助力双碳绿色发展 风电大有可为

——访中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩

实现碳达峰碳中和是一场硬仗。去年，我国宣布将力争2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和，引发能源行业热议。作为新能源的排头兵，风电的发展对于实现碳达峰碳中和目标具有非常重要的意义。

国家能源局近日公布的1-5月份全国电力工业统计数据显示，截至今年5月底，我国风电装机容量2.9亿千瓦，同比增长34.4%。那么，风电在未来能源转型中究竟扮演怎样的角色？产业未来进一步规模化发展还面临怎样的瓶颈？记者近日专访了中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩。

风电是实现“双碳”目标的主力军

记者：我国提出碳达峰碳中和的奋斗目标，提出构建以新能源为主体的新型电力系统，那么在能源转型的过程中，风电扮演着怎样的角色？

秦海岩：风电是实现“双碳”目标的主力军，如果未来没有出现颠覆性的新技术突破，电力系统脱碳将主要依靠风电和光伏发电。同时，由于风电的成本已经与传统化石能源发电持平甚至更加经济，并具有进一步降本潜力，风电的大规模应用会降低全社会用能成本，实现更经济的能源转型。

“十四五”期间风电新增装机2.5亿千瓦，是实现“双碳”目标的最低要求。根据清华大学气候变化与可持续发展研究院的研究成果《中国低碳发展战略与转型路径研究》，为实现碳中和目标，2025年能源消费结构中的非化石能源占一次能源的比重需要达到20%。国家发展改革委发布的《关于2019年国民经济和社会发展计划执行情况与2020年国民经济和社会发展计划草案的报告》显示，2019年，我国非化石能源占能源消费比重为15.3%。

综合上述分析，为实现碳中和目标，“十四五”非化石能源消费占比至少需要增加5个百分点。根据测算，“十四五”非化石能源消费占比每增加1个百分点，风光装机就要相应增加1亿千瓦，所以，“十四五”新增风光装机共5亿千瓦。假设风光各占一半，“十四五”需新增风电装机容量2.5亿千瓦，年均新增5000万千瓦。全球能源互联网发展合作组织开展的《中国“十四五”电力发展规划研究》得出结论，综合考虑能源转型需要、经济社会发展、产业结构调整等因素，预计“十四五”将新增风电装机容量2.9亿千瓦，年均新增5800万千瓦。国家发展改革委能源所、国家可再生能源中心等机构联合发布的《中国可再生能源展望2019》指出，在平均温升低于2摄氏度的情景中，“十四五”新增风电装机容量将达到2.65亿千瓦，年均新增5300万千瓦。

“十四五”期间，我国风电年新增装机5000万千瓦以上的条件已经具备。一是风能资源技术开发量不存在“天花板”。国家气候中心联合北京大学、国家发展改革委能源所、国网能源研究院等机构对中国风电技术开发量的评估结果显示，我国风能资源储量巨大，陆上140米高度技术可开发量超过51亿千瓦、海上水深50米海域100米高度技术可开发量约4亿千瓦。未来，随着技术进步和成本下降，具有经济开发价值的风能资源量还会增加。

二是在并网与消纳方面，大量的国内外研究以及实践均证明，构建以风、光为主体的电力系统不存在技术瓶颈。理论上，美国落基山研究所的分析明确指出，“2009年，八位美国和三位欧洲权威人士在主流电气工程师专业杂志上撰文称，没有发现‘电网能接纳风电数量的可信、确凿的技术性限制’”；2013年德国国际合作机构的研究《关于德国能源转型的十二个见解》指出，“只有当可再生能源占比超过70%时，新的储能技术才有必要”，“在未来相当长一段时间里，电网扩展将一直是比新储能技术更为廉价地将可再生能源并入电力系统的办法”。实践中，早在2010年，德国的4个州，1000万人口的43%~52%的年用电量都来自风电；到2020年，德国已有27%的发电量来自风电，欧盟二十七国与英国的风电在电力消费中的占比已达16.4%。结合中国现状，高比例可再生能源接入电网具备条件。国家气候中心联合北京大学、国家发展改革委能源所、国网能源研究院等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，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，同时弃风弃光比率不到8%。”

三是消纳空间不会受限。根据美国落基山研究所和能源转型委员会的共同研究成果《中国2050：一个全面实现现代化国家的零碳图景》，“十四五”期间，中国无需新增煤电装机，即可满足2030年前新增电力需求和电力系统灵活性的要求。全球能源互联网发展合作组织的报告《中国能源转型与“十四五”电力发展规划研究》预测，“十四五”期间，增量电力需求1.8万亿千瓦时，存量煤电退出4053万千瓦,由清洁能源满足增量电力需求和替代存量煤电退出，对应“十四五”期间需新增风电装机2.9亿千瓦，年均新增5800万千瓦。

四是产业基础成熟，足以支撑产能的扩大。过去30年，在技术创新、规模效应的双重促进下，风电设备价格降低了70%以上，风电场开发造价降低了近50%。当前，“三北”地区的风电度电成本可以达到0.16元/千瓦时、中东南部区域可以达到0.34元/千瓦时，风电已经成为技术成熟、成本优势明显的电力来源。同时，一条坚强的产业链条逐渐成形，通过模块化设计、自动化设备应用、工艺优化等，生产效率还在持续提高，比如叶片的生产时间从最初的48个小时，降至目前的24个小时，这些都奠定了进一步释放产能的基础。目前，整机与供应链企业是否会做出扩大产能的决策，完全取决于产业规划层面能否设定更高的开发目标。

优化开发布局是产业规模化发展的关键

记者：“十四五”期间，风电产业将走向平价时代，行业将面临哪些压力？如何克服？

秦海岩：第一个挑战是开发规模如何保证，开发空间如何布局。“十四五”期间，风电要实现每年5000万千瓦以上的新增装机，但如何布局开发空间是最大的问题。解决不好，产业就不可能实现可持续快速增长。为此，“三北” “中东南部” “海上”，“三驾马车”缺一不可。

“三北”地区风电发展面临的最大问题是送出和消纳。对于“三北”地区来说，面对更大的装机规模，依靠特高压外送难以在短期内解决风电消纳问题。而逐步压低火电厂，尤其是自备电厂的发电量，将会产生立竿见影的效果。伴随越来越多的国家开始加快碳减排进程，今后每个企业在发展中，都需要将“碳”作为重要的考量。而风电既是零碳的，也将成为最便宜的电力之一。这种稀缺资源，可以吸引对低价、清洁电力需求量大的产业向“三北”地区转移。“三北”地区应当立足于将风电零碳便宜的“价格洼地”，转变成工业企业的“价值高地”。

中东南部风电发展的最大症结在于开发建设用地方面的束缚。风电是最节地的发电技术，现在广泛使用的圆锥塔筒，地下基础部分深埋至少2米，不会影响耕种，而露出地面的承台部分占地不到100平方米。以5MW机组为例，开发1亿千瓦装机需安装2万台机组，占地200万平方米，即3000亩，占地非常少。风电凭借经济性高、占地少、环境友好等优势，可以助力乡村振兴。接下来，我们应推动在更多村庄安装风电机组，以此盘活乡村的土地资源、旅游资源、产业资源以及农村集体性资产。

海上风电“国家补贴”取消后，产业怎么走？当下，海上风电还不具备平价上网的条件，仍需政府提供适当的支持，助推其在未来三年内过渡到平价上网。目前，仅有广东提出了地方补贴政策。需要加强统筹规划，坚持集中连片开发，单体项目规模应不低于100万千瓦；送出系统工程由电网负责投资，成本纳入输配电价；采取“以奖代补”的方式，支持重点产品与项目的开发，实现跨越式创新；成立海上风电发展促进基金，推动项目长期贷款利率降至3%以下。

第二个挑战是，如何构建优胜劣汰、促进行业健康发展的市场竞争秩序。当前，行业中出现了一个不好的势头——设备“价格战”。如果大家的竞争是基于质量技术标准，在一个基准线上进行价格比拼，显然无可厚非。最怕的是出现劣币驱逐良币的乱象，质量和可靠性一定是行业发展的底线。

第三个挑战是，构建以新能源为主体的新型电力系统，意味着风、光在未来电力系统中的占比将高于80%，这对电力系统的灵活性提出了更高要求。为此，首先需要加强电网基础设施建设。一是加大跨省区的联络线路建设，提高跨省区的电力交换交易能力；二是提高配电网的智能化水平，整合分布式电源、储能、负荷等资源，进行协同化运行控制和市场交易。其次应当加快灵活性电源建设。一方面，充分利用电力系统内传统电源的灵活性资源；另一方面，发挥各类储能技术的优势来满足不同时间尺度上的调度需求。此外，还需建立适应新能源大规模并网需要的市场化机制。借助能源互联网技术构建下一代智能电力系统，电力能够按照市场需求实时定价，从而回归真正商品属性，价格将取代频率成为调节供需平衡的有效信号，从之前的供应按需求调整变为需求“随风而舞”“随光而动”。

加快技术与商业模式创新

持续提升风电项目建设价值

记者：对于“十四五”期间风电产业的发展，您有怎样的建议？

秦海岩：一是必须加快技术与商业模式创新，持续提升风电项目建设价值。在陆上风电方面，建议通过土地入股、PPP模式等方式，实现风电项目投资建设与各地落实乡村振兴战略的深度融合，使风电项目开发与各地旅游开发、特色小镇建设、民生改善工程等紧密结合，让广大农村地区以及居民切实从中受益，形成更广泛的利益共同体，促进地方经济和社会发展。在海上风电方面，建议着力推动海上风电项目开发与海洋牧场、海水制氢、能源岛建设、观光旅游、海洋综合试验场建设等相结合，使发展海上风电与我国建设海洋经济的国家战略高度契合。

二是通过技术创新进一步提高风电经济性，是接下来必须推进的另一项重点工作。比如，应加快主轴承、齿轮箱轴承、柔性直流海缆等核心技术部件研发，提高装备的国产化率；加快推动大型风电机组检测实验平台，特别是大型风电机组传动链地面公共测试系统的建设；持续推进风电与数字化技术手段的深度融合。风电度电成本的下降最主要的贡献来自发电能力和效率的提升，而不仅是造价的下降。十年前，主流风电机组的风轮直径是77米，现在已经达到156米，平均度电成本从0.6~0.8元/千瓦时，降到现在的0.3~0.4元/千瓦时。最新的叶片风轮直径已经突破200米，可以预计未来3到5年，度电成本可以再降一半。西北部风能资源好的地区，现在大概为0.3元/千瓦时，5年后将降到0.15元/千瓦时。中东南部现在为0.4元/千瓦时左右，5年内会降到0.2元/千瓦时。近海风电在5年内预计会降到0.4~0.5元/千瓦时，远海风电在8年左右会降到0.4~0.5元/千瓦时。这还没有包括机组可靠性和基于大数据人工智能的全生命周期管理等技术应用带来的叠加提升效应。