“能源革命”再添新注解 风能扛鼎调整主体尤显寒意

　　中国风电材料设备网：国家能源局新能源和可再生能源处长李鹏在2014北京国际风能大会上表示，目前新能源各领域“十三五”规划正在编制中，风电有望逐步改变当前广被视作“替代能源”的地位，上升为未来扛鼎国家能源结构调整主体的地位。
　　“能源革命”再添新注解 风能扛鼎调整主体尤显寒意
　　“替代能源”将升格
　　在2014年10月22日举行的北京国际风能大会上，与会专家纷纷指出，无论从当前治理雾霾的现实需求，还是从国家能源结构调整的长远需要来看，大力发展可再生能源比以往任何时候都显得重要和紧迫。风电作为国内可再生能源发电形式中最具规模和效率比较优势的新能源门类，未来理应承载起我国能源替代战略的中坚作用。这也是中国正在推进的“能源革命”的最大注解。
　　上述呼吁已经开始得到政策制定方的呼应。国家能源局新能源和可再生能源处长李鹏在会上表示，综合当前国内可再生能源发电各领域的现状，风电“十三五”开始有望逐步改变当前的“替代能源”地位，转为进入能源消费的主体地位。
　　他指出，截至2013年底，风电发电量在我国能源消费总量中仅占比2.6%，而同期德国和丹麦风电消费量占比却均超过20%，已成为各自国内主体能源。即便在国内，独立于国家电网体系之外的蒙西电网，2013年风电发电量占全网发电量比例也高达13.4%。
　　河北建投一位负责人表示，当前的京津冀雾霾治理方案中，一项重要任务就是提高清洁能源的替代作用，到2017年，京津唐电网风电等可再生能源电力占电力消费总量比重将提高到15%。而当前这一比例却仅为4%，其中风电贡献了八成比重。因此，要实现15%的既定目标，迫在眉睫的任务就是要大力发展风电。
　　此外，国家可再生能源中心副主任任东明明确指出，理论上预计，截至2020年，国内风电累积总装机可达3亿千瓦；到2050年，总装机规模将在此基础上增长9倍达到300亿千瓦，其所消费电量将占据国内能源总消费量的80%，成为名副其实的主体能源。
　　乍暖还寒怎将息
　　诚然，过去一年中国风电行业延续回暖势头，但弃风痼疾犹存则让利润多了几分寒意。1月31日，在每年一度的中国风能新春茶话会上，国家能源局和中国风能协会公布了2014年的风电成绩单：新增风电出厂吊装容量2335.05万千瓦，较2013年增长45.1%，创历史新高。
　　值得注意的是，设备平均利用小时却有所下降，风电开发商及制造商的利润并未跟上复苏步伐，其背后是风力减小、弃风仍存、成本上升、补贴拖欠等诸多因素。
　　中国风能协会初步统计数据显示，2014年新增风电出厂吊装容量2335.05万千瓦，较2013年增长45.1%，累计装机容量1.14亿千瓦，比去年增长25.5%。其中金风科技以443.4万千瓦装机容量的绝对优势蝉联第一，而联合动力、明阳风电、远景能源和湘电风能分别以260.05万千瓦、205.8万千瓦、196.26万千瓦和178.1万千瓦居于其后，上述五大厂商占据了风电制造市场的半壁江山。
　　“但是从发电量来看，风电在全部消费电力中的比重微乎其微，消纳问题也日益严重。”国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山在会上坦言。
　　更让行业人士担忧的是，弃风问题是否真如能源局所承诺的在2015年年底解决，在2016年风电电价下调正式实施后风电行业该如何和传统能源竞争。
　　据了解，自2010年以来我国出现明显的风电限电现象，2011年和2012年，限电量大幅增加。国家能源局表示，要在2015年前解决弃风限电问题，但2014年弃风率仍在12.8%，风电设备平均利用小时1905小时，同比减少120小时，吉林和甘肃风电平均利用小时分别仅有1501和1596小时，低于盈亏平衡点。
　　“限电率从数据上来看是下降了，但这是因为风力资源变小，消纳情况实质上没有根本变化。”大唐集团相关人士表示。另一位中电投人士也介绍说，上网电价下调后，风电场内部收益率将从11%进一步降到9%。与此同时，运维等各方面的成本还在继续上升，消纳不畅及拖欠补贴进一步降低了利润。
　　当日，史立山透露了2015年的政策路线图，表示将优先开发有电力市场优势的东部地区的风能资源，而通过特高压解决消纳问题将是未来一年乃至“十三五”最重要的工作。此外，正在探讨进行需求侧市场机制改革，利用灵活的电力用户来解决风电波动问题。
　　按照发改委规定，新风电上网电价适用于2015年1月1日以后核准的陆上风电项目，以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目。“到底怎么算并网投运，是一台风机，还是整个风电项目。”中国风能协会秘书长秦海岩透露，正在就新上网电价实施时间标准向能源局汇报，争取宽容时间。
　　如何降低成本成难题
　　此外，陆上风电面临弃风痼疾的同时，海上风电发展亦颇为坎坷。
　　按照规划，到2020年末，我国海上风电装机容量将达到3000万千瓦。业内人士估计，以5兆瓦单机容量来计算，则至少需要6000台风机，市场容量将超过6000亿元。尽管商机无限，但也从一个侧面显示出海上风电的造价，比陆上风电要贵不少。如何降低风电设备等成本，是海上风电需要面对的一大难题。
　　在中国科学院院士王锡凡看来，海上风电建设施工困难、检修成本高，环境较为恶劣，不同方案的综合经济效益可能相差较大，因此对海上风电系统进行优化规划具有重要意义。
　　海上风电系统包括风电机群、集电系统、输电系统。王锡凡认为，优化的目标是综合经济效益最优，而综合经济评估主要包括成本核算、收益分析、网损及可靠性评估等。不同层次的优化，重点各有不同。风电机组布局优化以收益分析为主，集电和输电系统规划以成本核算为重点。
　　除了设备和建设成本，海上风电运维成本高企。清华大学自动化系副教授黄必清等专家指出，随着海上风电机组功率日趋大型化，其体积也随之加大，给运维造成一定困难，而海上恶劣的自然条件使得风电机组的故障率相对较高，海上作业有时需要投入专门的海上工程起重船舶和吊车等设备，工程量大且费用高昂，甚至会因天气原因无法及时开展维护造成较大损失。运维成本呈不断上升之势，已占据总成本的20%以上。
　　如果能大幅降低海上风电运维费用，无疑对拉低总成本极具效果。
　　与此同时，海上与陆上的环境差异，是海上风电成本居高不下的重要原因，而加强设备和技术的研发、创新、普及，又可以相应降低进入海上风电市场的门槛。在这方面，我国也取得了一定的成果。山东青岛海西重机自主研制的国内首个自升式升降平台“德赛二号”成功交付。该平台重约5000吨，长78.8米，最大作业水深60米，设备国产化率达90%以上。平台船体设有生活区，能满足150人生活需要，带有直升飞机平台，可用于近海施工、海上风电安装等。
　　不过在一些业内人士看来，我国海上风电还需奋起直追。中国电器科学研究院有限公司高级工程师黄开云认为，目前我国海上风电各项技术均处于起步阶段，还存在诸多技术难题，海上风电基本上还没有形成一套独立的设计方法、标准和检测、安装、运行和维护体系，海上风电产业体系有待进一步健全。
　　虽然我国海上风电业目前发展速度比较快，但在从起步转向规模化建设发展的关键阶段，设备或技术上面临的瓶颈有可能产生制约作用。中国可再生能源学会风能专业委员会技术人员赵靓曾指出，由于大型海上风电机组的核心零部件国产化率略低，采购周期较长，从而在产能方面有可能在一定时期制约我国海上风电的大规模发展。
　　面对海上风电项目越来越远离海岸的发展趋势，加快设备国产化步伐，建立健全产业链体系，提升核心竞争力，是我国海上风电亟须努力的一个方面。