风电规模化发展 “三驾马车”怎么发力？

　　文丨孙李平过去十余年依靠政府补贴，我国风电产业即将进入全面平价上网时代，风电发展将从快速发展阶段向高质量发展阶段转变，发展驱动力由政策驱动转变为依靠技术创新驱动，最终实现风电在电力系统中由补充电源地位上升到主力电源的地位，届时，能源电力系统将实现根本性的变革。但是，实现能源电力系统的性变化，要充分吸取风电产业发展过程中的教训，充分认识到陆上风电难以独自堪当大任，要高度重视陆上集中式风电、海上风电和分散式风电“三驾马车”协同发力，充分利用我国幅员辽阔、海洋资源丰富的地理优势，高效开发利用不同区域的风能资源和土地资源，系统考虑风电场布局与电力负荷时空匹配，确保风力开发“多点开花”，减少消纳约束，科学推进风电规模化发展。由于风力发电出力的不确定性以及我国电力系统灵活性资源有限，科学布有序开发风力发电项目还需要从系统层面深入研究。

　　近年来，世界各国密集制定能源转型战略，以积极的低碳产业和研发政策支持战略落地实施，从而落实温室气体减排目标。目前，全球有170多个国家先后出台和实施多样化的、支持新能源发展的政策。《BP世界能源展望（2020）》指出到随着能源转型进程的深入推进，可再生能源所占份额不断增加，化石能源的作用不断削弱，从根本上导致全球能源体系重构；未来30年风能和太阳能将是增长最快的能源来源，显著降低电力领域的碳强度(见图1)。

　　我国政府制定了“3060”碳减排目标，其中能源电力领域转型是实现碳减排核心，建立新型电力系统是实现电力领域转型的基石。我国已经通过有效的风力发电支持政策促成风电产业瞩目成绩，显著增强了我国在应对气候变化的能力，加速构建绿色低碳能源体系。图 1未来全球能源转型预测

　　风电是目前技术成熟、经济性具备竞争力的可再生能源利用技术之一，与光伏发电一并认为是未来电力系统的主力军。2020年，我国政府提出了“3060”碳减排目标，其中能源电力领域转型是实现碳减排的核心，建立新型电力系统是实现电力领域转型的基石。我国风能资源丰富，具备技术经济性开发条件的风能资源足以满足未来经济社会发展的需要。近年来，通过有效的风力发电支持政策，我国风电产业瞩目成绩。国内外各机构均预测风力发电将在未来电力系统中国发挥显著的作用。

　　与传统的电力相比，风力发电属于新型电源，发展历程较短，装机容量较小，发电量占比不高。我国风电产业的发展起步于2005年左右，2010年以后开始大规模发展，到2020年风电已经成为继火电和水电之后第三大电源，但是其占总体装机容量的比例仍然较低，占比约为12.7%(见图2)。

　　总体来看，我国风电的发电量贡献仍较低。虽然风电占总装机容量的比例已经达到12.7%，但是风电发电量占总发电量的比例仅为6.1%。由于风电可利用小时数相比火电、核电、水电利用小时数小，实现相同电量的替代需要更大的装机容量。2020年，我国全部电源的平均发电小时数为3758小时，按电力能源品种来看，核电7453小时，火电4216小时，水电3758小时，风电2073小时。

　　若要推动风电在“碳达峰、碳中和”过程中发挥主力军作用，必须要实现风力发电的规模化发展，数据显示，提供相同的电力量，需要的风电装机容量约为煤电的2倍。按照风资源来看，基本上符合风电场满发电利用小时数从大到小依次为海上风电、陆上风电发电和分散式风电。

　　风力发电规模化发展是构建新型电力系统的基础，也是实现提高的终端能源清洁利用转型的根本。从时间维度来看，相比光伏发电每天8-10个小时的出力，风力发电日夜均有发电出力；光伏发电年满发小时数1300小时左右，风电年满发电小时数约为其2倍左右或者更长，这些特征既有利于电力系统调度，也有利于规模化发展后与氢能和储能等利用匹配利用。从空间维度来看，要充分挖掘不同区域、不同省区市开发风电和光伏发电的自然资源潜力和土地资源潜力，实现二者的均衡发展提高电力系统的可靠性和灵活性。

　　全球风能理事会预计未来十年风电在全球仍将保持高速增长，2021-2025年风电新增装机复合增长率17%，2025-2030年复合增长率12%（见下图3）。

　　在我国高度重视“碳达峰、碳中和”战略目标的大背景下，我国风电发展迎来了前所未有的历史性机遇期。2020年北京国际风能大会上，全球400余家风能企业的代表共同发布的《风能北京宣言》，提出了宏大的发展目标。该宣言提出，在“十四五”规划中，为充分发挥风电在实现碳中和的作用，保证年均新增装机5000万千瓦以上。2025年后，中国风电年均新增装机容量应不低于6000万千瓦，到2030年至少达到8亿千瓦，到2060年至少达到30亿千瓦。

　　国家气候中心联合相关机构开展的研究表明，到2050年如果风电装机25亿千瓦、光伏装机26.7亿千瓦，按照全国小时级的风光发电和需求侧电力电量互动平衡测算，不用储能和需求侧响应，仅靠风光就可以提供全国67%的电力电量需求。

　　我国弃风最严重的地方恰好是陆上风能资源最丰富的地区。酒泉是典型的风电发展速度快、弃风严重的区域，未来发展风电项目要充分吸收酒泉风电发展过程中的教训。据气象部门评估，酒泉市地面10米高度的年平均风速在每秒5.7米以上，年满负荷发电2300小时左右；风能资源总储量1.5亿千瓦，可开发量在4000万千瓦以上，占全省储量的85%以上。酒泉风电基地建设方案于2008年获国家发改委批复，是全国第一个千万千瓦级风电基地。到2020年，酒泉实现了千万千瓦风电装机的目标。但是，主要受酒泉弃风问题的影响，2016年，甘肃位列全国弃风最严重的地区，弃风率高达43.2%，风电年平均利用小时数只有1076小时，远未达到项目可研设计的2000小时目标。

　　为引导风电企业理性投资、促进风电产业持续健康发展，2016年7月，国家能源局发布《国家能源局关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》，甘肃被确定为“红色”预警省份，酒泉风电基地被“叫停”，甘肃省内的风电产业发展也随之进入“停滞期”。

　　近年来，通过采取建设外送通道、建立新能源与负荷直接交易及加大跨省输送电量等一系列举措下，甘肃省跨省跨区外送电量已从2016年的156亿千瓦时增加到2019年的422亿千瓦时；弃风率从2016年的43%降至2019年的7.6%，停滞了四年的酒泉风电市场有望重启。

　　我国风机整机和零部件供应体系逐步完善，包括风机、叶片、齿轮箱、轴承、电机、变频器等关键零部件，在国内都有生产厂商。风电产业链技术先进性水平不断提升，通过模块化设计、自动化设备应用、工艺优化等，生产效率持续提高，如叶片生产时间从最初的48小时已降至目前的24小时。

　　“十三五”期间，大容量海上风电机组装备实现国产化逐步，缩小了与国际风电巨头的差距。国产海上风机为开发海上风电逐步提供了支撑，但仍与国外有一定的差距，需要通过助推海上风电发展实现我国海上风电产业转型升级。风电单机容量是衡量技术水平的关键指标，虽然我国新增装机容量和累计装机容量都很高，但是平均单机容量属于世界较低水平。此外，我国风电产业在国外的影响力不足。当前全球排名三大风电制造商均为国外企业，分别为维塔斯、美国通用和西门子歌美飒。

　　近10年以来，风力发电成本持续降低，风电在很多国家和地区已经成为度电成本最低的电源。根据国际可再生能源署的统计，平均度电成本已经从2010年的0.086美元/kWh降低到了2019年的0.053美元/kWh（见下图4）。

　　近年来，受到平价上网政策的推动，风电设备企业竞争加剧，风电设备的价格持续下跌。2021年以来，风机招标价格呈现较明显的下降；根据近期中标情况，三北、西南地区大型风电项目的风机中标价格已低至 2300-2500元/kW，较2020 年初的价格高点呈现大幅下降。

　　规模化发展必须走多元化发展的路径，陆上风电、分散式风电和海上风电缺一不可。近些年，国家能源局统筹考虑全国各省市区的可再生能源消纳情况持续发布风电和光伏发电投资预警，引导风电、光伏发电企业理性投资，推动建设运营环境不断优化，促进产业持续健康发展。根据2020年国家能源局发布的预警文件，新疆（含兵团）、甘肃、蒙西为橙色区域；山西北部忻州市、朔州市、大同市，河北省张家口市和承德市、内蒙古赤峰市按照橙色预警管理；甘肃河东地区按照绿色区域管理；其他省（区、市）和地区为绿色区域。整体来看，橙色区域基本都处于三北地区。

　　目前，以国企为主的开发商已经全面参与到了风电场的开发建设中，国企在资金和技术方面具有开发优势，也为后面推动规模化发展风电提供了较好的条件。国家能源集团旗下龙源电力是中国最早的风电开发商之一，一直处于风电开发的龙头地位。“双碳”目标提出以后，各大发电集团纷纷提出了大力发展风力发电的目标（见表1）。

　　我国的分散式风电和海上风电尚处于发展初期，占比很小。到2020年，我国风力发电总装机容量约为2.8亿千瓦，主要以陆上集中式风电为主，分散式风电占比小于1%。沿海省份江苏和广东的海上风电开发较多，并且已经制定了“十四五”海上风电规划。

　　分散式风电已经在欧洲发挥显著的作用。我国中东部地区与欧洲国家类似，人口密度大，分散式风电在我国也拥有很大的发展空间。欧洲分布式风电数据显示，德国陆上风电累计并网50.8GW，其中分布式风电占比90%以上；丹麦陆上风电累计并网4.0GW，其中分布式风电占比80%以上。以德国为例，到2017年年底，德国全国单位国土面积风电装机为155千瓦/平方公里，其中4个州突破了200千瓦/平方公里，而我国中东南部各省份中，如湖南、湖北、浙江、安徽等地已并网容量都不到20千瓦/平方公里，潜力远未被挖掘。

　　我国海上风力资源储备丰富，具备较高的开发价值。我国海岸线 多公里，可利用海域面积 300 多万平方公里，拥有岛屿6000多个。近海风力资源主要集中于东南沿海地区及其附加岛屿。根据此前风能资源普查的结果显示，我国 5-25米水深、50米高度海上风电开发潜力约2亿kW；5-50米水深、70米高度海上风电开发潜力约5亿kW。丰富的资源潜力，以及较好的消纳能力，决定了我国海上风电将大有所为。

　　我国风能资源分布范围广，风电产业发展初期到目前开发的陆上风电主要在“三北”地区。风电产业发展初期，受到风电场投资成本高及技术水平的限制，在符合投资回报率的要求下，选址“三北”区域是必然选择。但是，随着风电场投资成本的下降，风电技术进步对风速要求逐步降低，以及海上风电开发技术的经济性提高，具备经济性的风电场建设范围基本可以拓展到我国绝大部分地区。有专家对我国陆上和海上风电依据风能资源进行了容量因子的模拟测算（见下图5），可以看出海上风电可以与风能资源最丰富地区类似达到较高的容量因子，这为海上风电提高经济性提供了基础。

　　根据当前我国风力发电的地理布局来看，风电与电力负荷呈现逆向分布，风电场主要分布在“三北”区域，而电力负荷主要在中东部地区。从2020年全国各省区用电量排名来看，居于前五的省份都在东部地区，依次为山东、广东、江苏、浙江和河北，用电量合计，占全国用电量的39.4%（见下图6）。风电场与电力负荷的逆向分布导致了高的弃风率，或者花巨资建设昂贵跨区域远距离输电设施来消纳风电降低弃风率。

　　近些年，我国风力发电弃风率大幅降低和风电利用小时数的提高，与国家引导风电布局，并充分调动各类电力系统调节资源改善消纳条件密切相关（见下图7）。因此，未来风电场的发展一味的依赖陆上风电并不科学，必须将分散式风电和海上风电的规模进一步扩大。

　　从我国煤电发电地理布局可以看出，东部地区拥有大量的煤电机组，排名前三的省份依次为山东（11135万千瓦）、江苏（10079万千瓦）和广东（9550万千瓦），见下图8。面临能源电力减排的压力，东部省份需要采取多种途径降低碳排放，既可以通过特高压引入西部地区的清洁电力，也可以发展本地的清洁能源。这三个省份都属于经济发达地区，人口密度高，土地资源有限，开发集中式陆上风电资源严重受限。然而，这三个省份海上风能资源条件优越，均有发展海上风电的有利于条件。海上风电具有技术含量高，拉动经济增长能力强的特征，通过海上风电将在东部地区形成新的经济增长点，甚至可以通过发电海上风电促使我国风电产业扭转大而不强的局面。图 8 2020年煤电装机容量分布

　　风电成为主体电源要求推动其分阶段分步骤实施，不同地区的电价接受程度不同，风电项目的经济性差异较大，要综合考虑风能资源、发电成本和用电成本以及当地的土地资源条件和海洋资源条件，实现风电开发与土地资源保护、海洋资源开发综合协调。

　　随着风电装机比重提高，其间歇、波动出力特性将使电源侧出力特性呈现愈加复杂、多变的不稳定态势，电力消纳风电将进一步受到挑战。风电、光伏发电成为主力电源需要大量的备用、调峰、调频等灵活性资源。同时，煤电、燃气发电的利用小时数将受到挤压，并为风电、光伏更多出力提供支撑，传统的电力市场格局将发生深刻的变化。因此，需要建立市场化电力交易机制，推动各类电源主体充分参与新型电力系统的建设，为高比例风电创造条件。

　　分散式风电与陆上集中式风电一样需要占用土地，降低风电场建设所需的土地费用是降低风电度电成本的关键因素之一。可以从两方面着手，一方面是合理计算征收分散式风电场的占地面积，另一方面是降低单位面积的土地成本。

　　风电进入平价上网时代，技术创新将成为提升产业竞争力的核心和关键。建议从政策、机制等角度促进我国企业在风电大型化、智能化和数字化等方面深入突破，打好技术研发的基础，形成核心竞争力，解决卡脖子技术问题。当前我国风电市场主要以国内的风电企业为主，貌似国外企业竞争能力不足。实质上是，我国风电行业进行疯狂的价格战促使外国企业离开中国市场。从全球来看，可以发现我国的风电产业国际竞争力显著不足，中国风电设备在国际市场上的占有率仅为10%以内。