【智能电网专辑】

ICE

智能电网规划试点2010年前完成

　　国家电网总经理刘振亚在5月21日召开的2009年特高压输电技术国际会议上提出国家电网将建设坚强智能电网的目标,即加快建设以特高压电网为骨干网架,各级电网协调发展,具有信息化、数字化、自动化、互动化特征的统一的坚强智能电网。

　　据国家电网公司研究室主任葛正翔透露,国家电网的智能电网将在2010年之前完成规划与试点工作,在2010年到2015年大面积推开,计划到2020年,全面建成统一的坚强智能电网。

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　　美国总统奥巴马今年4月份宣布计划划拨约40亿美元用于智能电网建设。2007年10月,我国华东电网公司正式启动智能电网可行性研究项目,但智能电网建设一直没有上升到国家层面。

　　刘振亚表示,国家电网将在加快建设由1000千伏交流和±800千伏、±1000千伏直流构成的特高压骨干网架,实现各级电网协调发展的同时,围绕发电、输电、变电、配电、用电、调度等主要环节和信息化建设等方面,分阶段推进坚强智能电网发展。根据有关机构测算,我国全社会用电量有约80%来自煤电,以每千瓦时平均损失20克计算,相当于每年浪费7676万吨原煤,如果利用智能电网平滑需求侧用电波动,有望能节约超过2.26亿吨的原煤量。

　　葛正翔认为,电网今后要面临大量新能源的并网发电,为最大限度地利用新资源,需要坚强又智能的电网,例如风电一般距离负荷中心非常遥远,必须依靠特高压输电技术实现远距离输电,因此智能电网需要远距离输电能力和智能化两者兼备,预计信息化产业的发展有望被带动,此外,在没有负荷情况下,需要把风电储存,这也将带动大容量储能技术的发展和相关公司的受益。

［此帖子已被 ICE 在 2009-11-4 10:35:48 编辑过］

xds5188

谁绑架了国网公司上千万台智能电表的招标？

身处半导体行业，总会有意无意领略到不同行业的风采，近期国家电网1300万台智能电表轰轰烈烈的招标虽然暂时无法被最终用户老百姓关注，不过其中的游戏规则已经令智能电表的参与厂商叫苦不迭。

大力发展智能电表本是利国利民之举，不过此次国家1300万智能电表特别是600万载波表的招标却令人无法读懂，据说国家电网为了保证智能电表的互联互通，此次招标特意指定了载波信号的中心频率，如果说为了互联互通强行指定载波芯片中心频率还可以牵强解释，因为指定载波芯片中心频率后便意味着已经指定载波芯片的提供商，没想到在次基础上国家电网在招标前又分别指定了已经入围五家载波芯片提供商的市场份额，也就是说在招标前每家载波公司已经拥有了明确的招标数量。

作为智能电表的核心芯片，一旦载波芯片被指定，对于智能电表厂商将处于非常不利的地位，要想进行投标，智能电表公司只能与某家或多家载波芯片公司合作，因为已经确定了招标市场份额，载波芯片公司在招标之前也便已经拥有了定价权，所谓的招标其实已经沦为智能电表公司价格的恶性竞争，智能电表招标尚未开展，整个招标已经被某些利益集团绑架。

其实发生在此次智能电表指标过程中令人费解之处还不止载波芯片中心频率的制定，更备受争议的是智能电表安全芯片(ESAM，嵌入式安全模块)的垄断现象，北京融通高科去年5月份与中电华大电子设计有限公司开始联合设计带有国密SM1算法的安全芯片，而同方、复旦微电子、大唐直到开始今年第一轮招标后才陆续获得授权，要想跟进智能电网推出相应安全芯片至少需要数月，而北京融通高科及作为载波芯片提供商的北京福星晓程与国网公司电科院的关系业界几乎无人不晓，可以说国网公司电科院这种既做运动员又做中标裁判员的做法在招标之前已经令招标本身没有公平可言。

有了这样招标的游戏规则，各电表公司为了争取订单，就需要先花钱购买ESAM或者载波芯片自相残杀，等待资金消耗殆尽，最后期待国网开恩结清中标电表的资金。

此外此次智能电表还有一个致命的问题便是国际电网公司并在招标书中并没有要求表厂提供服务费用，也就是说一旦电表拿回中标资金，很可能导致国网公司招标的电表无人服务的窘境，同时在招标过程中也很容易导致大小投标公司价格混乱的难题，小公司为了中标可能舍去后期服务费用以保证中标。

国家电网大力发展智能电表，打造智能电网。本身是一件利国利民的好事。在国家级进行统一招标，能够保留技术实力强、制造能力强的企业，清理腐败，这些都是非常有益的。但是在执行的过程中，一些我们不愿意看到的情况 ? 例如某些产品专营，指定产品等等，使得智能电网的核心通讯技术的发展受到严重的制约，一些先进的通讯技术不能得到有效的试点和推广，利益集团通过利益寻租或者体制优势来控制市场。有能力投入研发的团队（例如广大新的载波芯片公司或者电表制造企业）无法获得市场从而不能推动技术的进步。在封闭、有限的范围内进行技术讨论和开发、试点，将一切有竞争能力的团队关在大门外。这样的发展思路，不知道是否能够良性推动智能电表的发展？

智能电表最终买单者是广大的电力用户（也就是老百姓），电力系统2月份是巨额亏损的。智能电表项目上得这么快，大的电表公司都对载波通讯有严重的质疑（第二轮招标过程中大公司的载波电表报价普遍偏高）。之前类似于某些区域市场载波公司绑架电表公司的行为（绑架的概念：电表公司并不认同载波公司的技术，但是由于电力系统指定，被迫购买）终于上升到国家电网级别，智能电表招标真的能够为消费者带来利益吗？（作者，老杳）

附：一位业内人士对国家智能电表招标的不解

此部分内容来自一位业内人士发给老杳的邮件，作为业内人士这位热心的朋友即使作为既得利益者依然为此次招标中出现的不公感到愤慨，老杳谈不上认同他的观点，发在这里供大家分享：

老杳，你好，

自2008年10月份国家电网就智能电表项目的发展提出规划，并指出载波技术是智能电网的核心发展技术以后，载波技术的发展在中国迎来了春天。

国网智能电表第二轮招标，在涉及载波通讯的标段中，出现了一个很奇怪的现象，就是备注了载波的中心频率。

众所周知，目前不论是国家标准，还是电力部标准，由于目前国内并无得到多方认可的载波通讯技术，因此目前对载波的波段要求仅仅为500kHz以内。而目前国内的多家载波方案供应商的中心频率并不相同，一旦指定中心频率，事实上就已经是指定了所采购的载波芯片。

第一个问题：为什么要限制中心频率？

2010年1月份，国网公司要求各省公司上报载波的中心频率，据称其目的是方便后续电表和采集器，集中器联调。 电表和集中器是分开招标的。而目前在各省公司，会出现各种电表混装的情况，例如：某个小区，它可能有大量的485电表，也会安装大量的载波电表，485电表通过采集器和集中器连接，载波电表则直接和集中器通讯。他们希望在同一个小区，采集器和电表使用同一个集中器。目前载波技术各家都不同，所以限制中心频点之后，就可以采取同一家载波芯片供应商的产品，这样在后续应用中互联互通将不成问题。

也就是说，电力公司有这样一个误读：

采取指定中心频点的载波芯片（或者说是同一家载波芯片供应商的载波芯片），后续就算是不同供应商制造的成品（电表，采集器，集中器），互相之间可以实现互联互通。

指定中心频点真正的原因是这个吗？指定中心频点只会限制投标厂家（不论是电表公司也好，采集器集中器设备公司也好）的选择范围，使得他们不能选择他们认为最合适的产品。但是到最终产品质量是由他们来负责的。 如果是投标厂家来选择，他们一定不希望电力公司指定中心频点，而允许他们自由发挥。很多电表公司已经成立了自己的载波事业部，展开多种载波技术的研究。 而中心频点一指定，将意味着他们的投入打水漂。但是电力公司为什么要指定中心频点呢？ 目前这个问题可以得到3个方面的解释：

l 如前所述，电力公司认为这样的话不同的生产厂家制造的电表或者通讯设备之间将实现互联互通

l 电力公司打算自己制造载波芯片，选择的中心频点是规定的那几个频点

l 电力公司的某些核心人员有私心，指定中心频点后可以实现利益分赃。

目前看，由于是各省公司来指定中心频点，因此，如果是利益寻租行为，则利益寻租发生在各省公司。事实上在各省指定中心频点的过程中，不容易回避利益寻租的情况。从招标前各载波芯片公司和各省电力公司密切接触，并非同各大电表制造企业密切接触的事实就可以确知：载波公司公关的重点是电力公司而非电表制造企业。

电力公司打算自己制造载波芯片，这个不是传闻而已经是事实。实际上国家电网公司所属中国电科院通信所已经高调宣布收购北京福星晓程公司。 晓程的芯片频点目前看也是多个省份的指定中心频点。电科院是本次智能电表的检测单位，通信所同时是这次载波测试的承担单位。 既当裁判又当运动员。这个是事实而不是传闻。

但是如果只是各省电力公司抑或国电公司的行为，并不能使得这个指定中 心频点直接推行。真正使得中心频点可以被指定的最冠冕堂皇的理由，就是之前所叙述的：各省电力公司的领导认为，或者国电公司的领导，他们并非所有人都是利益获得者，他们都通过了或者说没有反对这个条款的原因，是他们都认为，对规定的地区指定了中心频点以后，该地区的所有电表或者通讯设备，就算不是同一家的产品，互相之间都可以互联互通。这个在智能电网推广的过程中，是殊为关键的。

第二个问题：同一中心频点的载波芯片制造的不同厂家的设备之间可以实现互联互通吗？

我们回答这个问题的过程，应该分为两个小的问题：

同一中心频点，采取相同调制方式的载波芯片是一家供应商的产品吗？

答案是否定的。不同的载波芯片公司，可以实现同一中心频点，相同的调制方式（例如BPSK）。举例：

l 东软公司的产品，由于市场接受度高，因此出现了很多山寨版。这些山寨版有的和东软可以直接互联互通，有的则不能互联互通。

l 同样采取BPSK技术，瑞斯康, Echelon等可以采取相同的载波频点，却生产的是不同的载波芯片。

采取同一家载波芯片公司的不同厂家的设备之间可以实现互联互通吗？

答案继续是否定的。最极端的例子，就是东软的二代和三代芯片。他们工作在同一频点，相同的调制方式，但是由于组网方式发生了变化，因此他们之间都是不能互相通讯的。

大凡学过通讯的都知道，OSI七层通讯协议，只有物理层和数据链路层一致的情况下，传输层或者路由层如果不一样，互相之间就已经不能通讯了。电表或者采集器，集中器中定义了路由层后的协议。 并未定义路由层。那么，各家设备如果采取不同的传输层和路由层，就算采取相同的频点和发射技术，互相之间怎么可能实现互联互通呢？

目前, 东软和鼎兴的方案，他们因为本身没有自己的芯片，因此他们提供的包含到路由层的方案，各家并不会单独去发挥。而晓程提供的芯片，却有很多公司在这之上提供自己的路由方案。目前各家电表公司的载波电表的实现，大部分是直接购买载波的全套方案，不过是制造而已。也有个别的，会自行研究路由。但是采集器和集中器公司，很多都是会自己研究路由，因为其核心技术，很多就发生在这方面。有一些采取晓程芯片的采集器集中器公司，因为路由做得比晓程还好，因此采集器集中器做得比晓程还好，这个是事实。一旦在同一个小区，中标的电表公司和集中器公司如果不同，他们采取的载波芯片尽管一样，路由方案万一不同，则这些电表和集中器要互相通讯，可能性为零。

目前在通讯所对载波电表的测试中，仅仅测试了载波电表和抄控器之间的通讯，并不测试路由等性能。 众所周之载波通讯如果没有自动路由，效率将大打折扣。 那么，目前受过检测的载波电表，用什么方法才能证明可以后续和未来通过检验的集中器进行通讯呢？特别是，有可能是很多家的集中器。除非所有载波厂家和所有集中器厂家采取的路由算法一致，才可能啊。

第三个问题：要实现互联互通，载波公司和电表公司的合作应该是芯片级合作，还是模块级合作？谁能够对通讯的性能真正负责？

目前载波公司和电表公司，通常采取芯片级的合作。但是，如果要实现电力公司的企图，那么，这种合作是芯片级的合适呢？还是模块级的？

答案已经非常明显了。 只有模块级的载波合作，不同供应商之间的电表，集中器才能互联互通。也就是说，电表公司，集中器公司，都必须采取同一方案的载波模块（涵盖物理层，数据链路层，传输层，网络层等），互相之间才能互联互通。

当然是提供载波模块的公司，才能对通讯的性能真正负责。

第四个问题：如果载波公司和电表公司之间的合作是载波模块级合作， 那么载波模块是否应该和采集器，集中器一起，独立招标？

如果载波公司和电表公司之间的合作是载波模块级合作，那么电表公司将无需对表的通讯功能负责。 （也没有能力对通讯功能负责）。

那么，是不是应该将载波模块从载波表中剥离才对呢？

而且，目前的载波表的验收，是由表公司来对通讯整体负责。如果载波模块和采集器，集中器一起独立招标，是否可以更好地完成产品的服务呢？

四方游戏规则

在整个游戏中，有四方：电力公司，采集器以及集中器供应商，电表制造厂家，载波公司

1）电力公司认为，集中器的供应商应该对整体通讯负责。问题是，你指定中心频点了。 集中器供应商也只能购买某家的载波芯片。一旦不通，如果是采集器和集中器的模式还好说。如果是电表和集中器不通，这个就麻烦大了。集中器公司可以埋怨电表公司。说他们有问题。电表公司也可以死不承认，说你自己集中器有问题。和我有什么相干。实际上，这个不通，确实有可能是集中器的问题，也可能是电表的问题，当然，也可能是载波方案的问题。是前两者都还好说，总还找得到中标的人，他们总还有钱在电力公司押着。 问题的焦点是，十之八九问题可能是出在载波方案上。而载波方案是你电力公司指定的。到时电力公司就算不稳定不成功，也得验收通过。因为自己指定了哈。所以，电力公司到最后一定是协调电表公司和集中器公司扯皮，到最后自己打自己巴掌，认定很成功，验收通过。

2）集中器公司认为，电力公司指 定了载波芯片。他一定会努力完成数据的存储和转发，同时也努力地完成采集器和集中器之间的通讯（为了拿到自己的钱）。但是，他不能选择他最想要的载波芯片和路由方案，他还居然要考虑和他不认识的载波电表之间的互联互通，他心里相当不爽。自己的优势做不出来，成本要被载波公司切掉一大刀， 气愤啊。

3）电表公司认为，集中器公司将 对整体通讯负责。所以不投标集中器就可以了:) 安全起见，也就不采用自己研发的载波芯片和路由方案了（客户都指定频点了）。反正载波不通，集中器公司去负责。 扯皮？ 电力公司指定的载波方案撒。 不管了。

4）载波公司。载波公司是非常爽的。 在整个招标过程中，他们没有出现，他们不需要去向电力公司收钱，因为他们不参加招投标。他们既不参加电表，也不参加采集器，集中器的招投标。 他们也就出现在招标技术标准里面，把自己写进去就可以了。然后，不管电表厂家还是采集器集中器厂家有没有收到钱，有没有通过验收，载波公司是要先把钱收到口袋里面的。 至于联调的时候不通，反正不影响自己的收入啊（钱都已经收到了）。 那些电表公司和采集器集中器公司急得跳脚？这有什么关系。 反正电力公司那边打点到位就可以了。服务? 那是电表公司和采集器集中器公司的事情啊，我们只是提供了载波芯片嘛，对吧。载波公司唯一不爽的，是电力公司居然不把自己写进指定。要鬼子偷偷地进村，打枪的不要，事先悄悄秘密地把指定做完（这个又不是通过招投标完成的）。只有这种情况是不爽的：竞争对手已经把电力局搞定了，自己没有搞定。 那真是相当的不爽。

如果我来选择自己的定位，我要么选择电力公司（可以收钱），要么选择载波公司(也可以收钱）。我绝对不选择电表公司或者采集器集中器公司。这后两者第一完全堕落为制造业，第二，还需要先给钱出去，而且还不少，然后还要慢慢等，把各位伺候好了，才可能收到自己的钱。

最近流传电表行业的故事，是建议大家去做山寨版东软或者鼎兴。某小作坊已经把东软的破译了。 不论是物理层或者协议栈都OK。 而且还互联互通。做生意要做到这个份上，也是被国家电网公司逼的。有那么多新的载波技术不研究，非要去克隆， 这可不是被逼急了。

结论：载波公司挣钱，电表公司买单？

智能电表的商业模式是：电表，采集器，集中器独立招标。要供产品一段时间以后（最少要验收通过吧）， 才能分批结清货款。但是载波芯片通常要现款现货。目前在第二轮投标中，电表利润已经低到每个表只有几块钱人民币（百分之几的利润），而载波模块却有百分之几十的毛利。这样，就出现了每个单位电表电表公司毛利极低，资金压力非常大，但是还需要现款先购买载波模块，（大约占总成本20%-30%左右），并且还要承担后续服务的情况。不知道有哪些电表公司愿意这样来买单？

国家电力公司有没有想过，这样的游戏规则是否公平？

一位身处智能电表行业的朋友！

Lainey

大容量新能源并网及储能接入电网白皮书发布

2012-10-16 08:44:13 中国电力企业联合会网站

近日，国际电工委员会（IEC）理事局扩大会议在挪威国家会议中心举行，包括IEC主席、副主席、秘书长等高层官员以及IEC各国家委员会主席和代表在内的近300名专家会。会议期间，IEC正式发布了“大容量新能源并网及大容量储能接入电网”白皮书。中国代表向与会专家介绍了白皮书的背景、制定过程、主要结论及建议等。

该白皮书由IEC市场战略局召集人、国家电网公司副总经理舒印彪任项目负责人，来自中国、德国、瑞士、美国、日本、意大利等国家的专家参与了白皮书的编写工作。

作为未来智能电网发展和提高电能效的主要途径，大规模新能源接入及储能技术在国际上得到了广泛关注。“大容量新能源并网及大容量储能接入电网”白皮书主要对以风力发电和太阳能发电为代表的大容量新能源接入电网以及大容量储能的应用现状和未来发展进行了全局性、综合性的论述，分析了现有曜嫉氖视π院臀蠢捶⒄辜苹?EC及其全球合作伙伴提供行动参考和指南。

白皮书共分为7章：第一章为引言；第二章描述了世界范围内新能源发电发展的驱动力、现状、未来和接入电网的挑战；第三章从新能源发电技术本身、输电技术和电网运行技术与实践等三个方面描述了新能源发电接入电网的技术现状；第四章从提高新能源发电的电网友好性、提高传统电源的灵活性、扩大和加强输电网、提高电网运行水平和开发需求响应的应用潜力等五个方面归纳总结了未来支持更多新能源接入电网的解决方案和技术需求，是全书的核心；第五章从时间和空间的角度描述了大容量储能支持大容量新能源接入电网的作用及相关的技术需求；第六章描述了与新能源接入电网相关的标准现状和未来需求；第七章总结了全书并对相关的政策制定者和监管者、电力企业界和学术界以及IEC的技术委员会提出了行动建议。

白皮书在考虑全球背景的同时，突出了国家电网公司近年来在新能源接入和储能方面所开展的研究和实践工作，体现了一个国际大公司在发展新能源、推动节能减排方面应尽的社会责任。

ICE

国外风电并网特点及对我国的启示

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1 前言

2010年，全球风电继续保持快速发展势头，根据世界风能协会(WWEA)统计，2010年全球风电总装机容量达1.97×108kW，同比增长23.6%。受国家政策驱动及全球发展态势的引领，我国风电发展迅猛，连续5年风电装机容量翻番式增长。

风电的快速发展给电力系统规划运行带来新的挑战。本文旨在总结国外部分发达国家风电并网有关情况及特点，其在推动风电发展方面的措施和经验，对促进我国风电健康快速发展具有积极的借鉴意义。

2 国外风电并网现状及特点

2.1 单个风电场大多规模较小，风电主要分散接入配电网

欧洲等发达国家大力发展风电等可再生能源的主要目的是应对气候变暖和减少碳排放。已有风电场大多装机规模较小，除近期集中开发的大规模海上风电场采用高电压远距离输送外，主要是分散接入配电网就地消纳。德国2006年风电场装机容量小于50MW，接入110kV以下配电网规模约占总量的70%；丹麦风电机组主要接入30kV及以下网络，2006年底丹麦风电装机容量中，约88%接入低压网络和10～30kV配电网。

2.2 风电大规模并网依赖于坚强电网的支撑

丹麦是目前世界上风电装机比重最高的国家，其较高的风电装机比重依赖于整个欧洲比较完善的强联电网的支撑。丹麦东部电网通过交流输电线路与挪威、瑞典、芬兰等国组成北欧电网(Nordel)，北欧电网具有统一的电力市场交易平台；丹麦西部电网则可以通过德国电网与欧洲大陆互联电网(UCTE)进行电量交易。

图1 2005年1月飓风发生期间丹麦风电场运行图

图1为2005年1月飓风发生期间丹麦风电场运行图。在星期六凌晨4点前后风电大发时，丹麦风电出力占负荷需求的比重可达95%以上，此时丹麦向北欧电网输出电力，北欧电网通过跨国/跨区输电网为丹麦电网提供备用，以保证电网安全稳定运行。而在星期六18点前后风速超过25m/s时，风机退出运行，风电场出力急剧下降，此时北欧电网向丹麦输入大量电力，满足负荷需求。</DIV>

??负荷需求：----风电出力

2.3 大规模风电并网需要其他电源的支持和协调发展

丹麦电源结构以火电、风电为主，2008年电力总装机容量1315×104kW，其中火电998×104kW，占总装机容量的75.9%，风电316×104kW，占总装机容量的24.0%[3]。但北欧4国电网联系紧密，北欧电网中水电约占总装机的50%，风电等可再生能源约占总装机的5%，其中约2/3的风电安装于丹麦[4]，北欧电网中的大量水电为丹麦风电提供了足够的调峰支持。

美国自2005年以来新增装机主要为风电和燃气电站(见图2)[5]，2008年燃气电站装机容量占总装机容量比重高达41.4%(见图3)。大量具有灵活调节能力的燃气电站为风电快速发展提供了保障。

图3 2008年美国电源结构

3 国外风电并网发展趋势

①未来待开发的风能资源通常离主要负荷中心较远，或位于海上，大规模开发规划通过高电压等级线路接入电网，远距离输送至负荷中心地区。

近年来，欧洲部分国家风电开发重点由陆地分散开发转向海上大规模开发。根据德国风能协会(BWE)预计，2020年海上(北海和波罗的海)风电装机将达到1000×104kW，规划采用直流输电输送至南部负荷中心。西班牙未来待开发的风能资源主要集中在北部和南部的沿海区域，风电场也是以成片开发、大中规模为主，但其电力负荷区域主要集中在中部的马德里和东部的巴塞罗那地区，大量风电需要跨地区输送。近年来，西班牙电网建设以增强400kV骨干网架为主，2005～2009年新增400kV输电线路1 180km，约占新增线路的70%。

②随着风电开发规模的增大，风电输送容量不足的问题逐步显现，规划扩展输电网以扩大风电消纳范围和规模。

德国风能资源主要分布在北海岸，而负荷中心在南部地区，目前，德国由于北部电网与南部电网联络线的限制，部分时段北部风电场会按照调度命令关停部分风电机组。德国2015年风电发展规划目标是装机容量达3600×104kW，占届时规划总装机容量的14%；规划改造更新380kV线路400km、新建850km，增加输电线路长度约5%。这些输电线路基本呈南北走向，以加强北部风电富集地区与南部负荷中心的联络[9]。

2008年6月，美国能源部提出到2030年全国用电量的20%将由风电提供的发展目标。根据能源部联合国家试验室的研究[10]，要实现此目标，风电装机将达到3.05×108kW，包括超过5000×104kW的海上风电。美国电力公司(AEP)研究认为，要实现这个目标需建设19000mile(1mile=1609.344m)765kV输电线路，如图4所示[10]，图中黑色粗线条表示需新建的765kV线路。

图4 美国电力公司提出的2030年电网示意图

4 国外风电并网相关政策法规和管理

①国外风电发达国家都制定了严格的并网导则且强制执行。并网导则明确规定了风电场应具备的有功/无功功率调节能力、低电压穿越能力等性能指标。德国针对大规模风电并网制定了一系列的技术标准和规范，其要求高于国际电工委员会(IEC)的标准，对各种并网技术指标做出了明确规定，并通过《可再生能源法》等法律法规保障执行。国际上趋于通过技术进步和制定强制性标准，使风电达到或接近常规电源性能。

②风电收购政策根据风电发展的不同阶段不断调整。德国1991年颁布的《电力入网法》强制要求公用电力公司收购可再生能源电力，促进了风电产业的发展。但1998年后德国电力行业市场化，销售电价整体下降，为了缓解发电企业和输配电企业面临的压力，2000年4月德国出台了《可再生能源法》(EEG2000)，核心政策调整为可再生能源强制入网，采用固定电价优先购买，并建立了可再生能源电力成本全网分摊制度。2009年1月，针对风电在电源结构中的比例不断提高、对电网安全稳定运行影响日渐突出等问题，又颁布了可再生能源法修正案(EEG2009)，对部分情况下风电可不优先收购进行了规定，收购政策从全额无条件收购变为优先但有条件收购[7，11]。

③国外风电运行管理水平较高。一是广泛开展了风电功率预测工作，如德国、丹麦、西班牙等国都实现了风电输出功率的日前预测，为电网的安全稳定和电力市场运营创造了条件。西班牙规定风电出力预测误差超过20%时将被罚款，2006年，西班牙绝大多数风电场发电量都销售给了电网企业，只有不到5%的风电由于预测误差超过20%，发电企业不愿交罚金而采取了弃风措施。二是对风电场进行有效调控，如西班牙成立可再生能源电力控制中心(CECRE)，对风电场进行有效监控和有序调控，以提高风电机组接入后电网的安全稳定水平[8]。

5 我国风电发展存在的主要问题

截至2010年底，我国风电并网容量达到2956×104kW，“十一五”期间年均增速接近100%。风电在持续快速发展中已逐步暴露出一些问题[12，13]，主要表现在：

①风电开发缺乏统一规划，配套电网建设难度较大。一方面，各地方政府在编制风电开发规划时，主要依照当地风能资源情况确定风电的开发规模和建设时序，导致地方规划风电装机规模普遍大于国家规划。另一方面，风电投资者热情很高，风电开发存在无序现象，风电项目拆批现象比较普遍，建设布局和规模随意性较大，加上电网项目核准和建设周期远长于风电场的建设周期，难以实现风电与电网统筹规划和协调发展，风电项目的建设速度超前于电网建设项目的问题较为突出。

②随着风电的大规模快速发展，系统面临的调峰能力不足问题日益严重。我国电源结构以火电为主，至2009年底，煤电装机占全国发电总装机的74%，而在煤电装机中，供热机组又占了20%以上。在我国风能资源丰富的“三北”地区，供热机组占火电装机的比重更大(如2009年吉林达74%、蒙西达57%)。受电源结构的制约，长期以来我国电力系统调峰能力不足，夏季丰水期弃水、供热期采用机组启停调峰等现象一直存在。随着风电的大规模发展，尤其是风电的反调峰特性明显增加了电网调峰的难度。由于调峰容量不足，2009年吉林、蒙西、蒙东等电网都出现了负荷低谷时段弃风的情况。

③电网建设滞后于电源建设，尤其是跨大区电网的互联规模不足，不利于风电在更大范围内消纳。长期以来，我国电力发展以分省分区的区内平衡为主，省区间的电网互联规模有限，互相调节的能力不足。由于我国风能资源的分布特点，风电开发主要集中在“三北”偏远地区，受当地电力负荷水平和系统规模的约束，风电消纳能力不足。同时，受跨大区电网互联规模有限和交换能力不足的约束，当地无法消纳的风电难以送到更大范围内消纳，不利于风电的大规模开发利用。

④风电技术和运行水平较低，风电发展相关政策有待完善。我国目前已经并网的风电机组多数不具备功率调节、低电压穿越等功能，风电场没有建立支持调度运行的风电集中监控平台、风功率预测系统。另一方面，国家制定了可再生能源发电全额保障性收购政策，在实际运行过程中，调峰手段受限的电网在低谷时段必须采取特别措施(如火电机组深度压出力或部分火电机组停机等)，方能保证风电电量的收购，所付出的代价很大，并且存在一定的系统安全运行风险。此外，风电送出工程、调峰调频等辅助服务相关政策也有待完善。

6 对我国风电发展的启示

根据国家最新规划目标，2020年我国风电装机可能达到1.5×108kW以上的规模，未来10年我国风电仍将持续较快发展。针对我国风电发展中存在的问题，参考国外风电大规模发展的经验，可得到以下启示：

①优化电源结构，合理配置调峰电源，解决风电大规模发展带来的系统调峰问题。从国外风电并网经验看，风电与其他电源协调发展的关键是系统调峰问题，应优化电源结构，增加电源装机中调峰电源和灵活调节电源的比重。应在具备抽水蓄能站址资源的负荷中心地区，加快抽水蓄能电站建设；在天然气供应有保障地区，建设一定规模的燃气电站；建设大容量高效率燃煤机组，参与系统调峰。

②建设坚强智能电网，解决风电大规模接入和输送问题。坚强电网是风电大规模发展的支撑和载体，我国风能资源分布集中，与负荷中心呈逆向分布，本地消纳能力有限，需加快构建坚强的互联电网，加强跨区输电线路的建设，扩大风电的开发规模和消纳范围。同时，应加强电网智能化建设，改善风电的功率输出特性，对风电场出力进行准确预测和优化调度，解决风电随机性、间歇性特点带来的系统安全问题。

③健全相关法律，制定发展规划，加强并网管理，完善政策支持体系。应适时调整风电收购政策，保障系统安全稳定和总体经济高效；将风电规划纳入能源电力统一规划，实现风电规划与电源规划、电网规划的协调，国家规划与地方规划的协调；制定出台强制性的风电并网技术导则等技术规定，建立风电机组测试与认证制度；完善风电配套输变电工程的定价和补偿机制，建立风电跨省区消纳价格机制，制定辅助服务补偿机制。通过管理和政策措施的逐步完善，促进风电健康发展。

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风电并网调度运行国标有望今年推出

摆在中国风电发展面前的最大难题??风电并网有望在今年得到制度上的支持。

近日，在北京举行的中国能源高层战略论坛电力峰会上，中国电力科学研究院总工程师印永华向CBN记者透露，风电并网调度运行国家标准正在制定中，年内或将推出。

近年来，中国风电发展速度迅猛，已经连续4年实现风电翻番增长，并有望在今年成为全球风电增速最快的国家，跃居世界风电装机容量第一位也指日可待。

然而，如何将清洁但却不太稳定的风电并入电网，是制约未来中国风电大发展的一个关键因素。

印永华透露，风电并网调度运行国家标准正由国家电力调度中心和中国电力科学研究院联合制定，该标准于去年下半年定题，并于今年初正式启动。该标准“既对风电技术本身提出控制要求，要求风电机组做到可控，也对电网方面提出了要求”。

该标准目前尚未完成初稿，但印永华表示，该标准在今年推出“应该差不多”，因为“国家需要对这个市场进行引导，毕竟市场发展太快了”。

除了制定中的风电并网标准，大容量风电并入电网后，火电、水电等较易调节的电力形态将会与之形成配合，“在河西走廊，一个500万千瓦的风电基地马上就要建设起来，当地会有相应的火电机组来与之配合，以保证电网的稳定。”印永华举例说。

印永华还透露，下一步，像天气预报一样对风能进行精准预测，以帮助电网对风电作出精准调度，也将成为风电并网工作的重要一环。

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电网瓶颈是我国风电发展的最大挑战

　　随着我国鼓励可再生能源发展的一系列规划和优惠政策相继出台，作为最接近商业化的新能源??风电设备制造和风电场建设运营近年来成为投资关注的热点。

仅2008年，我国新增风电装机容量就达到624.6万千瓦，增长速度89%，仅次于美国，位列全球第二。来自中国可再生能源学会风能专业委员会的最新数据显示：截至2008年底，我国风电装机容量累计约1215.3万千瓦，比2007年增长106%，超过印度，成为全球第四大风电市场，同时也提前实现了可再生能源“十一五”规划中2010年风力发电装机容量1000万千瓦的目标。我国风电装机容量已连续五年实现翻番。

2009年我国风电新增装机容量还会翻番，届时在全球新增风电装机总量中的比重，将由2008年的23%增至33%甚至更多。按照目前的发展速度，中国将一路赶超西班牙和德国，至2010年风电总装机容量有望跃居世界第二位，并提前10年实现2020年风电装机容量3000万千瓦的目标。

然而就在我国风电装机容量高速增长的同时，一些风电场在风力资源丰富且已经完成装机容量指标后，却比预期少发电或者不发电，不但造成项目效益差，而且浪费了大量资源。

2008年底我国有超过1200万千瓦的风电机组完成吊装，其中1000万千瓦风电机组已通过调试可以发电，但由于电网建设滞后以及风电并网中的一些技术、经济和管理障碍，2008年底实际并入电网的风电装机容量仅为800万千瓦，由电网因素导致的装机容量浪费约200万千瓦。

近年来我国风力发电突飞猛进，但电网设计与建设却相对落后，风力风电项目纷纷上马，却在电能上网时受阻，风电场无法发挥全部产能。从技术层面上讲，风力资源时强时弱，风力发电具有不稳定性，小规模的风电电源会引起电能质量、电压的问题，大规模的风电电源会引起电网稳定性等问题。因此，如果不加大对电网的投入，区域性电网就会受到严重威胁；而一旦出现问题，就会造成大面积停电，后果不堪设想。其他的电源比如说火电、水电，都是可以调度的，这就大大减少了电网运行和调度的风险。

除了技术层面的因素以外，经济效益差、运行管理复杂也是影响风电上网的重要原因，业界认为国家对电网企业进行风电场配套电网建设的政策支持力度不够。按照国家鼓励可再生能源发展的相关政策，电网企业必须接纳并全额收购可再生能源电量。然而，西北、东北和华北是我国风电资源相对丰富的地区，但这些地区大部分处于电网末梢，是电网建设较为薄弱的地带。需要从电网规划入手，并通过加快电网建设使风力资源不仅能发得出电，而且能送得出电，用户最终能用上绿色电力。

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新能源助推智能电网

“凡是触网的股票都在涨。”26日，端坐在电脑前的省城资深投资人士李海明，指着国电南自、国电南瑞、置信电气等涉及智能电网的股票分时走势图给记者看。这是国家在推新能源新政时，重点突出的智能电网建设在股市中的抢眼表现。

　　通俗讲就是“电网2.0”

　　“所谓智能电网，是与现在的电网相比的称呼。现在的电网管理是自动化与人工调度相结合的管理方式，智能电网则是自动化程度越来越高的电网，最终实现电网全智能化。”谈及智能电网的好处，电力专家、济南南瑞通信系统有限公司董振全认为，好处是明摆着的：一是增加电网的可靠性；二是降低整个电网的能耗；三是降低人工操作可能出现的失误。

　　通俗一点讲，这项被称作电网2.0的技术，它带来的一项直观便利在于，在家中接入智能电表，通过电子控件与电网相连，及时感知波峰波谷电价，自行调整用电策略。更多的一连串效应还在于，减少电网高峰负荷、提高电网可靠性、方便可再生能源接入电网等等。

　　“2008年我国社会用电总量近35000亿千瓦时，若实现电网信息化，将可直接减少配电输电用电等环节的能源损耗，每年因而节省5％至10％ 的电力资源，接近2000亿元人民币。”这是中科院经济学家武建东计算的数据。

　　更换智能电表全国5000亿市场

　　其实，智能电网并不是中国的专利。全球最早、也是推广最好的智能电网国家是意大利。目前，意大利全国2700万用户，全部实现了智能电网管理。

今年年初，奥巴马上台5天之后，美国白宫即发布了《经济复兴计划进度报告》，美国政府宣布未来3年内，将为美国家庭安装4000万个智能电表，同时投资40多亿美元推动电网现代化。

　　“中国是较早呼吁并建设智能电网的国家，只是这几年步伐有些减缓。”董振全告诉记者，智能电网从大的方面分大电网和末端电网两部分。多年来，由国家电网公司主打的大电网，一直在做智能化工作，在某些领域，大电网的智能化程度是世界领先的，大电网整体智能化也挺高。“中国智能电网的短腿在末端电网。”

　　“按照匡算，我国要推广智能电网，仅仅更换智能电表一项，就要更换5亿块电表，每块电表按照1000元计算，这个市场就达到5000亿元，这可是一个庞大的蛋糕。”董振全算了这么一笔账。

　　对太阳能风能都是利好

　　“这对太阳能、风能发电是个重大利好。”力诺电力有关专家告诉记者。

　　在德国等欧洲国家，太阳能等新能源发电被鼓励安装，新能源发电被优先安排接入大电网中，收购价格远远高于居民用电价格。“这里面就有智能电网的功劳，因为能够及时上网，居民安装新能源电力设备才有积极性。”

　　传统电网中，太阳能、风能电厂与火力电厂输出的功率相比，可以称为微小电源点。因为不占据主导地位，整个电网在调度中，以火力电厂为主导进行网间电力匹配，微小电源点几乎不在统筹范围。实现智能电网后，太阳能、风能、地热能等及时接入电网，介入过程可以自行控制。

“智能电网能将新能源电力及时上网，将成为我国鼓励居民投资新能源发电的一个契机。”这位专家告诉记者。新能源企业也对电网智能化改造表示了莫大兴趣，与传统电网相比，智能电网具有更为强大的兼容性，为分布式可再生能源发电的发展创造了更大的可能，一旦智能电网建成，国家通过政策鼓励家庭和企业安装小型高效的可再生能源发电设备，并支持消费者购买或出售“绿色电力”，这对新能源行业将是利好。

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智能电网：电力行业发展目标与组建模式

5月下旬，国家电网公司(下称“国网”)在特高压大会上宣布了智能电网发展规划。国网提出的信息化、数字化、自动化和互动化的“坚强智能电网”的建设目标，这是国网第一次对智能电网提出高度概括。

具有标志性意义是，国网决定将特高压输电网络的建设将与智能电网紧密结合在一起。此前，国网一直把特高压作为未来国内电网发展主要方向，在智能电网方面投入力度偏小。但随着国家拉动内需政策的接连出台，作为产业带动能力较强的电力设备领域，涌动着投资的热情。

特高压搭伙智能电网

特高压技术是是一种1000千伏交流或±800千伏直流的输电技术，从上个世纪60年代开始，美国、前苏联、日本、意大利等国家先后开展了特高压输电技术的研究和开发。由于技术和经济的因素，日本和俄罗斯铺设了特高压线路但未转入商业化运行，但在国内，特高压被认为是解决我国未来输变电技术中的关键。

今年1月6日，我国首个特高压示范项目，晋东南-南阳-荆门工程历经2年多建设，正式建成投运。这标志着中国成功掌握远距离、大容量、低损耗的特高压输电核心技术。

今年内，特高压项目还将开工建设淮南-上海、锡盟-上海、陕北-长沙三大特高压交流输变电工程。由于我国西电东输的需要，大规模、远距离输电中，特高压显出了一定优势。以国网为主要推动力的我国电网建设，正在执着地向“特高压电网”快马加鞭。

据了解，原规划为到2020年特高压电网基本建成，输送电量将达到2亿千瓦以上，占全国装机总容量的25%，两大电网公司在特高压电网上的投入约4060亿元，其中交流为2560亿元，直流为1500亿元。

特高压电网成为我国未来电网的骨架，目前，国网正在推进“一特四大”的电网发展战略，即以大型能源基地为依托，建设由1000千伏交流和±800千伏直流构成的特高压电网，形成电力“高速公路”，促进大煤电、大水电、大核电、大型可再生能源基地的集约化开发。

不过，随着特高压电网研究和建设的不断深入，这项技术对于未来电网建设的弊端也就凸显出来，作为一项输变电技术特高压只是解决了运输电能环节的问题，并没有彻底解决整个电网三大环节的衔接问题。

在未来的电网中，电厂、电网和用户被能量连接在了一起，分属于产生能量、输送能量和使用能量的环节，特高压技术只解决了未来电网建设中运输能源的问题，这是诸多问题中的一个。

智能电网出世

智能电网如何帮助特高压输送发挥最好的作用呢？设想在东南沿海的夏季用电高峰季节，智能电网能够实时地对当地用电消耗进行评估，同时将信息反馈到发电企业，以供发电企业随时更改发电计划，也许发电厂远在漠北，但通过特高压和智能电网的配合，让全国范围的能量调配变得可能，而夏季限电影响生产生活的状态将被降低到最低。

早在2001年，意大利电力公司就安装和改造了3000万台智能电表，建立起了智能化计量网络，可以实现峰谷平电量计量功能。虽然，这一功能目前在中国诸如上海等发达城市已经出现，但21世纪的第一年，意大利出现的变化被视为智能电网的滥觞。

2006年欧盟理事会的能源绿皮书《欧洲可持续的、竞争的和安全的电能策略》，强调智能电网技术是保证欧盟电网电能质量的一个关键技术和发展方向。此前，智能电网仅指输配电过程中的自动化技术。

2006年中期，“网点”(GridPoint)公司开始出售一种可用于监测家用电路耗电量的电子产品，可通过互联网通信技术调整家用电器的用电量，该产品具有了一部分交互功能，可看作智能电网中的基础设施。

同样是这一年，IBM与全球电力专业研究机构、电力企业合作开发了“智能电网”解决方案。智能电网技术已经诞生了最完整的解决方案，智能电网从技术概念的正式诞生。

这一方案被形象比喻为电力系统的“中枢神经系统”，电力公司可以通过使用传感器、计量表、数字控件和分析工具，自动监控电网，优化电网性能、防止断电、更快地恢复供电，消费者对电力使用的管理也可细化到每个联网的装置。

2008年美国科罗拉多州的波尔得成为了全美第一个智能电网城市，每户家庭都安排了智能电表，人们直观地了解当时的电价，安排用电时段。同时，电表还帮助人们优先使用风电和太阳能等清洁能源。此外，变电站可收集到每家用电情况，一旦有问题，可以重新配备电力。这一功能被誉为智能电网的“自我修复功能”。

2000亿元的“智能”蛋糕

虽然，智能电网在美国取得了长足的进步，但在国内还方兴未艾。根据今年的全国能源会议预计，国家在电力工业年内总投资将达到5800亿元，业界认为电网投资将达3500亿元，投资的重点仍然在于特高压、超高压电网以及跨区送电工程建设。

不过，国网对于智能电网的投资也已经拉开帷幕。2007年10月，华东电网正式启动了智能电网可行性研究项目，并规划了从2008年至2030年的“三步走”战略，即：在2010年初步建成电网高级调度中心，2020年全面建成具有初步智能特性的数字化电网，2030年真正建成具有自愈能力的智能电网。

国网当时希望通过该项目逐步论证中国进入智能电网领域的可能性，不过，直至5月底，国网召开新闻发布会，即高调宣布特高压与智能电网“齐头并进”，事实上，国家电网的态度变得更为积极，也从另一方面昭示了我国严峻的用电形势。

2008年我国全社会用电量34268亿千瓦时，输电、配电和用户端损耗约9%，年线路损耗约3000亿千瓦时，折合1.5亿吨原煤，相当7000万千瓦装机容量，3000亿元的电源投资和3000亿元人的电网投资。

由于需求变化难测，管理手段不足造成电网调度难以实现优化、节能、安全，导致大量发电机组发电煤耗损失巨大。对于中国来说，智能电网的出现时机已经成熟。智能电网是解决我国电网自身问题以及低碳经济发展的必然选择。

在应用环节上，我国智能电网主要包括发电、线路、变电、配电、用户、调度等环节。未来的智能电网是将电力流、信息流、业务流融为一体的完整体系。

初步估算，我国智能电网将在部分地区实行试点，然后在全国范围内逐步推广，最终到2020年建设完成。预计到2020年智能电网总投资将不低于2000亿元，2015年之前将完成主要框架建设。

今年，为实现电网数字化，今年起我国需要更新百万个以上变电站，将3000~5000万个电表更改为智能电表。

“后来居上”的风险

中国建设智能电网拥有不可比拟的优势。

目前，我国的智能电网还处在规划阶段。相关部门正在进行多目标优化、电力储能、信息集成等方面的调研，至于7月能否拿出方案，将取决于关键规划是否符合中国国情。

今年以来，智能电网在国内的发展呈加速趋势。不过，面对突如其来的“智能电网热”，业内人士建议，中国在输电部分做智能电网会有一些困难，但可以先从配电系统开始，投资小，见效快。

IBM公司则建议，在考虑智能电网建设与改造时，要首先对电网企业的业务流程进行梳理，业务变革和管理变革要先行，从条件比较成熟的地域和业务着手。

对于输电网的智能化，应有条件地选择性试点，并与新建和改造紧密结合。智能电网不是一个固定的、一成不变的方案，电网企业要根据自己的业务目标和要解决的关键问题，对智能电网进行裁剪和调整，以适合自己的情况。

［此帖子已被 ICE 在 2009-7-24 20:54:02 编辑过］

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智能电网：比3G更大的4万亿新引擎

智能电网正在成为拉动世界经济的下一个引擎。对中国而言，智能电网对投资的拉动作用更大，被称作下一个"4万亿"。
　　7月22日，负责华北区项目管理的国家电网公司内部人士徐先生对《投资者报》表示，自7月11日国家电网公司年中工作会上公布了智能电网规划以来，在这家总资产超过万亿元、经营区域覆盖88%国土面积的央企内部，几乎人人都在参与智能电网。"连财务、人事之类的管理部门，也从20余个课题中找到与自身工作相关的内容组织开会探讨。"
　　对智能电网感兴趣的远不止电网内部人士。7月16日，美国商务部部长骆家辉和能源部部长朱棣文来华。他们直奔国家电网公司，并与国网公司总经理刘振亚就清洁能源和智能电网问题进行会谈。

　　与此同时，国家电网提前布局智能电网的资本运作行动也在悄然进行。7月17日，国家电网旗下的中国电力科学院和国网国际技术装备有限公司分别出手收购许继电气和平高电气，使旗下的电力设备上市公司从国电南瑞一家快速增至三家。
　　徐先生透露，近日南方电网公司也在频繁召开领导班子智能电网碰头会，表示要进一步研究把握智能电网的实质内容，结合实际研究制订方案，推进智能电网建设。
　　全方位的产业带动，巨大的投资空间，这场轰轰烈烈的能源革命吸引了各方的参与。除国家电网外，各地方政府以及外国政府和外企也力争从中分得一杯羹。
　　三步战略和4万亿投资
　　7月11日的国家电网年中工作会议以智能电网为主要议题，并确定了智能电网发展规划和总体投资。
　　主要分三步推进。2009~2011年为规划试点阶段，重点完成坚强智能电网的整体规划，开展关键性、基础性、共用性技术研究，进行技术和应用试点；2012~2015年为全面建设阶段，加快特高压电网和城乡配电网建设，初步形成智能电网运行控制和互动服务体系；2016~2020年为引领提升阶段，全面建成统一的"坚强智能电网"。
　　与发展规划相应，会上也确定投资计划，即到2020年智能电网总投资规模接近4万亿元。具体为今、明两年的投资约5500亿元，其中特高压电网投资830亿元；全面建设阶段投资约2万亿元，其中特高压电网投资3000亿元；基本建成阶段投资1.7万亿元，其中特高压投资2500亿元。
　　如此庞大的投资空间，一方面源于我国电网利用效率的低下；另一方面也源于智能电网产业链对各方投资的拉动，以及对能源转变的巨大提升空间。
　　对于目前电网的浪费与低效，能源专家武建东有个形象的比喻：六车道的路面只能单车道行驶。中国电力企业联合会的一项统计显示，截至去年底，全国电网220千伏及以上输电线路回路长度已达36.48万千米，中、低压配电网几百万公里。这个单向运转的庞大输配电系统因此成为了世界上最大的"沉睡"财富，也是最浪费的网络资源。
　　武建东预计，若中国实现了互动电网转型，相当于每年可以节省其中5%~10%的电力资源，接近2000亿元人民币的水平，相当于2009年投资1200亿元建设的福建福清、浙江方家山、广东阳江三个核电站。
　　对此，世界能源金融研究院执行院长、中国金融研究院院长何世红表示，智能电网技术革新打开了电信、电网、电视网等整合的通道，为全球电力、电信产业、通信产业、电视媒体等改革提供了独特机遇。
　　比3G更大的全球信息、能源交互网
　　通俗意义上的智能电网，是在家中接入智能电表，通过电子控件与电网相联，及时感知波峰波谷电价，自行调整用电策略。但目前规划已上升至国家战略高度，而且意义也已超越普通的电网。
　　武建东认为，最终的智能电网，会将电力网提升为电力、数据、视频、智能家电控制、楼宇自动化和电动交通等多功能合成的互动网络，即营建一个"电力光纤复合电缆电网"。"这将是一个比3G更大的产业链。"
　　在他看来，美国和欧洲的智能电网改革的基础是立足于一网（电力网）一线（电力线），并在此基础上构建互联数据网，实现实时、高速、双向的电力数据读取和可再生能源的接入。而以化石能源为主的中国大体量能源体系不具备快速转入可再生能源的基础，应该推行跨越式战略。
　　也就是说，应采用大规模突破性手段进行电网的组织革命，推行一网（电力网）多线（添附光纤线）的转型战略：即在现有电力线的基础上，添加二三条光纤线缆，通过电力光纤复合电缆电网的模式解决民用网、政府网和军用网三网捆绑电缆线互动运行的问题。
　　这样一来，该电网体系将包括电力主线运营送电网和可再生能源接入网、光纤线缆运行通讯网、数据网、电视网、家电管理网、智慧电能存储网、远程医疗网、生物传感器网。"如由各地电力、通讯和军队联合施工，三到五年内我国主要城镇可以初步实现互动电网的基础营建和运行。"
　　据徐先生表示，目前国家电网也在探讨这一模式和终极规划。即以智能电网技术为基础，通过电子终端将用户之间、用户和电网公司之间形成网络互动和即时连接，实现数据读取的实时、高速、双向的总体效果，实现电力、电信、电视、远程家电控制和电池集成充电等的多用途开发。
　　不过，这就需要中国互动电网体系的标准、体系架构和流程要素要考虑区域化融合。徐先生也表示，这是今年智能电网标准不能马上出台的原因，今后也可能与美国一起研究制定标准。
　　各方布局提前抢筹
　　巨大的前景，吸引了各方投资。尽管智能电网还不为大多数人所知，但两大电网的规划行动已吸引了不少"先知者"，包括企业和地方政府都在提前布局，以期抢占先机。
　　由于国家电网是智能电网主导者，其不但第一个成立了智能电网事业部，而且一边制定规划一边收编许继电气和平高电气两家电力设备公司。同时，其已和南京政府达成协议，将南京作为电网建设基地。
　　据徐先生介绍，不少外企也已行动。连此前很少介入国内电力自动化领域的GE和ABB，也正加紧与国家电网接洽，希望能在电力设备和智能元件方面合作。
　　ABB（中国）有限公司副总裁兼首席技术官柯廷安博士前不久公开表示, ABB看到中国政府正在越来越重视可再生能源，而智能电网也是ABB正关注的研发方向。
　　抢筹队伍中还有地方政府。据了解，目前福建省计划投入120亿元建设福建海西智能电网。扬州市经济开发区则计划投资25亿元，打造占地面积6000亩的智能电网产业园区。
　　爱建证券报告认为，电力自动化领域与其他行业的不同，目前少有外资介入，即使西门子、GE有部分介入，也主要集中在工业自动化领域，而电力自动化的核心领域继电保护、电网调度方面都是国内几大公司垄断，"因此，国内企业的机会更大"。
　　产业链上六环节公司受益
　　从产业链层面看，智能电网与普通电网一样，依次分为发电、输电、变电、配电、用电、调度六个环节。
　　国家电网预计从今年开始，每年对电网投资都将在2000亿元以上，这意味着，输变电行业未来年均增长在30%~40%左右，电站设备龙头企业有20%以上的增长速度，国家电网对特高压输电方面的超规划投入将给国内特高压设备制造商带来更大的发展机遇。
　　在柔性交流输电技术方面，目前国内研究和生产柔性交流输电技术的主要上市公司有荣信股份和思源电气，荣信股份目前占到SVC/SVG市场的50%左右，而思源电气则依托清华大学柔性输电研究所进行电力电子技术研究开发，在小型化SVG等产品中占有优势。
　　输电环节的建设重点在特高压和跨区输电工程，生产特高压变压器、开关、换流阀等主要产品的特变电工、天威保变、平高电气、许继电气值得关注。输电环节智能技术还包括超导电缆，上市公司有宝胜股份和永鼎股份。
　　变电环节的建设重点是具有智能预警监控功能的智能变电站，数字化变电站是智能电网的物理基础，也是智能电网建设中变电站的必然趋势。在智能电网规划的推动下，未来数字化变电站将成为新建变电站的主流逐步取代常规变电站。涉及上市公司包括国电南、国电南瑞和许继电气、平高电气和思源电气。
　　配电、用电、调度环节的建设重点是智能用电服务体系、较有实力的上市公司主要有国电南瑞、国电南自、许继电气和东方电子等公司。
　　清洁能源受益空间最大
　　另外，除电网产业链上的公司外，受益智能电网最大的产业是清洁能源。风力发电相对于太阳能、生物质等可再生能源，技术更为成熟、成本更低、对环境破坏更小。然而，在风电发电技术不断成熟的情况下，却遭遇了并网难题。
　　电网要求入网的风电能满足电网稳频、稳压要求，但自然风的不稳定导致风机发出的电也不稳定，甚至导致电网崩溃或设备损坏。由于风电并网过程带来设备和技术复杂化和风能利用效率降低，并最终导致的风电成本大幅提高，风电也被电网认为是"垃圾电力"而排斥。以国内最大风电开发商龙源集团为例，去年因风电并网难造成损失在8000万元以上。
　　而在此次国家电网公司年中工作会议上，国网公司首次拿出了智能电网的详细部署，并将清洁能源作为重要的着力点，提出要全面掌握清洁能源发展的规划和布局，将建设统一坚强智能电网与清洁能源发展紧密结合。
　　一大争议两重隐忧
　　尽管国家电网强调，我国一次能源资源分布与生产力布局很不均衡的现实，决定了我国智能电网将采取"一特四大"（即特高压电网，大水电、大煤电、大核电、大型可再生能源基地）战略。但到底以输电建设中的特高压所依托的"集中式"能源供给为主，还是以配电中的分布式能源接入为主，仍存争议。
　　同时，我国建智能电网也存两大隐忧。一是目前以美欧为首的发达国家电力需求趋于饱和，电网经过多年的快速发展，网架结构稳定、成熟，具备较为充裕的输配电供应能力，在智能电网的建设上偏重于配电层面技术的开发。而中国，75%来自火电，新能源、可再生能源比例小，在智能电网的建设中偏重于输电层面技术的完善。
　　另一个隐忧是电力交易条件不具备。美国自上世纪80年代完成输配分开后，电力市场交易相当活跃，具备了互动式电力交易的条件，但中国目前电力市场还未成型，目前的行政控制电价，就对配电层面的电网互动性形成很大阻力。

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并网尴尬 送出无门 风电或踩急刹车

　　继风电上网电价统一为“标杆电价”之后，又一条针对风电行业的消息悄悄引发了行业小地震。国家电网7月30日发布了国家电网《风电场接入电网技术规定》。国家电网副总经理舒印彪表示，该规定将在公司内强制推行。

　　华电集团宁夏风电场因并网电价从原本的每度0.56元提高到0.58元的标杆电价高兴没几天，又不得不对国家电网严格的“并网新规”感到担忧。

　　2008年底，风电装机容量占全国总装机容量的1.1%，其中内蒙古风电装机容量的占比高达36%。伴随着风电装机规模的“突飞猛进”，配套电网建设滞后、调峰电源不足导致风电并网难已经成为行业发展的“拦路虎”。此外，国家电监会日前发布的《我国风电发展情况调研报告》显示，内蒙古等地的风电场的电力送出市场空间也存在隐忧。“高速前进”的风电行业可能不得不“踩一脚刹车”。

　　并网、送出难题接踵而至

　　风电大规模并网带来的调峰问题和电网适应性不够的问题导致电源企业和电网企业矛盾凸显，风电场被限制出力的现象在蒙东、吉林等地电网频频出现。

　　内蒙古地区一家至今尚未实现盈利的风电场有关人士表示，在目前国家层面的风电并网技术标准相对“缺位”的情况下，国家电网推行其自定的技术标准，这意味着未来风电场发电被电网“全额接收”无疑成为一种奢望，风电场早日实现盈利的预期还得往后拖。

　　华电集团计划发展部副主任田鸿宝承认，无论是从电网安全还是从风电的长远发展考虑，国家电网制定风电并网相关技术标准都是必要的，但是若要上升到国家标准，需要相关专家充分论证，提升标准的权威性，并从发电、输配电多方角度来平衡并网标准的制定。

　　但对于国家电网的风电并网规定，也有不少反对声音。大唐集团旗下一家风电场有关人士表示，风电并网技术标准的制定，应该起到鼓励、支持风电并网，而不是一味提高风电并网的“门槛”。

　　分析人士认为，标杆电价本身对于提升运营商利润空间，甚至刺激民营、外资进入风电市场无疑是有促进作用的，但风电市场的其他矛盾也日渐突出，亟待解决。其中，风电并网、风电调峰依旧是制约风电发展前景的“绊脚石”。

　　田鸿宝认为，国家电网“新规”实施后，未来风电场的电量并网的时候，将会多一道“关卡”，不少风电场的利润可能受到一定程度的影响。此外，风电送出问题也严重制约内蒙古等西北地区的风电后续发展。

　　“全额收购”可能被改写

　　关于可再生能源发电的并网，《可再生能源法》明确规定了电网企业要全额收购可再生能源电量，国家电监会也制定了《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》。但舒印彪认为，在目前风电规模飞速增长，风力发电的“随机性、间歇性”等特性使得电网受到的冲击越来越大，考虑到电网运行安全需要，此前规定的“全额收购”提法还需要再商榷。

　　他的另一个理由是，目前国外不少地区对新能源发电从“全额收购”提高到“优先收购”。在他看来，在我国风电、太阳能等新能源快速增长的今天，也需要顺应这样的趋势，对电能“择优上网”，保证用户的用电质量。

　　对此，国家能源局新能源处处长梁志鹏在接受中国证券报记者采访时表示，关于“全额收购”规定修订的观点，国家能源局也在研究，但目前尚未进入落实层面。

　　梁志鹏日前透露，风电设备业的关键问题是加强管理，尽快建立国家层面的检测标准。他表示，国家能源局特别重视设备检测和认证工作，目前投入运行的风电设备和光伏设备基本用的是国外的检测标准，亟待建立国内的设备检测标准，目前国家能源局已经着手研究，并且已经安排少量资金予以支持，该检测标准建立之后，应该是强制性实施。

　　输送技术“拖累”风电前行

　　依照我国“建设大基地、融入大电网”的风电规划构想，内蒙古确定了打造内蒙古“风电三峡”的目标，规划风电装机2010年达到800万千瓦，2020年达到5000万千瓦，我国风电已进入大规模基地式集中开发阶段。

　　如此一来，风电并网和运输瓶颈矛盾更加突出，而这在国外风电发展中也颇为罕见。原因是，目前欧美等国投产的风电场装机规模较小，主要以分散的方式接入配电网，就地消纳。

　　对于是否能够仿效国外的“就地消纳”风电模式，中国电力科学院有关专家认为，我国电源结构以煤电为主，风电资源丰富的“三北”（东北、西北、华北）地区供热机组所占比重大，而当地消纳能力不高，这意味着风电、太阳能发电面临的大容量、远距离高压输电的问题是必须解决的问题。

　　另一方面，即使在国外，随着风电开发进一步向海上或远离负荷中心地区风电的大规模扩展，也不可避免地要应对风电消纳和远距离输送问题。

　　国家能源局新能源处处长梁志鹏也表示，仿效国外采用分散接入的方式发展新能源在中国不太适用，新能源的远距离超高压输电是必须解决的技术问题，这方面中国有望走在技术前沿。

　　据专家预测，到2020年，新疆电网风电消纳能力不到400万千瓦，新疆风电的大规模开发必须立足于外送。同时，西北主网消纳甘肃酒泉风电的能力尚且不足，无法为新疆风电提供消纳市场，因此，新疆大规模风电必须送到我国中东部地区消纳。

　　有关专家提示，相比目前的风电发展速度，输电技术水平的提高还任重道远，相关规划协调工作更是涉及多方，短时间难以完成，因此，近几年处于发展“快车道”的风电行业可能整体要放慢速度，待技术、政策、价格等问题理顺之后“再上路”。

　　风电发展协调规划悄然动工

　　中国证券报记者从中电联独家获悉，目前，中电联正在针对目前风电后续发展面临的难题研究制定风电规划的协调及完善性建议。事实上，由于这段时间以来，风电建设存在一定程度的盲目性，发展速度过快导致调峰、并网、电力送出问题接踵而至，风电规划有待调整的问题也已得到国家电监会和国家能源局等有关部门的重视。

　　梁志鹏透露，目前，我国以资源分布为基础的风电开发规划已经完成，例如七个千瓦级风电基地规划，接下来需要加大对风电规划的协调工作。首先需要根据风电的电源规划，制定电网下一步建设布局，以妥善安排风电机组并网工作。

　　对于目前风电发电侧与输电侧日益尖锐的矛盾，梁志鹏表示，对于风电企业来说，应该在配合电网安全运行的情况下，完成并网，而电网公司也应该尽可能保障风电的发电能够得到充分利用，例如提高风电消纳能力、提高电网自身对新能源接入电网的适应性等。

　　华电集团有关人士表示，未来在进行风电项目开发时，可能会更加“体贴”国家电网的“感受”，例如会选择在电网建设较完善的地方布局风电项目，尽量避免在电网薄弱地区规划短期投产的风电项目等。

　　国家发改委可再生能源研究中心主任王仲颖认为，必须让区域电网之间实现互相支撑，例如华北、华中和西北电网相连接，这也直接决定了未来的电网整体建设体系的走势以及智能电网的具体建设规划。舒印彪也表示，对于国家电网来说，未来将针对风电消纳工作加大对风电接入示范工程以及配电网的建设力度。