中国风电并网现状及风电节能减排效益分析(下)1.doc

窗体顶端中国风电并网现状及风电节能减排效益分析(下)2011-9-14摘要：针对现阶段中国风电发展政策环境进行研究，就其中的不足提出未来改革的方向。介绍中国风电的并网状况，对中国风电并网的瓶颈进行分析。测算中国风电并网后的经济效益，结果表明风电行业收益状况良好，并且风力资源越丰富的地区利润水平越高；而通过扩大各风电资源区的电价差距将有助于促进风电在全国的均衡发展。对风电并网发电现在及未来的节能减排效益进行研究，预测结果表明，随着风电规模的壮大，风电对火电置换的环境效益将日益显著。关键词：风电，政策，并网，节能减排基金项目：国家自然科学基金资助项目(71071053)；北京能源发展研究基地资助项目(09Abjg303)0 引言近年来，全球风电产业持续快速增长，2010年全球风电新增风电装机容量35.8 GW，累计装机容量达到194.4 GW，同比增长22.5%，增长率较往年出现比较明显的下滑。从增长分布来看，诸如中国、印度、巴西等新兴风电市场新增装机容量逐渐占据主导地位，其中中国新增风电装机容量达到16 GW，将近全球新增容量的1/21；传统欧美风电市场新增装机容量均较2009年有所下降，欧洲新增风电装机9.9 GW，较2009年新增水平下降7.5%，美国则大幅下滑至5 GW，新增装机容量较2009年减少50%。中国继2009年超越美国成为全球新增风电装机容量最多的国家以后，2010年中国累计风电装机容量也实现了对美国的超越，成为全球风电装机容量最多的国家，累计装机容量41.8 GW，约占全球总容量的21.5%。然而，中国并网风电装机容量仅为31.1 GW，并网比例仅为74%，明显低于欧美国家90%以上的并网比例；加之，中国风电装机质量、风电发电效率、海上风电装机容量、自主研发能力以及风电装机出口等指标仍与国际先进水平有一定的差距，中国风电的发展仍需谋求质的突破。1 风电发展政策环境1.1 法律法规对风电的支持在“十一五”中前期，国家便制定了可再生能源发展中长期规划，以指导可再生能源的发展，并陆续出台了一系列鼓励性的规章政策：制定上网电价、费用分摊、税收优惠、风电并网以及装机等标准，为风电发展创造了全方位的条件2；2009年以后新建风电按4类资源区分别设定0.51、0.54、0.58、0.61元/(kWh)的差别上网电价3；规定风电相关产业将减按15%的税率征收企业所得税4；另外，财政部还出台了风电实行按增值税应纳税额减半征收的政策(从17.0%减至8.5%)的规定；要求发电企业、电网企业通过规划促进可再生能源并网，并全额收购可再生能源发电；而电监会将对电网公司就全额收购可再生能源发电的执行状况进行监管，并提出相关处罚细则5-6。对风电生产企业的设立工艺装备、产品质量以及售后服务等提出了相应标准，规范风电装机生产7。1.2 风电发展政策的改革方向除了上述法律法规，部分地区政府还制定了一些与风电发展相关的规划、方针。然而，这些法律法规尚在完善中，或者并不完全适应风电与电力市场的发展，还需在以下方面进一步改进。(1)完善风电发展规划。2010年底我国风电装机容量比“十一五”规划水平高出7倍以上，落后的发展规划使得相应的并网投资滞后，继而造成风电难以并网。因此，风电发展规划亟待完善。(2)允许电网合理弃风。风力发电具有间歇性，为了保障风电并网后电力系统的稳定性，电网必须为风电提供备用容量，而在高负荷时段系统勉强接受风电将给系统安全带来隐患。因此，应给予电力公司一定范围的决定权，允许其在特定情况下弃风。(3)强化风电基础研发。相关法律法规的制定与完善应更多考虑基础研发的因素，可再生能源基金的管理应加大向基础研发的投入，摒弃粗犷式的数量增长，优先纵深风电基础研究，包括风速预测、关键零部件、大型风电装机、海上风机的研发等。(4)优化风电发展模式。欧美传统风电强国的风电效率显著优于我国，除了其技术的先进，很重要的因素在于其风电分布规划合理性。中国风电更倾向于建设大规模风电场，此类风电项目在带来规模效益的同时也增加了风力发电的不确定性，增加电网消纳风电的难度。2 风电并网状况2.1 风电并网比例分析中国风电装机容量快速增长的背后是风电资源的严重浪费，未并网风电装机容量持续增长，弃风现象严重并在短时间内难以解决。如图1所示，自2006年中国风电装机容量实现翻倍增长以来风电并网比例逐年下降，2007年风电装机容量增长率最高，达到129%，而同样是2007年，风电装机并网比例出现了大幅下滑，电网公司的消纳能力难以并肩风电装机的发展速度。2010年，风电装机容量增长态势有所放缓，风电装机并网率则出现回升，但未并网装机总容量仍在扩大。图2为20062010年风电装机容量增长率与并网率变化状况的关系，从中不难发现累计装机容量增长速度越快，风电机组的并网比例反而呈下降的趋势。图1 近年来中国风电装机容量增长状况Fig.1 Chinas wind power installed capacity in recent years2.2 风电并网瓶颈分析造成风电并网率低下的原因一方面是缺乏风电消纳方案，与风电并网相关的发电项目输送线路、网架结构电网建设相对滞后，繁琐的并网工作以及并网后电网效益的不确定性也致使电网公司对于接纳风电投资的积极性低下；另一方面，过度集中的风电分布使得电网难以消纳。如表1所示8-9，2009年全国未收购的风电全部出现在风电装机容量位于全国前列的省份，其中70%以上出现在风电装机容量占全国35.6%的内蒙古。大部分风电发展较快的省份由于缺少与风电装机容量增长相匹配的风电消纳能力，风力资源浪费比较严重。反观其他省份，其风电容量较少，在省内发电结构中所占比例较低，电网公司更容易对风电实施调度，风电效率也相对较高。图2 近年来风电装机增长与并网比例变化的关系Fig.2 The relationship between the increases of wind power installed capacity and changes of grid-connected proportion in recent years表1 2009年各省风电装机容量及其未收购电量Tab.1 Installed wind power capacity and quantity of not purchased electric power of different provinces in 2009省份排名风电装机容量未收购风电容量/GW比例/%电量/(GWh)比例/%内蒙古河北辽宁吉林黑龙江山东甘肃其他1234567-1.25.335.620.51 986264231941130181072.04.10.06.60.0注：根据中国风电发展报告2010、2010风电、光伏发电监管报告整理。3 风电并网经济效益风电产业的经济效益主要取决于风电项目的初始投资、营运成本、等效年利用小时以及上网电价等因素。其中初始投资包括风力发电机组、土建工程、电气工程、安装工程、财务成本以及其他成本(征地、设计勘测等)，而当中风电机组的投资占初始投资的比例最高。营运成本包括维修费用、工资等。由于产能过剩，世界风电装机价格已经跌至近年来的谷底。而在中国，风电机组价格自2008年以来也在持续下滑。以1.5 MW的风机为例，其报价已经从2008年初的6 200元/kW下降至2010年底的4000元/kW的水平。因此，风电机组的投资占总投资的比例呈下降趋势，但随着风电装机需求的扩大，不排除其装机报价回升的可能性。假设每千瓦风机造价为G，总装机容量为C，厂用电率为I，风机造价占初始投资的比例为，折旧期为n年，贴现率为，第i年的等效利用小时为Ti，营运成本为Mi，增值税率为t，则为使风力发电厂每年达到盈亏平衡，第i年的上网电价为： (1)若营运成本按初始投资的比例计提，且各年风电场来风量保持稳定，即各年的等效年利用小时相等，则有： (2)当实际上网电价大于P时，风电开发商处于盈利状态；当实际上网电价小于P时，风电开发商则存在亏损，在折日期间无法回收投资成本(见表2)。表2 风电项目主要指标参数Tab.2 Key parameters of a wind power project参数G/(元kW-1)/%/%t/%r/%n/aT/hI/%数值潜在变化趋势4 00080070-1010-8.5-8-20-2 2005002-表2给出风电项目相关参数，由此可以测算出在机组造价、机组占初始投资比例及等效年利用小时的不同组合下风电场的盈亏平衡电价。其中风电机组的造价可能因市场需求或技术革新等因素发生波动，波动范围为20%。结合表2可以测算出表3中的数据。从表3测算结果来看，中国现阶段实施的按风能资源区划分为0.51、0.54、0.58、0.61元/(kWh)的风电上网标杆电价足以保障风电场的正常营运。加之，为促进风电的发展，各地政府还有相应的补偿政策，此部分风电厂的上网电价可以达到0.70元/(kWh)以上。此外，若有清洁发展机制(CDM)项目的支持，每千瓦时上网电量还将能为开发商带来0.1元左右的额外收益。因此，中国目前的风力发电定价有利于促进风电产业的发展，在市场经济利益的驱动下，中国风电发展规模仍将持续扩大(见表3)。另外，按风电机组4 000元/kW的造价，占初始投资60%的标准，对4个风能资源区的利润水平进行测算(如图3)。测算结果表明，纵然各风能资源区的上网电价已就各区的风能状况进行差异化设置，但是风能丰富的资源区凭借等效年利用小时的优势，风电场利润率的总体水平相对突出。从促进全国各地风电项目均衡发展的角度来看，政府部门有必要就各类风能资源区上网电价调整，通过增加电价梯度缩小其收益水平的差异。而测算结果显示，若各资源区上网电价分别按0.48、0.53、0.60、0.66元/(kWh)设置，其收益水平的差异将显著降低(如图4)。表3 不同机组造价、机组占初始投资比例、利用小时下风电的盈亏平衡电价对比/%T/hG/(元kW-1)4 8004 4004 0003 6003 200602 7002 4002 2002 0001 7000.3680.4130.4510.4960.5840.3370.3790.4130.4550.5350.3060.3450.3760.4130.4860.2760.3100.3380.3720.4380.2450.2760.3010.3310.389702 7002 4002 2002 0001 7000.3150.3540.3870.4250.5000.2890.3250.3540.390.4590.2630.2950.1610.3540.4170.2360.2660.2900.3190.3750.2100.2360.2580.2840.334Tab.3 Comparison of breakeven electric power prices of different unit costs, different proportions of the unit cost in total initial investment and different load utilization hours 元/(kWh)图3 风能资源区利润率对比Fig.3 Profit margin comparison of different wind energy resource areas图4 电价调整后风能资源区利润率对比Fig.4 Profit margin comparison of different wind energy resource areas after price adjustment表4 中国未来风电对节能减排效益预测Tab.4 Forecast for Chinas future wind power benefit to energy conservation and emission reduction年份参数节能减排效益预测装机容量/ GW并网比例/%利用小时/h厂用电率/%发电煤耗/(g(kWh)-1)煤炭替代/MtceCO2减排/亿tSO2减排/万tNOx减排/万tTSP减排/万t201511013080852 0502 150233062.512.015.88.0202020023085902 0502 15023201 17.022.428.720.926.711.414.64 风电节能减排效益能源紧张与环境问题的突出，使得风电的节能减排效益备受关注。据测算，每千瓦时风电上网可以节省大约340 g标准煤，同时减少0.983 kg CO2、0.698 g SO2、0.65 g NOx以及0.355 g固体颗粒物的排放8。作为清洁能源中最具竞争力、最具发展潜力的能源，风电随着装机容量的不断增大将越发彰显其在节能减排上的贡献。风电对火电置换的环境价值可以通过5个因素来度量，包括风电总装机容量CT、并网比例、平均等效年利用小时Tavg、风力发电平均厂用电率Iavg以及CO2、SO2、NOx以及固体颗粒物(TSP)的排放率co2、so2、NOx和TSP，则风力发电的减排量为E：ECO2/SO2/NOx/TSP=GTTavg(1Iavg)CO2/SO2/NOx/TSP (3)按照2010年全国风电机组50.1 TWh的总发电量计算，风力发电大概能节省1 717万t标准煤，减少4925万t CO2的排放，同时减少3.5、3.3、1.8万t SO2、NOx及固体颗粒物的排放。从中国风电发展的态势分析，未来几年中国风电装机容量仍将持续高速增长，但增长速度应当有所减缓。结合中国资源综合利用协会对中国风电装机发展的预测结果8，至2015年，中国风电装机容量将达110130 GW，年均增长率为21%25%；而2020年将达到200230 GW的规模，年均增长率为17%19%。风电并网比例随着并网技术的成熟将逐渐上升至80%90%，接近欧美传统风电强国的水平。等效年利用小时主要受风电场来风量的影响，如果新建风电项目在地区分布比例上没有发生太多的变化，那么全国风电场的平均等效年利用小时将基本与目前的水平持平。同样，厂用电率作为维系风电场正常运营的基本指标，可视为稳定的参数。至于废气排放率主要与火电的供电标准煤耗以及环保工艺相关联。随着火电的大型化，煤炭燃烧将越加充分，供电煤耗将继续稳步下降；另外，环保设备的改进也将进一步促使废气排放率下降。综合上述分析，对中国风电的节能减排效益进行预测，结果如表4所示。从中国2009年6000 kW及以上电厂发电9.15亿t的标准煤消耗量以及近几年6.3%增长水平来看，2015年风力发电将为中国节省5%以上的煤炭消耗，而至2020年其节能减排效益将进一步扩大。事实上，这也是中国2009年在哥本哈根对国际社会许下的非化石能源满足2020年15%能源消费需求的承诺的重要实践。5 结语风电并网管理的完善将是未来一段时间内中国风电发展的重心，包括规划风电接入系统工程，完善风电并网技术的国家标准，开展风电机组并网认证以及规范风电并网调度协议等等。从风电场发展的类型来看，中国风电应逐渐从规模化的大型风电场向规模化、分布式、互补储能系统以及海上风电多组合模式的方向发展。至于中国风电机组制造行业，凭借国内品牌在造价上的巨大优势，中国风电机组制造行业的国产化程度将进一步扩大。除此之外，部分国内品牌已经开始涉足国外风电市场，而随着中国风电整机制造技术的成熟，“中国制造”也将在国际风电市场上鼎立。作者简介：朱柯丁(1980)，男，浙江杭州人，博士研究生，从事能源经济和电力经济的研究。E-mail：参考文献：1Globalwind energy outlook 2010R. Brussels: GlobalWind Energy Council, 2010.2中华人民共和国可再生能源法R.北京：中华人民共和国国务院，20053国家发展改革委员会关于完善风力发电上网电价政策的通知R.北京：国家发展和改革委员会，2009.4中华人民共和国企业所得税法R.北京：中华人民共和国国务院，2007.5可再生能源发电有关管理规定R.北京：国家发展和改革委员会，2006.6电网企业全额收购可再生能源电量监管办法R.北京：国家电力监管委员会，2007.7风电设备制造行业准入标准(征求意见稿)R.北京：工业和信息化部装备工业司，2010.8李俊峰，施鹏飞，高虎.中国风电发展报告2010M.海口：海南出版社，20109风电、光伏发电情况监管报告R.北京：国家电力监管委员会，201010俞海淼，周海珠，裴晓梅.风力发电的环境价值与经济性分析J.同济大学学报：自然科学版，2009，37(5)：704-708 YU Hai-miao, ZHOU Hai-zhu, PEI Xiao-mei. Environmental value and economic analysis of wind p