5万亿新兴能源产业的投资饕餮盛宴中,风电能如愿乘风而上？
从目前披露的信息看,风能分羹市场空间的盘子与之前的预估相差甚远,几乎可以肯定,规划追赶现实的数字游戏还会继续上演。
规模多大,也许不是风电急速发展的最大问题,因为规划数字永远可以调整。而上网、调峰、消纳是直击发展命脉的深层内容。
2020年风电版图如何划定？面对竞争,整机制造企业将如何转身？如何摆脱5兆瓦以上大机组技术上的国外“基因”？“圈风”热潮中,储能等下游产业将迎来什么契机？面临国网强力控风,风电与之将如何开展博弈？
本报聚焦如上风电话题,推出系列专题报道,通过官学企三层角度,描绘新一轮风电发展脉络图。
7500万千瓦“超速发展”？风电2020年规划缩水50%
在我国减排承诺的倒逼下,风电行业仍将处于高速发展期,这几乎是不争的事实。然而,在消纳与调峰等关键问题还未明确解决的情况下,这张风电蓝图可能只是看上去很美。
7月20日,国家能源局规划司司长江冰透露,已经成稿的《新兴能源产业发展规划》（下称《新兴规划》）正准备上报国务院,预计在2011年-2020年的10年内,累计增加约5万亿元的投资,每年可增加产值1.5万亿元。
5万亿元“大盘”中,留给风电的空间有多大？此前,关于未来风电行业的发展规模,业内普遍认可的说法,是今年4月国家能源局副局长刘琦在一次风电会议上透露的数据。
即刘琦称,国家能源局计划用半年时间在全国11个省（区）开展风电开发规划、市场消纳和输电规划研究工作,加强风电开发与电网的协调发展,以求有效解决2015年9000万千瓦和2020年1.5亿千瓦风电的输送和市场消纳问题。
“这个装机的目标肯定能达到,但是能否消纳还要看电网的建设情况。”中国能源学会副会长周凤起表示,尽管国家电网此前已经提出了7大风电基地2015年和2020年接入系统及输电规划方案,但外送通道的高投资成本仍然是一个问题。
而在东北电网公司教授级高工郭象容看来,“电源结构与调峰能力,是电网接纳大规模风电的关键所在。”
事实上,由于风电的不稳定性,远距离输电需要选择与水电、火电捆绑,或者在风电场配备储能设备,协助调峰、稳定电网。但是,因为各种因素的制约,这三种方式都存在着难以忽视的问题。
种种迹象预示着,“前途光明、道路曲折”仍将是中国风电产业发展难以摆脱的宿命。
规划追不上产业发展速度
除了风电规模增长过快、难以预期,数据“打架”的另一个原因则是,风力资源普查也在不断地修订当中。
知情人士介绍,为了实现非化石能源2020年达到15%的目标,《新兴规划》确定风能、太阳能等可再生能源将占2%以上。
根据上述人士透露,2020年,核电也将占到2%-3%的比例,而且规模至少要达到7500万千瓦以上。以此推算,《新兴规划》中确定风电发展的规模应该是小于7500万千瓦。这个数字与此前1.5亿千瓦的说法相差甚远。
“我不知道那个数字更准确。”一名不愿透露姓名的专家表示,规划应该是自下而上,但迫于减排承诺,我国目前的新能源规划都是倒推出来的,并没有什么规律可言。
实际上,“打架”的数据背后,隐藏的是我国风电超速成长的“烦恼”。
2007年8月,由国务院通过的《可再生能源中长期发展规划》正式发布,风能正是重点发展领域之一。该规划列出的风能发展目标是:到2010年和2020年,全国风电总装机容量分别达到500万千瓦、3000万千瓦。
在政策的刺激之下,风电产业开始飞速发展。2007年我国新增风电装机容量340万千瓦,超过过去十多年装机容量总和;2008年突破1200万千瓦,位居全球第五;2009年累计达到2580.5万千瓦,位居全球第三。
此情形下,国家的规划一直试图追赶产业发展的步伐,但都显得“心有余,力不足”。
在《可再生能源中长期规划》通过半年后,2008年3月,国家发改委发布《可再生能源发展“十一五”规划》,将2010年的风电总装机容量目标定为1000万千瓦。虽然已把规模调高了一倍,但当年即被突破。
从2009年年初开始,国家能源局开始着手制订《新能源发展规划》,即后来的《新兴规划》。江冰表示,该规划与“十二五”能源发展规划一脉相承,但是一个中长期的规划。
不过,如果真如前述知情人士透露,《新兴规划》中确定2020年风电发展的规模约为7500万千瓦,那么“规划赶不上变化”的尴尬,极有可能再次上演。
“今年底,我国风电装机容量可能就会达到4000万千瓦左右。”周凤起表示。
而据记者了解,除了风电规模增长过快、难以预期,数据“打架”的另一个原因则是,风力资源普查也在不断的修订当中。
5月11日,国家能源局重新修订了陆上、海上风电资源,其统计数据显示,陆上风资源为25.8亿千瓦,海上风电只有2.5亿千瓦。而此前,海上风电的资源被认为是7.5亿千瓦。
中投顾问能源行业首席研究员姜谦曾向记者表示,“风力资源评估跟不上,我们就无从知晓具体资源到底有多少,制定合理和科学的产业发展规划更无从谈起。”
不过,这样的“乌龙事件”并未打消各方的积极性。一轮海上风电的大规模跃进,已经箭在弦上。
国家能源局在2010年能源工作总体要求和任务中就明确指出,今年要继续推进大型风电基地建设,特别是海上风电要开展起来。
而早在国家能源局正式启动海上风电特许权招标之前,地方和企业大规模的“圈海运动”早已开始。据媒体披露,地方上已经草拟了数十个框架性开发协议,优势海上风电资源几乎被“瓜分殆尽”。[page]
修路赶不上造车
“风电项目建设周期短,电网工程建设周期长,输电线路需要跨越多个市县,协调工作难度大,因此装机了但上不了网的情况很普遍。”
实际上,电力巨头们急于“圈风”,发展新能源并非完全出于自愿。
据悉,《可再生能源中长期发展规划》提出,到2010年和2020年,装机总容量超过500万千瓦的发电企业,非水电可再生能源的比重分别要达到3%和8%以上。这意味着,完不成配额,总量就上不去。
但面对电力巨头们一厢情愿的开发风电,国家电网却以接入条件不具备、技术没有达到、调峰等各种理由来拒绝收购。
2006年实施的《可再生能源法》中曾规定,“全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量”,但截至2009年,风电装机容量占电力总装机容量的1.85%,而上网风电却仅占总电量的0.75%。
今年年初工信部的数据显示,中国2627万千瓦的风电装机容量中,实现并网的总容量只有1613万千瓦。
甘肃省电力公司风电技术中心副主任何世恩告诉记者,风电项目建设周期短,而且每年都可以增加新的风场;而电网工程建设周期长,输电线路需要跨越多个市县,协调工作难度大,因此只能是阶段性的建设,“装机了但上不了网的情况很普遍。”
不过,这样的矛盾,正在出现转机。
7月22日,国资委网站消息称,今年上半年,国家电网累计消纳风电217亿千瓦时,同比增加113%。
此外,本月初,七个千万千瓦风电基地输电方案通过评审,也在向行业相关者们透露着积极的信号。
七个千万千瓦风电基地分别是哈密、酒泉、河北、吉林、江苏沿海、蒙东、蒙西风电基地。按照国家的风电发展规划,将于2020年建成,规划到2015年建成5808万千瓦,2020年建成9017万千瓦,占据全国风电总装机容量60%左右。
由于风电总装机容量庞大,各基地均被冠以“陆上三峡”称号。但与总装机容量不匹配的是,大部分风电基地位于我国西北地区,风力资源与负荷中心呈逆向分布,决定了大部分电量需在更大范围进行消纳。
此前,国家电网已经提出了“建设大基地、融入大电网”,以及由近及远、分期建设的总体消纳思路。
具体是,蒙西风电需要在蒙西及“三华”电网（华北电网、华中电网和华东电网）消纳;蒙东风电在东北电网及华东电网消纳;哈密风电在西北电网和华中、华北电网消纳;酒泉风电在西北电网和华中电网消纳;河北电网在“三华”电网消纳;而吉林和江苏则在区域内电网消纳。
但是据测算,2015年,七大基地风电省区消纳3708万千瓦,跨区消纳2100万千瓦;而到2020年,省区消纳4854万千瓦,跨区消纳则大幅上升至4163万千瓦,这需建设大量远距离输电线路才能实现。
消纳难题另解
国家能源局可再生能源司副司长史立山则认为,在建设外送通道上,应改变全额收购的思路,要有一定的弃风计划,使输电线路更经济。
作为国家发改委核准建设的首个千万千瓦级风电基地,酒泉风电基地目前装机容量已达403.6万千瓦。按照国家规划,今年年底将实现装机516万千瓦,但并网发电的只有113万千瓦。
何世恩介绍,酒泉已经并网的风电靠两回330千伏的线路外送,但由于距离很长、输电能力有限,目前西电东送的能力仅50万千瓦左右,考虑到地方小水电、火电占用一部分送出能力以后,根本无法满足113万千瓦风电送出需要。
“现在正在建设的是两回750千伏的线路,预计11月投产。”何告诉记者,为此,甘肃省电力公司的投资约为90亿元。
据透露,这条线路的建设费用80%靠贷款,这使甘肃电力公司负债率猛然达到了80%。
然而,即使这一项目到10月份全部建成,也只能勉强满足94%以上概率条件下的516万千瓦风电送出,仍然有6%的时间需限制风电的出力,酒泉风电基地仍将遇到送出瓶颈。
对此,原国家能源局可再生能源司副司长史立山则认为,在建设外送通道上,应改变全额收购的思路,要有一定的弃风计划,使输电线路更经济。
他曾表示,目前100万的风电装机,大部分时间出力只有40万-50万千瓦,而高负荷时段一年仅出现少数几次,所以如果以最高负荷来设计输电线路,显然很不经济。
“新的风电项目还要投产,问题肯定会更严重。”何世恩坦言,虽然酒泉基地规划到2015年风电装机要达到1271万千瓦,但是考虑到电网建设的阶段性,明后年的风电项目在并网上可能就要缓一缓。[page]
调峰电源亟待规划
若风电场装设了出力预测、预报系统,并不断提高其预测精度,将有利于电力调度对电网中其他电源开机方式的合理安排,可以大幅度提高电网接纳风电的能力。
“有说法认为,电网建设的落后是妨碍风电并网的主要原因,这其实是不够准确的。”郭象容表示,要根据电网中电源和负荷的情况判断电网能够接纳多少风电容量。“如果电网已经无法再接纳更多的风电,即使电网已经架好也无法实现并网。”
事实上,风电因其不稳定性,很长一段时间内都被业内称为“垃圾电”。
根据国家电网电力科学院的预测,到2020年,电网可以接纳风电装机容量为1亿千瓦,但远距离输电需要选择与水电、火电捆绑,或者在风电场配备储能设备,协助调峰、稳定电网。
“甘肃是在提风火打捆。”何世恩告诉记者,“酒泉风电基地已有约90万千瓦的火电机组,现在又规划了两个百万千瓦级的电厂,但是还没有开始建设。”
此前,比较多见的说法是风电和火电按照1:2的比例混合外送,“但现在看来是很难达到。”何世恩表示。
他告诉记者,火电配的越多,越有利于电网的平稳运行,但一方面需要国家批准建设,另一方面也不是马上就能建的起来。
“如果这个地区本来就有火电,风电混送的方式是可以的,但是为了给风电调峰建火电,成本还是风电装机的两倍,那我们到底是发展风电还是火电？”郭象容认为,用火电来给风电深度调峰的提法是不符合能源资源优化配置的原则,是不合适的。
实际上,在2007年8月国务院办公厅转发的《节能发电调度办法（试行）》中明确规定,电网调峰首先安排具有调节能力的水电、燃气、燃油、抽水蓄能机组和燃煤发电机组,然后再视电力系统需要安排其他机组。必要时,可安排火电机组进行降出力深度调峰和启停调峰。
郭象容表示,相对于欧洲风电发展较快的国家,我国的电源结构显得不合理。“三北地区都是供热机组,热电机组是以保民生为主,不是以发电为主,并不考虑负荷,很难参与调峰,因此电网弃风现象每到冬季就很明显。”
与火电相比,抽水蓄能还有另一个好处,就是晚上用电低峰的时候可以用来蓄能,“有条件的地方,应该考虑抽水蓄能,它的运行经验也更成熟。”郭告诉记者。
国网能源研究院副总经济师兼能源战略与规划所所长白建预计,到2020年预计需要建成5000万-6000万千瓦以上的抽水蓄能装机容量。
但因为我国抽水蓄能电站管理体制不完善,业界对抽水蓄能电站的认识差异颇大。此外,对抽水蓄能电站建设周期较长,且发电还没有明确合理的电价政策,也是建设抽水蓄能电站的制约因素。
与这两种传统的调峰方式相比,电化学等储能设备因为制约因素较少而逐渐受到重视,“但还没有发展到成熟的阶段,仍需要努力。”周凤起表示。
“现阶段来看,提高风电技术装备水平就很重要。”郭象容表示,若风电场装设了出力预测、预报系统,并不断提高其预测精度,将有利于电力调度对电网中其他电源开机方式的合理安排,可以大幅度提高电网接纳风电的能力。
对此,周凤起也建议,“能源规划、电网规划、电源规划都要进入'十二五’规划,要协调。”
风电出路:“大规模非并网”
“中国风电消纳和调峰的难题我在20年前就已经考虑过。”国家973计划风能项目首席科学家、江苏省宏观经济研究院院长顾卫东表示,“非并网风电是一个有效的解决方案。”
“非并网风电”是顾卫东的独创,就是指大规模风电的终端负荷不再是电网,也与蓄电池配套的小型独立运行供电系统不同,而是将风电直接输送到一些高载能的企业。
因为是搞社会科学出身,头顶首席科学家光环的顾卫东,似乎有些“非主流”;在风电上网呼声高涨的形势下,他承担的“大规模非并网风电”项目,难免显得“不入流”。
然而,“大规模非并网风电”项目,却是国家973计划能源领域第一个、也是唯一一个风能项目。2007年,在科技部的力撑下立项。
这个项目背后,是由3位院士、4个重点实验室、5家单位和68名学术骨干组成的强大阵容。
“我们的理论研究已经全部完成了,目前正在做跟风电结合的产业化试验。”顾为东告诉记者,“今年年底,我们将拿出一系列的示范工程实践成果。”
这意味着,如果“大规模非并网风电”项目获得产业化论证,此前,困扰我国风电行业的消纳与调峰难题,将迎刃而解。[page]
就地消纳风电
《21世纪》:您提出了非并网风电,那它如何帮助风电行业实现产业化发展？
顾为东:非并网风电需要高载能产业把它直接的消耗掉,也就是过去说的高耗能产业。像电解铝等大量消耗能源的产业,直接把风能消耗掉,是大规模的、超大规模的风电利用。
比如,一个100万吨的电解铝厂就可以消纳470万千瓦的风电,都快赶上内蒙古2009年新增的风电装机容量了。而且,一吨电解铝要耗掉1.3-1.4万度电,一吨电解铝可以减排二氧化碳12吨,环境、社会和经济效益都很高。
此外,还有一个好处,我们国家为了限制高载能产品出口,在电解铝出口时征收15%的资源出口税。如果全部用风发电,这个钱可能就不需要交了。这样的项目建在西部地区,利用了他们的风电和矿产资源,还能把它们高效的变成国家建设迫切需要的能源产品。
《21世纪》:非并网风电项目就是针对消纳和调峰的难题提出的么？
顾为东:是的,而且我在20年前发表的论文就提到了目前风电行业会遇到的这些问题。
上网难是全世界都面临的问题,因为风能的特性就是波动性、不稳定性、间歇性,所以发出来的电也是波动的、不稳定的、间歇的。在没有水电和燃气发电进行调峰的情况下,风电在电网中所占的比例应该在10%以下,这样才能保证电网的平稳运行。
美国的电网中有26%是靠燃气发电,所以他消纳风电的能力比我们强多了。我们国家燃气发电,占电网装机容量的2.7%,由于天然气对我们国家比较珍贵,所以没有满发,期发的电量约占2%,它对风电调峰起不到什么作用。
此外,在风电资源丰富的西北地区,往往又不具备建设大规模水电站的条件,所以我们国家电网的调峰能力跟他们就差得比较远了。
《21世纪》:那么风电不稳定的问题,在非并网风电中能够得到解决么？
顾为东:我们课题组里有国家重点铝镁实验室,是全世界四大电解铝研究中心。经过了大量试验后,电解槽完全可以适应风电的波动,已经解决了这些问题,现在就等国家立项示范。
目前,理论上的研究都已经完成了。今年年底,我们就会拿出3-5个大规模非并网项目的示范工程。
风火打捆经济性不合理
《21世纪》:但是也有一些地区提出了风火打捆的外送方式,您怎么看？
顾为东:我认为风火打捆的方式有效,但是经济性严重不合理。
煤电是不能用于调峰的,煤电是煤燃烧让水变成蒸汽、推动汽轮机,在带动发电机。这是漫长的能量转换,它最佳的工作状态,是在额定功率负荷下。
另外,火电是一种高污染、高耗能的能源,那么和他配比的风电可能也称不上是清洁能源。煤电打捆是万万不可取。对风电的调控不能达到理想的效应,而且代价也大。
还有把风电外送的观点也是不对的,因为风电在风能的富集区是波动的,即使是在打捆的情况下,风电的自然属性仍然没有改变,对受端电网将造成巨大的冲击。
《21世纪》:也有人认为,风电行业遇到的问题是因为规划的不合理。比如《可再生能源中长期发展规划》中对于风电的装机容量也是一改再改。您怎么看待这样的现象？
顾为东:我认为有一定的合理性,因为碳减排不仅是中国的承诺,也是我们低碳发展的目标。
《可再生能源中长期规划》在风电容量的规划上是科学和合理的。只是当时,我们对可再生能源中的秸秆发电、天然气发电,以及其他一些可再生能源发电的情况过于乐观,后来我们发现,在所有可再生能源里面,除了水能以外,风能是技术上最为成熟,最具有大规模发展的条件。这是我们调整的原因。
其次,我国的风能资源的状况,经过最近两年来重新科学的评价,发现容量远超过我们原来的估算。此外,技术上成熟使得可利用的风能资源容量上,也比过去扩大了3倍左右。
《21世纪》:我国的海上风电风力资源评估情况到底如何？之后开发风电,更优势的资源到底是在陆上还是海上？
顾为东:我们国家引进了加拿大世界上最先进的风能检测系统,通过国家气象局几年来的努力,已经测出陆上的风能资源已经从原来的十米高处7.5亿千瓦,上调为50米高处的23.8亿千瓦。
海上风电用的还是原来的老数据,就是2.5亿千瓦,因为海上的数据还没有测出来。我想测出来后,应该在现有基础上增加4-6倍,但是还等勘探之后才能确定。
我认为陆上和海上风力资源都有优势,总的来说,陆上的风资源跟海上相比还是有一定的差距,海上的发电量远高于陆上同样容量风机的发电量。
但陆上的风电投入相对少,目前陆上风场建完后成本为8000-10000元/千瓦,海上成本可能是要2万-2.6万/千瓦。
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