設內蒙古至山東2回±800kV、容量10GW、長1500km左右的特高壓直流輸電工程，向山東電網供電，輸送風電經濟可用容量16GW（內蒙古風電裝機約32GW），電量64TWh，相應建設抽水蓄能電站約3.2GW，保輸電安全的配套火電站4GW（電量約20TWh），和配套送受端交流輸變電工程及輔助設施。

3.建設蒙東至華東電網2回±800kV容量10GW、4回土1100kV容量15GW、各長2000km—2500km左右的特高壓直流輸電工程，總容量80GW，輸送風電經濟可用容量64GW（內蒙古風電裝機約128GW），電量256TWh，相應建設抽水蓄能電站12.8GW，火電約16GW（發電量約80TWh）和兩端配套交流輸變電工程及輔助設施。

4.內蒙古電網本地供電風電裝機容量約60GW，電量130TWh，配套建設抽水蓄能電站6GW及向電網供電交流輸變電工程。

    5.工程總規模。風電裝機容量300GW，抽水蓄能電站30GW，保直流輸電安全火電20GW，送受端配套交流輸變電工程及電網輔助設施。風電發電量約610TWh，約需投資3.2萬億元。

（二）一期工程建設內容：風電裝機容量100GW（包括內蒙古現有風電裝機容量17.94GW），電量約200TWh。

1.建設3－4回1000kV特高壓交流輸變電工程，向京津冀電網輸送風電經濟可用容量150GW－200GW（內蒙古風電裝機約30GW－40GW），電量60TWh－80TWh，建設抽水蓄能電站約3GW－4GW及相應配套交流輸變電工程及輔助設備。

2.建設蒙東至華東長三角地區兩回±800kV容量10GW的特高壓直流輸電工程，輸送風電經濟可用容量16GW（內蒙古風電裝機約32GW），電量64TWh，配套建設為保證直流輸電安全穩定運行的火電約4GW（發電量20TWh），抽水蓄能電站容量3.2GW及配套交流輸變電工程及輔助設施。

3.為滿足內蒙古電網用電增長需要，本地用電風電裝機由2013年17.94GW增加到28GW－38GW左右，配套建設抽水蓄能電站3GW－4GW及相應配套交流輸變電工程及輔助設施。

以上約需投資共8700億元。

電網消納能力及經濟效益分析

京、津、冀、魯和華東滬、蘇、浙、皖、閩五省市是我國經濟發達地區、用電量大、具有較強消納風電能力，當地風能資源不多，可以大量接受外來風電，在優先開發利用當地風能資源和接納內蒙古輸入風電后，各電網風電占用電量比例如下表：

在2020年一期工程完成時，風電（包括本地風電及內蒙古輸入風電）占比在京津冀電網為13.5%－16.3%，山東5.8%，內蒙古17.6%－23.5%，華東電網5.13%。目前我國內蒙古風電占比已達17.2%，還有可能進一步提高，電網完全可以消納。2035年內蒙古300GW風電基地及送電配套工程全部建成時，風電占比京津冀電網為21.4%，山東13%，內蒙古25%，華東11.4%，在合理范圍內也是可以消納的。國際能源署預測2050年世界風電占比將達15%－18%，中國為15%－22%，部分國家規劃達40%以上。目前丹麥風電占比已達30%，愛爾蘭25%。

同期新增風電占新增用電量比例，2014年－2020年京津冀電網為37%－50.9%，山東13.2%，內蒙古18.4%－34.8%，華東電網16.1%；2021年－2035年京津冀電網占22%－25%，山東29%，內蒙古27.8%－33.8%，華東電網26.8%，為增加電力供應減少污染發揮了重要作用。

山東13.2%，內蒙古18.4%－34.8%，華東電網16.1%；2021年－2035年京津冀電網占22%－25%，山東29%，內蒙古27.8%－33.8%，華東電網26.8%，為增加電力供應減少污染發揮了重要作用。

落地電價測算，不考慮風電補貼，內蒙古風電計入棄風損失后上網電價按每千瓦時0.55元算（含稅），加上輸電工程及輔助設施成本，至京津冀電網約每千瓦時0.65元，至山東電網約每千瓦時0.7元，華東電網每千瓦時0.7元－0.75元左右。與天然氣價每立方3元、發電上網電價約每千瓦時0.85元左右比較，是有競爭力的，且低于大部分海上風電成本。由此，京津冀、山東、華東電網大量接納內蒙古風電是合理的。

需研究解決的問題

報告提出的在內蒙古建設300GW風電向華北、華東電網送電的方案僅是一個初步規劃設想，深度不夠，需進一步研究解決的問題很多，如風電規模進度是否合適，向京津冀、魯、華東輸送容量和輸電方案是否可行，還需深入研究優化；內蒙古風電300GW風電基地如何規劃建設，如何分片集中外送；各電網消納風電能力能否落實，有無可能進一步提高，以減少煤電發電量、減少環境污染。建議的新建抽水蓄能電站容量是否足夠，多少才合適；各電網大量接受風電后對電網安全穩定運行及經濟性、電價的影響等。還需請領導及有關部門、專家共同研究落實并組織實施。最終規劃方案將會更加優化和完善。

建議

1.建議國家發改委、國家能源局將在內蒙古規劃建設300GW大型風電基地向華北、華東電網送電項目布置電力規劃設計單位做可行性研究，組織有關部門研究、完善、落實，形成總體規劃。將規劃及有關項目分別列入各年度“十三五”及長遠發展規劃并組織實施。一期工程爭取在“十三五”期間完成。望能早決策，為發展經濟、減少污染、戰勝霧霾做貢獻。

2.加強內蒙古風電資源調查核實工作，提出開發建設300GW風電中各個風電場的實際優化配置方案。向京津冀、魯、華東電網特高壓交直流輸變電工程的起點及輸電線走廊規劃方案。10GW－24GW風電集中在一起時的風電同時率及實際綜合風電日、月、年發電特性曲線。按照性價比優化原則確定經濟可用容量比例。為確保直流輸電安全建設的火電廠及本地用抽水蓄能電站配置；各風電場至外送特高壓直流換流站及交流1000kV變電站的各級電壓交流電網規劃方案；輔助設施及調度運行優化方案等。

3.在京津冀、山東、華東電網需加快當地風電開發，研究電網在保證安全、穩定、經濟運行的條件下，對風電的消納能力及可能接受內蒙古送來風電的數量，規劃設想提出的方案是否可行？為平衡風電不穩定性需配套建設抽水蓄能電站比例、數量及優化布局。輸電方案向京津冀電網用特高壓交流，向華東、山東電網用特高壓直流技術經濟上是否優化合理？受電端變電站、換流站如何配置，為保證直流輸電工程安全穩定運行需配置的20%火電是否合適？能否再少些？接受內蒙古風電后對電網上網及銷售電價的影響。建議對電網接受大比例風電及光伏發電后對安全穩定經濟的影響作物理、數學模型試驗研究。在風電及光伏發電比例實際提高到20%以上后，對電網安全運行、影響及改進措施作深入細致科學的分析研究，為確定下一步發展規劃提供科學依據，爭取可再生能源發電占比達到30%－40%以上。

4.研究大比例不穩定電源電網提高安全穩定經濟運行的措施，研究更大容量（5MW及以上）風電機組的制造技術及推廣使用，研究±1100kV容量15GW的直流輸電技術等。

5.用深化改革辦法實施規劃。這是一項規模巨大，項目眾多、涉及面廣、技術先進、投資量大、效益明顯、十分復雜的系統工程，又可分成眾多子項目分期分批進行建設、經營，較快取得效益。因此,用市場經濟辦法引入競爭機制，鼓勵民營資本進入，用招標辦法組織多家公司各種資本進入建設經營，打破壟斷，必要時也可考慮組建幾家公司對向不同地區輸電的項目分別負責建設經營管理，促進電力體制改革。為此,國家主管部門要做好項目總體規劃及深化電力改革的頂層設計并加強監管。

6.此外建議研究甘肅、新疆及蒙西向華中、南方電網輸送風電的規劃方案。

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