【行业观察】风电等新能源发展深度分析

(4)蒙西电网现有风电装机777万千瓦，其中82%的容量以220千伏电压等级接入系统，其余以110千伏接入。按此，蒙西风电集中程度已经超过美国，并因此出现一定的弃风现象，发电企业也时有抱怨。然而该网2011年10月15日却出现了全部日电量中风电电量占24%的纪录，达到世界先进水平。蒙西电网是地方企业，是个纯火电系统，加之冬季燃煤热电联产“硬负荷”比重甚大，除已建成的“点对网”煤电东送通道外，没有风电外送手段。蒙西地区能够在诸多困难条件下，发展风电取得如此成绩，是意味深长的。稍加分析可见，一方面地方政府对地方企业的管理具有“直接优势”，管理目标与发展风电目标一致，即：要的就是电量，“风电优先、煤电让路”的节能原则由此得以实现。相比蒙西，其他不少地区还在执行对各类发电机组“计划内、计划外发电量平均分配指标”、“计划内外电量价格差别” 等名目繁多的行政指令。这些“发电机会均等”的计划办法貌似公允，所起作用恰恰是保护化石能源而浪费新能源;另一方面，蒙西电网以220千伏电压等级为主消纳风电，对电网动态特性的不利影响远小于在500千伏最高电压等级配置风电，也是不容忽视的成功因素。尽管如此，220千伏电压对运行风电来说仍然偏高，蒙西地区电量比例超过20%的时段有限，平均不到10%，弃风数量增加和给电网运行带来的困难亦不容忽视。总体看，这样发展风电已趋于极限。

(5)值得一提的是，2010年有企业在蒙西达茂旗某个大的风电场附近做了个试验。在一座35千伏配电变电站墙外建设了4台1.5兆瓦风电机组，直接接入用电端。经过一段时间运行，结果令人振奋。这4台风机因无需建设场内送变电工程，造价比相邻风电场低1300元/千瓦，节省建设投资16%。风机日常出力与变电站平均负荷相当，发电量直接消纳，不用升压返送，直接替代了煤电供电量。特别是由于接入电压等级很低，对蒙西电力系统运行主要参数没有影响，从未出现“被弃风”情况，折算年发电利用小时数达2500左右。而在其不远处以220千伏电压接入高压系统的大风场，时有弃风限电，发电利用小时数明显低于试验机组。

(二)关于大规模集中并网的风电、光电远距离输送和消纳问题。

目前提出的解决措施主要是“风火打捆”，并配套建设大量抽水蓄能电站。有一点可以肯定：如果采取措施足够多，所有问题都能解决。只是要看这些措施在经济上是否合理可行。

用超高压、特高压输电线路单独输送风电，因只有2000多小时电量，经济性较差。“风火打捆远送”旨在提高输变电设施负荷率，从而改善输电经济性和电网运行安全性。然而这个做法毕竟史无前例，需要考虑一系列技术经济问题。一是风电的负荷率低，电力大而电量小，出力过程曲线呈陡峻的锯齿形状。为了提高输电负荷率和稳定性，若考虑用燃煤火电站作为调节电力和补充电量的手段，与风电“打捆输送”，则火电机组需要扮演“填空”的角色，逆向追随风电出力变化，深幅度变出力配合运行，否则就会大量弃风。那么超临界参数、超超临界参数燃煤发电机组，不可避免地要经常脱离最佳工况运行，增加煤耗。另外，在运行安全性方面能否满足长期、频繁、深幅、随机变出力运行方式要求;二是在一定输电容量空间中，火电机组因“填空”的运行方式，不但供电煤耗增加，而且年度内要减少2000多小时发电量，本身设备年利用小时数下降到3000左右，经济上能否被接受;三是若按照“2火1风”的比例，在距离中部、东部负荷中心数千公里之外建设数千万千瓦的火电站，不但要深入论证电力规划宏观布局，而且要考虑在荒漠戈壁地区长期运行如此大规模的火电站群，对消耗当地水资源的可行性和对生态环境影响的可接受性，都还有相当多工作要做。

至于抽水蓄能电站，经过多年实践，各方认识日益明朗。首先，从前面分析已经知道，根据当今世界科技水平，交流电力系统中电能尚不能商业化储存。这就是说，大规模储存电能尚不具备经济性。这个认识应当是讨论蓄能电站的基础;第二，蓄能电站是电力系统中最灵活、最昂贵的调节装置。一旦有了它，整个系统调节能力和安全稳定水平都提高一个层次;第三，蓄能电站具有调峰、填谷、系统紧急备用以及黑启动等多种功能，如果将其开发目标和运行方式定格为“调峰”一项，则不够全面。还应该指出，抽水蓄能电 站蓄能和发电运行方式转变的时间尺度比风电功率变化的时间尺度大2-3个数量级，将其与风电“打捆”是很难行得通的。蓄能电站的开发目标是为整个系统服务，其建设决策应建立在整个电力系统对于这项投资边际效益的论证结果上。如果仅考虑为某个或某类发电站配套，则蓄能电站的开发目标成了“将二次能源转化为三次能源”，这个“综合发电设施”的千瓦投入徒增6000元之多、电量产出净减25%，经济上难有可行性。

(三)关于如何看待“快”与“慢”的问题。

如果新能源发展速度太慢，则不能满足我国调整能源结构紧迫形势的要求。经过一段实践证明，高度集中开发风电、光电的模式，对装备工业和设备制造领域带来跨越式飞速发展，能创造“快”的奇迹。然而设备仅是“工具”，最终要的是新能源电量。目前电网企业在系统安全平稳运行和风电电量消纳方面遇到较大困难，出现较多弃风和数次系统稳定事故，使超大规模的集中并网风电对电网运行安全性影响受到高度关注，大量限电使风电项目经济性降低，风电设备产能大量积压，产量大起大落。在当前出现较多问题的情况下，即使要继续原有开发模式，也需要认真总结经验，尽快解决已经发生的矛盾和问题。这些是当前风电发展速度与前几年相比，出现放缓局面的原因所在。或者说，出了问题就快不起来了。

如果一台一台建设风机，发展速度肯定是太慢了。然而分散的风机可以同时建设，千家万户都来建，可谓“聚沙成塔，积少成多”。西班牙国土面积还不到内蒙古的一半，采用比较分散的开发模式，单个风电项目规模都不大，“遍地开花”，发展速度并不慢，风电装机总量达到了“风电三峡”的规模水平，风电电量占到全部电量的16%，风电运行容量占日负荷比例曾达到创世界纪录的53%!

以甘肃省为例，该省各地风资源条件都不错。全省用电环节10千伏配电变电站有12.3万座，保守地假设，即使其中的90%都不具备建设和接入风机条件，那么可以接入风机的用电变电站还有1.2万座。如果考虑在每座10千伏用电变附近各建设并接入1台风机，很快就可以建成1.2万台!而现在甘肃全省运行的风电机组数量仅3000多台。这个设想仅考虑了10千伏一个电压等级，还有上千座35千伏和110千伏配电设施可以容纳更大量风机，消纳更多风电电量。甘肃一个用电小省尚且如此，推到全国30个省呢。

随着我国风电设备技术进步、性价比不断提高，适合低风速地区的风机发展很快。以往认为平均风速低于每秒6.5米的风能资源没有开发价值，现在若采用低风速风机，5.5米的风资源都具有了经济上的可开发性，大大拓展了风力资源开发利用范围。过去山区、丘陵地带设备运输困难，也因有了分段桨叶技术而得到解决。这些都为全国各地分散开发建设风电提供了有利条件。

(四)关于政府补贴政策实施方式问题。

在传统计划体制下，国家补贴资源配置要通过行政审批实现。这样做存在难以避免的弊端：一是政府只能按企业申报的成本进行审批，“高成本批给高额补贴，低成本批给低额补贴”，在机制上不能鼓励先进;二是有企业为得到更多的建设资金补贴、更高的电价补贴，不再努力控制成本，甚至在建设规模、投产时间和项目财务上作假，既阻碍新能源技术进步，又使补贴政策效率低下;三是人为制订补贴具体数额，往往跟不上新能源因技术进步和市场供需情况变化带来的经济性变化。2009年出现过政府部门公布的补贴资金量高于屋顶光伏工程整体造价的失误。2011年，与光伏电池快速降价的市场走向相反的高额补贴政策出台，加上地方的项目核准权限，两项因素迭加，引发了西部数省区光伏发电脱离中长期规划和电网建设衔接的爆发性大规模建设热潮。有的省年内就要投产上百万千瓦，同时还有数倍规模的项目夜以继日地施工。再次面对如火如荼的“大跃进”，电网企业全然措手不及，快马加鞭抢建的光伏电站却面临闲置“窝电”的严峻形势。这样的补贴方式收到适得其反的效果，很容易造成国家财产重大损失。

对于采用竞争办法确定国家补贴幅度，不少人担心会导致企业低价抢标，恶性竞争，制造偷工减料，使设备质量低劣，对新能源产业发展产生负面影响。对此有说法将新能源的招投标工作说成：“都是企业不计工本的瞎投标”。这是需要讨论的。首先，竞争机制无可厚非，是国家法定鼓励并规定的市场机制办法。竞争就是竞争，就是优胜劣汰，从来就没有判别竞争是“恶性”还是“良性”的标准。世界各国发展新能源普遍引入了竞争机制，不但有效地促进企业技术进步，大幅度提高政府补贴政策效率，用更少的资金获得更大的效用，还能限制个人行为配置资源的自由裁量权。其次，应当相信优胜劣汰是竞争机制的基本法则，产品质量是企业的生命，盈利是从事竞争性业务企业的目标和动力。如果竞争规则清楚，执行坚决，监管给力，在这种条件下，如果企业还去搞不顾成本的低价抢标，为眼前利益而偷工减料，生产伪劣产品，无异于自绝生路。再者，如果真有所谓“低价抢标”现象，问题根源恐怕是在招投标的法制化管理方面存在漏洞。所以，政府还是应当注重建立和完善竞争机制。