主题词:风电 规划缩水

【21世纪经济报道】7500万千瓦超速发展 风电2020年规划缩水50%

2010-07-27 中国化工投资网
 
中投顾问提示: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。

     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。”

    原文发布地址:http://finance.sina.com.cn/chanjing/cyxw/20100727/04088368212.shtml (21世纪经济报道)

 
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