【21世纪经济报道】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。

　　1.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”。

　　2.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。

　　3.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。

　　4.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。”

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