海电发展面临诸多瓶颈 借鉴国外经验有助突围
- 2014/8/22 9:22:374690
国内海上风电发展仍面临诸多瓶颈 借鉴国外经验有助突围
未来10年，北美、欧洲和中国将成为3个主要的风能市场。然而，风电和电网规划建设不同步、系统调峰不足、并网技术不成熟、就地消纳能力不足等因素，仍是风电并网的瓶颈。
我国海上风电发展优劣势分析
优势
我国近海风能资源丰富东部沿海水深2~15米的海域面积广阔，特别是江苏等地沿海、滩涂及近海具有开发风电的良好条件。根据《中国风电发展路线图2050》对我国陆地和近海100米高度风能资源技术开发量的分析计算，我国近海水深5~50米范围内，风能资源潜在开发量达到5000亿瓦。
发展起点高，速度快欧洲是世界海上风电发展的领头羊，可以为我国海上风电的快速发展提供有益借鉴，由此发展自己的海上风电，及时明确发展目标，不断完善扶持政策。
国家政策的大力扶持2005年，《可再生能源法》把我国的风电发展纳入了法制框架。另外，我国《风电发展“十二五”规划》提出明确目标，到2015年，我国海上风电装机容量将达到500万千瓦，2020年底将达到3000万千瓦。近日发改委又明确了海上风电价格政策，并鼓励通过特许权招标等市场竞争方式确定海上风电项目开发业主和上网电价，这对海上风电的发展将起到极大的促进作用。
困难
尽管风电上网、消纳途径出现好转，但是“弃风”问题仍然是风电行业的顽疾。此次国家能源局召开的会议也重点提及解决这一问题。
与电网规划不同步
据统计，去年我国风力发电上网电量约1350亿千瓦时，但有多达162亿千瓦时的风电因无法并网外送或当地无法消纳而被迫放弃，约占风力发电总量的一成。
国家能源局公布的上半年全国风电并网运行情况显示，今年上半年全国风电新增并网632万千瓦，累计并网8277万千瓦，同比增23%；风电平均利用小时数979小时，同比下降113小时；全国平均“弃风”率8.5%，同比下降5.14个百分点。
“弃风”问题同样无法避免
虽然国家能源局早在2012年9月已经发布了《风电发展“十二五”规划》，但电网的发展规划却明显滞后。国家电网公司发展策划部副主任张正陵表示，导致“弃风”现象有风电技术、系统条件、体制上煤电计划的问题，也有电网滞后的原因。风电开发规划要和电网规划相衔接，但是前些年这方面做得不够，有了风电开发规划却没有电网规划。
“风电行业发展速度太快，风电项目的增长率已远远超过电网公司的并网能力，风电项目和电网项目不同步使得‘弃风’现象较为常见。”萧函说。
电网调峰难题
“另外，风电项目稳定性较差、对并网技术要求较高，并网技术尚无法与之有效对接，使得部分电力无法纳入电网系统。”萧函说。
风电集中大规模接网对电网安全运行带来更多挑战，导致电网调峰能力明显不足。由于风电的可调节能力较差，大规模集中并网后必将加大电网调峰调频的控制难度和安全稳定运行的风险，对电网的安全性、适应性和资源配置能力等提出了更高要求。据统计，风力发电多半集中在用电负荷后夜低谷，反调峰特性明显。特别是当风力发电形成一定规模后，需要通过电网中的其他电源进行综合调节。
由于风电的反调峰特性，必须要有其他相当规模的火电等常规电源参与电力系统的调峰，才能保证电力系统全额消纳风电并安全稳定运行。因此大规模风电并网发电，必然增加常规火电机组调峰调频等辅助服务的负担，导致机组发电能耗、发电成本增加。
据了解，目前对于火电为风电提供调峰、调频各类辅助服务尚无明确的补偿政策，绝大多数火电机组都是无偿为风电调峰调频，而鉴于目前火力发电企业全面亏损的现状，此举无异于“杀贫济富”。
近海风能资源调查不够
海上风电场是以风速高、风功率密度大、湍流强度小等优势来抵消巨大的投资成本，所以准确分析、预测海上风电场风能资源对海上风电场的建设和发展至关重要。但我国近海风资源普查和详查工作相当薄弱，目前还没有高分辨率的近海风能资源图谱。亟需加大投入，建立专业的技术支持队伍，成立符合标准的风能评估机构。
产业和技术发展相对落后
总的来说，我国完整的风电产业体系尚未形成，风电设备的认证体系尚未建立，还没有掌握大型风电机组的总体设计技术，现有制造水平远落后于市场需求。目前，市场的风电机组以兆瓦级为主，而国内大功率的定型风电机组都在1000千瓦以内。要完成单机功率从百千瓦级到兆瓦级的技术提升，难度较大。自主研发力量严重不足
自主研发力量严重不足
我国尚处于引进国外先进技术的初级阶段，主要通过技术转让和合资建厂的方式生产风电机组。在这种情况下，我国海上风电发展无法得到关键技术或核心技术，不仅不能从本质上提高竞争力，而且容易在技术上陷入“知其然而不知其所以然”的尴尬境界。电网制约
电网制约
目前我国风电场并网还没有规范化，风电没有完全纳入电网建设规划，且缺少一系列必要的管理办法和技术规范以确保大规模风电的可靠输送和电网的安全稳定运行。
企业扎堆海上风电
日前，青岛双瑞海洋环境工程股份有限公司成功中标珠海桂山风电工程牺牲阳极供货项目。由南方电网牵头招标的广东桂山海上风电项目，是广东乃至全国真正意义上的海上风电示范项目。
此前的6月19日，国家发改委出台海上风电价格政策，规定2017年以前投运的潮间带风电项目含税上网电价为每千瓦时0.75元，近海风电项目含税上网电价为每千瓦时0.85元；2017年及以后投运的海上风电项目，将根据海上风电技术进步和项目建设成本变化，结合特许权招投标情况另行研究制定上网电价政策。这是我国为海上风电定价。
在内业人士看来，此举助推了海上风电项目的扎堆，将开启海上风电建设的大幕。
“相对陆上风电而言，海上风电更接近于用电中心，不易受到风电间歇性的影响，并网瓶颈没有那么显著。”一名风电企业人士说。
在萧函看来，国外风电行业与我国极为类似，“弃风”现象虽然比我国略少，但总体来看也比较严重，德国、西班牙等风电大国的发展也遇到了诸多问题。而随着我国风电制造工艺不断完善、风电技术大幅提升，项目的建设成本将大大缩减，风电行业的竞争力也正在赶上并超过部分国家。
借鉴国外经验
丹麦
丹麦是世界上风电发展快好的国家，目前风力发电占其全国电力的20%。丹麦海岸线长达7000多公里，与其相连的北海风力资源丰富，近海地带海床条件好，为丹麦海上风电场的建设与开发创造了良好的条件。
丹麦风电发展的成功与其政府的大力支持密切相关。发展初期，为扶持风电产业，政府规定电力部门风力发电必须占有一定的配额，在电价方面也有一定的补贴。丹麦环境部早在1979年就要求风电强制上网，由电力公司支付部分并网成本。1992年起，要求电力公司以85%的电力公司的净电力价格购买风电，这其中不包括生产和配电成本的税收。
上世纪90年代初期，丹麦实施了风机扩容计划，即以新型和大容量的风机替代小型风机或者运行状况差的风机，并为这样的替代提供20%~40%的补贴。另外，从80年代初期到90年代中期，风机发电所得的收入都不征税。丹麦国家政府一直对地方政府施加压力，要求地方政府优先考虑发展风能。
德国
德国的风力发电装机容量居世界首位，是风电大国西班牙和美国的两倍，占世界总装机容量的28%左右。由于北部风力强的陆上风电开发区已接近饱和，德国政府加大力度开发海上风电，计划到2015年海上风电装机达到300万千瓦，到2020年达到1500万千瓦，2030年达到3000万千瓦。德国政府运用经济杠杆和法律手段，对海上风电给予扶持，如加大政府建设投资、提供比陆上风电更高的补贴等，为海上风电产业的发展营造有利的外部条件。1991年1月1日，德国政府颁布了《输电法》，这是德国开始风能商业利用后制定的部促进可再生能源利用的法规。2000年4月1日，具有划时代意义的《可再生能源法》在德国开始生效。海上风电项目在德国开始爆炸性地增长。
西班牙
西班牙政府认为，海上风电是实现中长期可再生能源发展目标的决定性因素，并把海上风电纳入修订后的优惠电价范畴，建立了海上风电场审批制度。具体来说，上网电价高可达16.4欧元/千瓦时，项目的小规模为50MW，两年内拥有风资源评估和开展环境研究的专有权，允许对风电场规格参数保持一定的灵活性等。西班牙设定的上网电价幅度足以支持试点和示范项目风电场，法规中规定的竞争因素也意味着，海上风电场的建设尽量少用政府财政资金。