中国六成风电来自这里 可如何送出仍无解

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  原标题:[深度]中国六成风电来自这里,可如何送出仍无解

图片来源:图虫创意
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  记者 席菁华

  位于内蒙古自治区中部的四子王旗,是内蒙古风能资源最丰富的地区之一,海拔高度1000-2100米。阴山山脉北缘、乌兰察布丘陵和蒙古高原,从南至北连绵起伏,陈凯歌执导的影片《我和我的祖国》,就在此地取景拍摄。

  国内首个重回开发主舞台的风电基地——乌兰察布600万千瓦基地项目,就坐落于此。占地总面积约2072平方千米,总投资近400亿元的,是国家批复的首个风电规模化平价上网项目,也全球最大容量单体陆上风电基地。

乌兰察布600万千瓦基地。来源:国家电投官方微信
乌兰察布600万千瓦基地。来源:国家电投官方微信

  2019年9月,该项目正式启动,原计划今年底并网发电,所发电量通过新建乌兰察布至张北3回500千伏线路,外送至京津冀地区。该项目电力送出线路为分段建设,全部线路的核准至今仍未完成。

  一位不愿具名的风电开发商高管告诉界面新闻,预计项目今年底投产时,只能先在当地进行部分消纳。

  9月22日,中国国家主席习近平在联合国大会上表示,“中国争取在2060年前实现碳中和。”

  这让风电行业由悲转喜:风电迎来“保障性”装机预期。在10月召开的2020北京国际风能展上,全球400余家风能企业代表联合发布了《风能北京宣言》,提出要在“十四五”期间保证风电年均新增装机5000万千瓦以上。

  “三北”风电大基地的开发建设尤为引人瞩目。多位风电整机企业高管告诉界面新闻,华北、东北、西北地区拥有中国80%的风电资源,该地区的基地型风电建设将是未来风电开发的主流。

  按照上述目标,“十四五”期间,“三北”地区每年将贡献三分之二,即超过3000万千瓦的风电装机量。

  可是让“三北”风电大基地困扰的消纳难题,一直阴魂不散。

  打不开的输电通道

  “三北”地区风资源条件较好,是业内公认的国内陆上风电发展的重要支点,这里也是中国风电行业起步的主战场。

  从2012年起,因电源侧与负荷侧不匹配,“三北”地区大规模、高速度增长的新建风电装机,与外送通道建设滞后、当地消纳能力不足的矛盾集中爆发,陷入“弃风”僵局。

  2017年,国家能源局紧急叫停了“三北”风电建设。为解决该地区的风电消纳问题,国家能源局提出优化调整风电开发布局,并计划在“三北”地区新建九条特高压线路,主要集中在内蒙古、陕西、甘肃、宁夏和新疆等省。

  2018年5月,国家能源局发文,批复了内蒙古鄂尔多斯上海庙至山东直流特高压输送通道一期配套400万千瓦可再生能源项目,其中包括380万千瓦风电。

  当年12月,国家电投旗下内蒙古乌兰察布风电基地一期600万千瓦项目获得核准。随后,多个大基地陆续获得核准,风电大基地建设重新回到舞台中央。

  据伍德麦肯兹发布的《2020年中国风电市场展望》,中国现有超过25个陆上风电基地项目处于规划和建设中,总容量超过1亿千瓦。除四川凉山风电基地外,其余大基地均分布在“三北”地区,其中超过45%的基地规划在内蒙古。

  但“三北”地区特高压外送线路发挥的作用,低于业内预期。

  5月26日,中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩在第二届风电产业技术研讨会上指出,“三北”地区特高压外送线路利用率低。

  秦海岩公开的数据显示,2019年,“三北”地区10条外送通道规划新能源年输送电量5200亿千瓦时,实际输送电量2079亿千瓦时,仅为设计输送量的40%。

  其中,吉泉直流、祁韶直流、鲁固直流等七条线路的利用率低于50%,锡盟-泰州直流、锡盟-山东交流、蒙西-天津南交流三条线路实际的输送比例不到20%。

  在建及规划的特高压线路、以及配套的调峰项目能否按计划投运,也存在较大不确定性。

  《国家电网2020年重点工作任务》显示,今年完成核准的“5交2直”项目,属于2018年规划的一部分,直到今年才能全部完成核准。

  由于风电存在间歇性,部分风电项目建设时配套了燃煤电厂,以期用“风打捆火”的方式送出。一些地方政府也打着特高压建设的旗号,吸引风电开发商前来投资,但输电通道实际投产时,执行的是“火打捆风”,风电占比量有限、仍以火电为主,达不到当初设计负荷标准。

  今年5月,国家能源局发布《2019年度全国可再生能源电力发展监测评价》显示,截至2019年底,已投运的20条特高压线路年输送电量为4485亿千瓦时,其中输送可再生能源电量2352亿千瓦,占比约52%。

  上述风电开发商告诉界面新闻,这部分送出的新能源电量中,大部分为西南部水电,真正送出的风电量并不多。

  据《财经》杂志报道,上述20条特高压线路中,剔除5条100%输送火电,以及6条主要输送水电的线路后,其余打捆线路的煤电输送电量为1405亿千瓦时,非水可再生能源的输电量为574亿千瓦时,仅占对应线路年输电量的29%。

  今年9月,作为中国一次性建成投产的最大新能源项目,青豫±800千伏特高压直流工程(下称青豫特高压)配套的一期500万千瓦新能源项目全面并网。该项目为风电重回“三北”以来,首个并网的大基地项目。

  青豫特高压是国内首条高海拔地区100%输送可再生能源的输电大通道工程。界面新闻从一位电力设计院人士处获悉,青豫特高压主要以水电作为调峰支撑,输送比例以光伏为主、风电作为补充。

  截至目前,该工程配套的两大水电站玛尔挡水电站和羊曲水电站仍未建成,这导致风光项目缺少调峰能源,不能形成稳定的电源结构,无法完全利用青豫特高压进行输送。

  界面新闻获悉,上述500万千瓦新能源项目,部分电力由省内消纳,部分通过青豫特高压、±400千伏柴拉直流外送,还有部分通过甘肃电网和陕西电网进行外送。

  多位风电开发商人士告诉界面新闻,“三北”地区的基地项目集中核准,装机量将在短期内翻倍,在当地消纳不了的情况下,外送渠道仍不通畅,这将使“三北”地区再次面临大规模限电的风险。

  无人接收

  “特高压只是物理架构层面影响大基地风电送出的因素,更多的影响因素是利益问题。”上述风电开发商人士对界面新闻表示。

  “风电往哪儿送,多少钱送;受端愿不愿意接收,接收多少,多少钱接收?这都涉及经济利益。”

  该人士称,部分受端省份的新能源电力只是阶段性短缺,且风电输出需要加上过网费,价格上仍不具备优势。

  他提及,地方政府更看重管辖区域内企业的经济利益,倾向支持当地投资建设的电力项目。在全国电力整体富裕的情况下,受端省份接收外来新能源,需要很大觉悟。

  一位电力设计院人士对界面新闻表示,中国电力相对过剩,在缺乏绿证约束的情况下,新能源无法实现“压煤电”。目前送端市场急于输出可再生能源,受端市场则有更多的选择余地,形成了“买方市场”,只能倒逼送端市场降低电价,这可能导致部分风电开发企业陷入亏损。

  “例如,甘肃现为风电建设红色预警区域,要想在2021年实现摘帽,必须改善弃风情况。当地风电企业只能进行让利,才能够实现外送,承受着保障投资收益率的压力。”他表示。

  在电网层面,风电送出难、并网不顺的根本原因,也在于利益未得到公平合理地调整。

  界面新闻获悉,在风电并网及远程输电上,电网公司均需要投入不菲的费用,但这部分收益并不理想,致其积极性减弱。

  风电存在波动性,直接并网后影响电能质量,存在电网运行隐患。为了实现电力输送的稳定性,电网企业需增加调度成本。加上内蒙古等“三北”风电项目和负荷中心距离远,配套接入系统工程复杂且工作量大,还需承担廊道和建设成本。

  此外,风电并网还可能使电网企业蒙受部分价差损失。在全面实现平价上网及电力市场化交易前,风电上网电价一般高于火电和水电,但电力销售电价不会因电源种类不同而存在差异。

  这中间的差值,需要用政府税费补贴等进行弥补。但近年来,可再生能源补贴基金持续入不敷出,电价补贴拖欠严重,有些需要电网进行垫付,这是电网不愿意承担的额外成本。

  界面新闻还获悉,按照规定,特高压配套进入系统应由电网公司负责,但在推进基地化建设过程中,电网资金、人力等资源不足,110kV以下电压等级的配套系统建设被分摊到了各风电开发商手中,且未给予经济补偿。

  一位国网研究院人士则对界面新闻称,新能源消纳最大的制约因素并不是电网,电网只是一个平台,相关部门应在规模核准批复上给予风电更广阔的发展空间,电网企业也持支持的态度。

  他告诉界面新闻,风电进入电力市场需要承担相应的消纳成本,对其波动性付出代价。

  他认为,可再生能源并网不仅是消纳问题,更是系统问题。风电未来想成为电力系统的主导,需降低成本、实现更好的出力特性,实现同质同量同价,且符合电网运行的要求。

  破局争议

  “碳中和”目标落地,对风电行业释放了强烈的利好信号。多位风电业内人士均对“三北”风电大基地开发持乐观态度,认为风电产业链、地方政策及电网规划将做出相应配套调整。

  国家发改委能源研究所可再生能源中心研究员时璟丽公开表示,2019年,国内对各省市进行可再生能源消纳保障机制的自考核,已经调动电网企业以及其他责任主体消纳可再生能源的积极性。与2018年相比,2019年特高压输送可再生能源容量实现显著增加。

  界面新闻获悉,在西部地区,“十四五”期间或再规划五条特高压线路。

  华北电力大学经济与管理学院教授袁家海对界面新闻表示,“三北”风电大基地的发展,需实现两个“一体化”,即电源侧的风光水火储一体化,以及系统层面的源网荷储一体化。

  其中,“风光水火储一体化”侧重于电源基地开发,强化电源侧灵活调节作用,优化各类电源规模配比,确保电源基地送电可持续性。

  “源网荷储一体化”侧重于围绕负荷需求开展,充分发挥负荷侧的调节能力,激发市场活力、引导市场预期。

  上述电力设计院人士也持相同观点。

  他认为,电网层面要求新能源系统需多能互补,集成以后稳定地进行送电;对开发商而言,多能互补、源网荷储一体化能够实现成本降低,取得更为合理的电价,并实现传统能源、可再生能源在同一平台进行调度,支撑未来新能源的渗透率。

  中国电力企业联合会(下称中电联)则建议,应加强电力规划引领,合理确定全国和各省区可再生能源利用率、消纳责任权重。

  此外,由于系统中分布式可再生能源的大量介入,导致电网抗干扰性降低。中电联称,应提高可再生能源预测准确度,在推动新能源消纳的同时保障电网稳定运行。

  中电联还建议,应加快建设适合大规模新能源并网、多样化新型电力设备接入的多元高弹性智能电网,提升可再生能源的接入裕度。

  为保证电力系统稳定,储能逐渐成为新能源的标配,辽宁、吉林、河南、湖南、湖北、内蒙古、新疆等多个省份要求风电配储能。

  但业内对此争议颇多。

  上述电力设计院人士称,风电配备储能难以落地的主要原因为成本问题。他表示,风电项目的生命周期一般为25年,电池储能项目的电池寿命仅为10年左右。若风电场配套储能系统,至少需要更换两次电池,成本增加了2-3倍。

  目前化学储能的核心技术仍未攻破,成本难以下降。风电进入平价期后,增加的储能投资,将直接对开发商的内部收益率形成很大影响。

  除打通外送通道外,本地化消纳也被业内期待有更大的作为。上述电力设计院人士对界面新闻称,在西北地区,适当发展煤制气、煤制油,以及基于能源的大数据库等非落后高耗能产业,也有助于提高当地的风电消纳率。

责任编辑:武晓东 SN241

来源:新浪网