第2章 新能源风电发展和技术进步评价
2.1 我国新能源风电产业发展分析
能源是经济和社会发展的重要物质基础。稳定、经济、清洁能源持续供应体系是关系我国经济和社会发展的关键问题。随着我国工业化进程、城镇化步伐的加快和城乡居民生活水平的不断提升,能源消费需求剧增,煤炭、石油、天然气等化石能源资源消耗迅速,生态环境和可持续发展问题凸显。因此,增加能源供应、保障能源安全、保护生态环境、促进经济和社会的可持续发展,是我国经济和社会发展的一项重大战略任务。开发利用新能源和可再生能源是实现我国社会经济和能源发展战略目标的客观要求。而风能主要开发应用于发电、制冷和制热等。其中风力发电是主要的利用方式,也是新能源中发展最快、技术较成熟、最具有规模开发和商业化的产业,也是未来的主流电源之一。
我国幅员辽阔,海岸线长,风能资源丰富,2004—2005年中国气象局组织第三次全国风能资源普查,测出我国陆地10m高度层风能资源理论可开发储量分别为43.5亿kW、技术可开发量为2.97亿kW。2006年,国家气候中心采用数值模拟方法对我国风能资源进行评价,在不考虑青藏高原的情况下,全国陆地上距地面10m高度层风能资源技术可开发量为25.48亿kW,我国5~25m水深线以内近海地区、海平面以上50m高度可装机容量约为2亿kW,风能年利用量可达到1.7万亿~2.9万亿kWh,折合6.5亿~11亿t标煤。我国的风电资源与美国接近,远远高于印度、德国、西班牙,属于风能资源较丰富的国家。而我国风资源呈现三大特点:
(1)我国风能资源季节分布明显,春、秋和冬季丰富,夏季贫乏;但风能和水能资源季节分布正好互补,大规划发展风力发电在一定程度上可以弥补我国水电冬春枯水期发电量不足。
(2)风能资源地理分布与电力负荷不匹配。沿海地区电力负荷大,但陆地风能资源丰富的面积小。北部风能资源丰富,但电力负荷小,风电的经济开发受到影响。
(3)海上风资源丰富,而东部沿海地区属于经济发达地区,电力需求大。
这三大特点表明我国风电产业发展具备良好的资源基础,但同时也会面临诸多挑战,如并网问题、输送问题等。
经过多年的努力,我国风电取得了举世瞩目的发展。目前我国已经成为世界风电装机大国,海上风电开发利用发展空间巨大,风机制造水平得到了较大提升,有两家风机制造企业排名世界前五名,风机已经实现了出口。但从行业竞争角度与国际先进水平相比,同样面临着一系列问题与挑战。主要体现在风电上网难、风机核心技术水平有待提高、风电技术标准体系不健全和风电专业人才匮乏等方面。
2.1.1 风电装机容量现状分析
我国风电建设始于20世纪80年代中期,但由于国内技术和经济条件不完善,风电技术受国外控制,风机设备主要依靠进口,风电发展资金主要依赖于国外贷款,我国风电发展受到很大制约,发展初期规模较小,装机容量基数也小,主要是离网式小型风电机组,旨在解决部分边远地区生活生产用电问题。
自从1994年起,国家开始重视风电产业的发展,原国家科学技术委员会下发了《中国新能源和可再生能源发展纲要(1996-2010)》,明确了我国风能等新能源发展的必要性,提出了风能发展目标,大力支持风电产业的发展。但由于风电设备制造能力较弱,装机容量并没有出现较明显的增长态势。2001年,装机容量仅为399.8MW。
2002年,国家发展和改革委员会(简称国家发改委)提出了风电特许权招标,以政府特许经营的方式进行风力资源开发,综合考虑上网电价、设备本地化、企业综合实力等进行风电项目的招标工作,促进了风电产业的规模化发展,也提高了风机设备的国产化水平。2005年2月,国家颁布了《可再生能源法》,提出了支持可再生能源发展的五项制度,即总量目标制度、强制上网制度、分类电价制度、费用分摊制度和专项资金制度。2006年3月,《国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》明确提出:“实行优惠的财税、投资政策和强制性市场份额政策,鼓励生产与消费可再生能源,提高在一次能源消费中的比重。”2007年8月,又研究出台了《可再生能源中长期发展规划》,提出了从当时到2020年期间我国可再生能源发展的指导思想、主要任务、发展目标、重点领域和保障措施,特别是通过采取特许权招标综合评价等措施,大力推进风电的规模化发展,加快提高风电在能源供应中的比重。2009年以来,国家对《可再生能源法》中关于风电上网电价、补贴政策、电网收购等进行了多次修订,重点关注风电并网发电、及时消纳,并逐步开始解决风电并网瓶颈问题。2010年,中华人民共和国工业和信息化部(简称国家工信部)开始规范风机设备制造,明确了行业准入标准。这些政策的出台,进一步推动了风电产业的发展,也促进了风电产业的有序、科学、可持续发展,步入稳定、有计划发展时期。
从1990—2011年风电历年装机容量数据可以看出,我国风电开发利用从起步到大规模开发呈现波动、跨越式发展,具体见表2-1。截至2011年我国(本书中涉及我国数据均不包括台湾地区)累计风电装机容量比2007年翻了11倍,风电发展突飞猛进,连年翻番增长,我国成为年度新增风电装机容量最多的国家,与美国、欧盟并列成为世界三大风电市场。风电总装机容量达65441.5MW,约占全国电源总装机容量的4.3%。2012年底我国风电装机容量达到75324.2MW,比2011年增长15.1%。
表2-1 风电历年装机容量
Tab.2-1 Accumulated Wind energy capacity
如图2-1所示,从2003年起,我国风电装机容量增速逐年提高,到2006年增速已达106.67%,并且一直到2009年连续4年保持在100%以上的持续增长,而2010年增速明显放缓,增速下降到100%以下,仅为73.35%,但风电累计总装机容量基数已达44733.3MW,2012年增速为15.1%,表明风电已进入平衡增长的态势。
图2-1 2000-2012年我国风电装机容量变化情况
Fig.2-2 The change of Wind energy capacity in 2000—2012
在国家政策扶持与指导下,结合我国风能资源相对集中的特点,以“三北”(华北、东北、西北)风能资源丰富地区为主要基地,进行基地式风电发展模式。在蒙东、吉林、甘肃、新疆、河北、蒙西、江苏、山东建立8个千万千瓦级风电大基地,截至2010年年底,我国风电装机容量达10MW以上的地区有10个,分别为内蒙古、甘肃、河北、辽宁、吉林、黑龙江、江苏、宁夏、山东、新疆。
如图2-2所示,内蒙古(蒙东、蒙西)风电装机容量排名第一,达138.58MW;甘肃和河北装机容量基本相当,分别为49.44MW和49.21MW;辽宁省风电装机容量高速增长,达40.67MW,全国排名第四,比吉林风电基地装机容量多11MW。八大风电基地累计装机容量达3213.44kW,占全国风电总装机容量的71.8%,被称为“陆上风电三峡”。但随着基地规模化快速发展,由于大基地分布与主要负荷地区分布格局相逆,大基地发展模式所带来的风电并网瓶颈问题凸显。自2011年起,风电建设模式从“大基地为主”逐步走向“大基地+分布式齐头并进”,充分利用风资源和解决“大基地”项目限电压力,解决风电消纳问题。
图2-2 2010年10MW以上风电装机容量的省份
Fig.2-2 Provinces of Wind energy installed capacity in 2010
而随着陆上风电的发展,海上风电的开发利用也引起了广泛关注。我国海上风电资源多集中在东部沿海、沿江等地区。由于海上风电发展在技术上要求更高,需要海上平台作业技术、设备防腐蚀、避雷技术等,对设备的质量要求也高;而在经济效益上方面,投资成本远高于陆上风电,受近海地质结构影响较大,并且海洋性气候影响设备运行寿命,致使海上发电成本远高于陆上风电。因此,对于海上风电的开发利用一直采取谨慎态度。
如图2-3所示,2009—2012年我国风电装机容量得到了快速发展。2009年6月,上海东海大桥海上风电3台3MW机组正式并网发电,拉开了中国海上风电开发利用的序幕。东海大桥海上风电场总装机容量为102MW,由34台3MW风电机组组成,首次采用海上风机整机吊装技术,在海上风电设计、制造、建设中获得了多个世界第一。
2010年9月,我国首次百万千瓦海上风电特许权项目开始招标,确定了江苏滨海、射阳、东台和大丰四个海上风电项目,其中2个近海风电场,总装机规模600MW,2个潮间带风场,装机容量400MW,全面推进沿海风电建设,并延伸至潮间带和近海风电开发,标志着海上风电发展即将迎来一个高速发展时期,海上风电将成为我国未来风电产业发展的又一个主要动力增长点。而且辽宁、广东、河北、广西、天津、海南等海上风能资源丰富的地区正在开展海上风电规划工作。截至2012年,中国海上风电新增装机容量达到127MW,累计装机容量达389.6MW,成为继英国、丹麦后世界上海上风电装机容量最多的国家。
图2-3 2009—2012年海上风电装机容量
Fig.2-3 Offshore wind power installed capacity in 2009—2012
2.1.2 风电并网现状分析
随着我国风电快速规模化发展,并网瓶颈问题也日益凸显。根据中国国家电力监管理委员会《电力监管报告》和国家能源局发布数据显示,2009年我国风电累计装容量25805.3MW,并网风电总容量约为16130MW,占风电累计总装机容量的62.5%;2010年风电累计装机容量为44733.3MW,并网总容量约为31070MW,占风电累计总装机容量的69.45%,并网发电比例比2009年略有上升,但仍有13663.3MW机组未能上网;2011年我国风电累计装机容量达65441.5MW,并网发电达到45051MW,占风电装机容量的68.8%,仍有31.2%的机组未能并网发电。而由于新增装机容量发展迅速,2011年未上网容量达20309.5MW,比2010年未上网装机容量增加了6506.65MW,表明并网压力在不断增大。2009—2011年风电并网发电容量具体数据见表2-2。
表2-2 2009—2011年风电并网发电容量
Tab.2-2 Wind power Grid-connected operation capacity in 2009—2011
如图2-4可以看出,2009—2011年随着风电累计总装机容量的增长,虽然并网发电容量也在持续增长,但每年总并网发电比例低于70%,仍有超过30%的装机设备闲置,无法并网发电,造成巨大的浪费。
本书主要从风电本身的特性、电网建设、风电技术水平三个分析了我国风电并网发电难的原因。
(1)风电输出特性决定的。风电具有间歇性、随机性和波动性。间歇性主要表现在风力较大时段一般为凌晨以后,白天较小;随机性主要表现为风电出力没有固定规律,瞬发瞬时,出力曲线差异较大,随机性强,难以预测最大出力时点,致使风电调度管理难度较大;波动性主要是指由于风电资源季节性和日差异性较大,风电日发电量波动较大,同一风场日发电量可以相差100万kWh以上。另一方面,实际风电发电量难以达到设计满负荷容量,风电机组运行机组等效满负荷小时数差异性较大,风资源丰富的2-6月和9-11月利用率较高,而其他月份利用率较低,风电发电负荷不稳定,且不与用电负荷同步变化,必须有其他电源适应风电负荷变化相补充的调峰能力。这些风电特性不仅威胁电网安全稳定运行,致使风电难以足额发电,也导致成本较高。
图2-4 2009-2011年风电装机容量与并网发电容量
Fig.2-4 Wind power installed capacity and Grid-connected operation capacity in 2009—2011
(2)电网建设条件不匹配。发电侧与电网侧缺乏统一规划与协调,一方面政府鼓励发展风电,发电侧也积极抢占风电资源,很多风电场在没有与电网规划协调的情况下,远离电网结点和负荷中心,先行建设,而风资源丰富地区,多处于经济不发达、用电负荷较低的地区,属于电网末端,电网建设相对薄弱。风电场建设周期相对较短,发展规模迅速,而电网建设周期较长,需要多方协调,电网建设无法满足风电场发展步伐。加之风电输出电性,风电发电量难以达到机组设计容量,按满负荷容量配备电网条件容易造成巨大浪费。若采用特高压输出线路,投资巨大,方案可行性和经济效益还有待论证。另一方面,由于风电波动性大,电网吸纳风电对电网安全造成较大的威胁,对调峰能力也提出了较高的要求,不仅要满足正常负荷变化要求的调峰能力,还要满足适应风电输出随机性、波动性的调峰能力,且电网调度难度加大,致使电网侧吸纳风电的积极性不高。
(3)风电机组运行技术水平。为了电网的安全稳定运行,电网公司规定了风电入网条件,风电机组必须满足相关技术条件才能并网。虽然国产风电机组技术水平已经得到了很大提升,但在核心技术环节还存在许多待改进之处。如风电机组无功能力不强,仅能做到恒功率因数运行,不能进行电压和功率因数调整,风电低电压穿越技术无形中增加了风电成本。而大规模风电并网后电网输送能力的提高,必须采用串补技术、可控高抗、交流输变电等柔性输电技术,超高压交流与远距离特高压直流技术等复杂电网技术,加之目前的大基地发展模式,成为风电并网的技术瓶颈。
而风电作为清洁能源,能够并网发电并被消纳是衡量风电产业发展质量、判断其科学合理发展关键标准。只有并网发电才能实现替代化石能源和保护环境的目的。
2011年4月,国家电网公司公布《国家电网公司促进风电发展白皮书》,明确“西电东风、北电南送”大基地风电并网输送方案,将甘肃、新疆、宁夏、山西等风电除了在省内消纳外,其他外送到三华地区(华北、华中、华东地区)负荷中心,将吉林、蒙东、蒙西、河北等省内消纳不了的风电通过跨区域电网输送至三华地区消纳。并对风电调峰电源布局和建设、风电技术标准等作出了明确规定,这一制度的出台,对解决我国风电并网瓶颈问题起到了一定的促进作用。
我国风电并网难的原因是多方面的,表象上看是相互独立,而并网问题的有效解决必须是系统的,需要综合考虑,多方利益主体联动,借鉴国外成熟国家的经验,从风电开发规划、并网技术、电网建设与运行方式、发展政策和风电上网电价、监管等多方面入手,协调配合,共同解决风电并网问题。
2.1.3 风电设备制造业现状分析
风电设备制造是风电产业链中的重要环节。我国风电设备制造业经历了从技术基础薄弱、核心部件全部依赖进口,到逐步掌握先进技术、自主生产机组的过程。
2004年以前,我国只有6家风力涡轮机制造企业,主要生产风电零部件,技术质量可靠性也不高。2005—2006年,许多国际知名风电制造企业如美国GE公司、西班牙Gamesa、德国Nordex等,分别在我国设立风电设备制造工厂和组装工厂,并提供风电场设计、建设、风机运行调试等。我国风电市场基本为国外制造商垄断。同时,我国风电设备制造业学习和吸引国外先进技术,并根据我国风电资源和电网条件等实际进行改进和优化,取得了许多创新型研究成果,设备制造水平也在稳步提升。
2007年,我国风电特许权招标政策明确规定风电机组国产化率的要求,这一政策的出台,有效地推动了我国风电设备制造业的发展,风电设备制造技术水平和生产实力有了较大提高。在国家风电设备国产化政策的推动下,风电设备零部件制造水平有了较大提高,具备了齿轮箱、叶片、电机等关键零部件制造能力,外商已开始在我国采购风电设备零部件。750kW及以下的风电设备已经取代了国外产品,自主研发和引进技术消化吸收研制的1.5MW风电机组已经投入市场并开始规模化批量生产,2MW级及以上的风电机组正进入研制阶段并开始试运行。在累计风电装机市场份额中,国内企业的产品占45%,国外企业占55%。
到2009年,国内风电设备制造企业已达80多家,主要以国有企业为主,风电机组国产化水平超过70%,市场份额超过了76%,彻底扭转了风机市场由国外垄断的局面,逐步实现了风机市场本土化目标。2010年,整机制造企业布局地理位置相对集中,风机制造市场相对集中,华锐风电、金风科技和东方汽轮机有限公司占据近60%的市场份额,中国风电设备制造行业已初步形成相对成熟的上游风机制造原材料及部件生产,中游关键部件加工、整机研发及生产,下游风电场投资、开发及管理、设备运维等产业链条。
根据中国可再生能源学会风能专业委员会的数据,中国风电设备制造企业装机容量排名前三的分别为华锐风电、金风科技和东方汽轮机有限公司,在世界风机制造业分别排在第三、五、七名。2012年,中国风电新增装机容量排名前20的企业几乎占据了国内98%的市场份额,其中金风新增风电装机容量最多,达到2521.5MW,累计装机容量占据20.2%的市场份额。具体见表2-3。
而在海上风电机组的制造商中,2012年我国累计海上风电装机容量389.6MW,华锐、金风、Siemens制造装机容量占到了84.5%市场份额。具体见表2-4。
表2-3 2010-2012年部分风机制造装机容量情况
Tab.2-3 Part of wind power installed capacity in 2010—2012
表2-4 2012年海上风机制造装机容量情况
Tab.2-4 Offshore wind power installed capacity in 2012
但在并网受限、弃风严重的条件下,我国风电产业发展同时也出现了产能过剩、设备价格下跌、质量问题频发等诸多问题。这些问题主要原因是:一方面我国新能源发展还处于新兴阶段,在能源结构中占比相对较低,相对于风电需求而言,风机制造环节重复建设;另一方面在于我国在核心技术水平上与国际风机制造水平还存在较大的差距。因此,我国风电设备制造企业必须加大研发投入力度,提高独立研发实力,加强对风机质量的控制,建立符合我国地理条件和风资源特点的机组质量检测及并网标准,并积极开拓国际市场,实现整个行业持续蓬勃发展。
2.1.4 风电产业发展趋势分析
根据我国社会经济发展需要、能源需求形势、化石能源供应前景、可再生能源的资源和技术条件,我国新能源产业在未来的40年总体发展目标与趋势可以概括为“三步走”。
第一步:近期目标(2020年前后)。新能源发展定位为替代能源,占全国能源需求5%~10%左右。一是因地制宜地重点发展新能源供热和燃气技术,以供热、供气为主导,占新能源构成的50%左右;二是发展发电技术,新能源发电要占到新能源构成的30%左右;三是稳妥发展新能源燃料。
第二步:中期目标(2030年前后)。新能源发展定位是主流能源之一,占全国能源需求10%~19%左右。重点发展发电技术,从原来的30%左右逐步上升到40%。
第三步:远期目标(2050年前后)。新能源发展定位是主导能源之一,新能源占全国能源17%~34%以上。发电将占据主导地位,从原来的30%左右逐步上升到50%~60%。
风电作为相对成熟的新能源产业,装机容量持续增长,正逐步进入平衡发展的轨道,成为我国能源战略的重要补充部分。我国风电发展趋势将是稳步推进风电基地的发展,积极开展分布式风电,将大规模集中开发和分布式发展模式有机结合,因地制宜发展。
2011年10月19日,我国首部《中国风电发展路线图2050》正式发布,提出我国风电到2020年、2030年、2050年装机容量分别达到2亿kW、4亿kW和10亿kW,成为中国的主要电源之一。2020年前,陆上风电为主,近海风电示范,以建立具有自主知识产权的风电产业体系为主要目标,风电的成本比较接近其他常规能源发电技术,开始具有成本优势。2030年左右,陆上风电、近海风电并重发展,开展远海风电示范,积极发展风电互补与蓄能等技术,加大风电的分布式开发利用等,以建立具有国际竞争力的产业体系为核心目标,风电产业开始走向国际市场,风电的成本低于煤电,国内现行的风力发电补贴政策将逐步取消、退出。在2050年左右,陆、近、远海风电全面稳步成熟发展阶段,风电成为我国的主力电源之一,预测我国电力消费届时可达到13万亿kWh,风电可以为全国提供17%左右的电力需求。借鉴陆上风电的经验,推动海上风电发展。2010年5月,我国正式启动了滨海和射阳2个30万kW的近海风电项目招标工作;同年6月首个风电项目上海东海大桥102MW项目全部并网发电。海上风电电价水平略高于陆上风电水平,若能弥补海上风电的成本,海上风电将成为新的发展增长点。
随着风电技术和海上风电的发展,风电机组的整体趋势是单机容量的大型化和多样化。2011—2015年,3MW以下风电机组是市场的主流机组,目前该功率范围风电机组市场已具备大批量的供应能力,能够满足每年1500万~2000万kW新增装机的风电需求,3~5MW风电机组主要用于海上风电和部分陆上风电基地建设,需达到年产800万kW。2015—2020年,5MW以上风电机组开始在海上风电项目中应用,需要保证年均100万~130万kW的供应能力。2020—2030年,中国进入海上风电大规模开发阶段,5~10MW机组主要用于满足该部分市场需求,需年产2200万kW。2030—2050年,由于3MW级以下风电机组开始批量退役,届时对于风电机组的需求将会迎来新的高峰,3~5MW逐渐取代3MW以下风电机组成为市场主流的风电机组,年供应能力要求达到3000万~5000万kW的年供应能力,5~10MW机组需达到500万~1000万kW的年供应能力,深海风电开发应用要求10MW以上风电机组达到100万~200万kW的年供应能力。
根据科学的风电发展预测,进行合理的风电发展规划,风电产业与电网建设均衡协调发展,确保风电并网。完善风电产业体系,提升装备制造、技术研发水平及人才培养机制,以技术自主创新为发展动力,尽快突破关键技术,掌握核心技术是风电长远发展的源泉。加大研发投入,提高技术创新能力,加强风电机组制造关键技术的联合攻关,提高变流器、控制系统等关键产品的研究、开发水平,全面提高国产风电机组水平,满足风电产业发展的技术要求。