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《高质量发展看中国丨新疆若羌100万千瓦风电项目稳步推进》

  • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
  • 编译者： guokm
  • 发布时间：2023-09-12

  • 9月5日，在中国广核集团有限公司（以下简称中广核）巴州若羌县100万千瓦风电项目的施工现场，起重机平稳作业，挖掘机和满载物料的卡车穿梭忙碌，工人们正抢抓当前项目建设“黄金季”，全力以赴保障项目顺利推进。

     

    中广核若羌100万千瓦风电项目建设中 （央广网发 董帅龙 摄）

    “目前项目对端、送出线路、升压站、场内道路、风机基础等建设工作已全面展开，工区现有300余名工人正在加紧施工，预计9月底完成升压站设备基础、主控楼、生活楼等主体结构设施的建设。”中广核新疆新能源科技有限公司副总经理吴杨说。

    据了解，该项目于7月28日开工建设，总投资39.6亿元，年度计划投资26亿元，建设100万千瓦风电加100兆瓦/200兆瓦时储能系统。项目建成后，运行期年上网电量为227427.8万千瓦时，每年可减少二氧化碳排放量约208.99万吨，减少一氧化碳排放量约182.73吨，可有效减轻大气污染。

     

    中广核若羌100万千瓦风电项目施工现场 （央广网发 董帅龙 摄）

    “中广核若羌100万千瓦风电项目的开工建设，对于进一步推动若羌县风能资源利用，推进产业结构调整，培育战略性新兴产业、节能减排、促进生态文明建设具有重要意义。我们将大力支持项目建设，积极做好协调服务，全力解决好项目建设中遇到的问题和困难，确保项目顺利推进，力争项目早竣工、早投产、早见效，为若羌经济持续健康稳定发展作出积极贡献！”若羌县发改委主任卢宁海说。

    目前，若羌县正加快培育壮大“八大产业集群”，立足资源禀赋和区位优势，优化产业空间布局，强化项目服务保障，力促一批重大产业项目快建设、出形象、见效益，为“若羌新城”建设和“千万千瓦级新能源产业集聚区”目标构筑起坚实支撑。

  • 原文来源：https://wind.in-en.com/html/wind-2436357.shtml
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    • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2021-03-29
    • 2021年一季度，频繁发布的政策礼包为接下来的风电发展铺就了更为明晰的利好环境。 日前，国家能源局《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知(征求意见稿)》发布，此次“征求意见稿”在确保落实各省非水电消纳责任权重的同时，创新性得提出了“保障性”与“市场性”两种并网方式的理念，为更大容量的风电并网提供了政策依据。 3月12日，五部委联合印发《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》，直面行业痛点，以补贴确权贷款、加大信贷支持力度、绿证缓解利息压力等金融举措积极缓解补贴资金滞后给行业带来的发展压力。 在3月15日召开的中央财经委员会第九次会议上，习近平总书记指出：“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，要重点做好以下工作，要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。 这是中央首次提出构建“以新能源为主体的新型电力系统”，进一步肯定了风、光在未来电力系统构成中的地位和作用。 多个政策的落地以及中央工作计划的提出，体现了我国遏制气候变化，加快能源转型步伐的决心和信心。来源：北极星风力发电网——作者：冉小冉 2020年是我国电力发展“十三五”规划的收官之年，7167万千瓦的年新增并网容量恰逢其时地为“十四五”开局做好了表率，提振了行业信心。在风电即将开启倍速发展的未来，行业是否做好准备了?我们还面临着哪些挑战? “除非经由记忆，人不能抵达纵深”。风电行业只有形成严峻挑战下的深刻认知，才能在十四五期间稳步走入高质量的可持续发展之路。 行业仍面临并网消纳制约 国家气候中心专家曾于近期表示，全国陆地140米高度风能资源技术可开发总量达51亿千瓦，全国海上水深50米海域100米高度的风能资源技术可开发量约为4亿千瓦。且随着风电技术的日益更新迭代，风资源的利用将更加高效和精益化。 可见，资源上的“天花板”是没有的。那么我国风电发展的问题又在哪里? 目前来看，并网消纳可以说是当前风电发展的最大制约。 2018年，我国新疆、甘肃、内蒙古三省(区)弃风电量合计233亿千瓦时,占全国弃风电量的84%。在投资预警的监管下，甘肃、新疆等红色预警省份接连3年没有上马新建风光项目。2020年，全国弃风电量约166亿千瓦时，弃风弃光现象得到了有效控制。 但值得注意的是，2016-2019年间，我国风电新增并网年均20GW，2020年全年并网容量超过70GW，这意味着，2021年的消纳大考才是行业正在面临的重要挑战。 我们在3月份国家能源针对2021年风电、光伏发电开发建设的征求意见稿中可以看出，未来电网部门在可再生能源项目并网中的决策权重将进一步提升。但从可再生能源发展的长远来看，传统电力系统正在面临着不适应高比例可再生能源并网的困境，这也就出现了中央财经委员会第九次会议所提到的构建“新型电力系统”的需求。 可以预见的是，未来的电力系统不是在原基础上的修补升级，而是从顶层架构出发，重新梳理各种电源的定位和作用，以资源匹配的最优化设计，构建一个适应高比例可再生能源发展的稳定、安全的电力系统，从而跟上“碳达峰、碳中和”的步伐。 这一点在多个行业会议上也得到了认可，3月18日召开的“中国碳达峰碳中和成果发布暨研讨会”上，可再生能源学会风能专业委员会秦海岩秘书长指出，随着技术创新引领下的发电效率提高，未来制约风光发展的不再是成本，而是电网的发展了。 技术创新将是行业常态 在东南沿海地区，正处于建设热潮中的海上风电也面临着国家补贴即将退出的巨大压力。 海上风电是拥有高电力负荷的沿海发达地区实现能源转型、落实能耗“双控”目标、实现本地非水可再生能源消纳的重要抓手。作为战略型新型产业，也是未来浙江、福建、广东等省份的重要经济载体之一，拥有巨大的市场潜力。 从2009年我国第一个海上风电项目——东海大桥海上风电场并网投产迄今，我国海上风电在10余年内飞速发展，但能够支撑快速降本的技术储备还不够。 海上风电是资金密集型行业，项目收益对电价敏感度极高。但按照政策要求，2018年底前核准的海上风电在2021年12月31日前并网，才可以获得0.85元/千瓦时的含补贴电价。在产业一哄而上的抢装过程中，海上船机等施工资源一下子成为卖方市场，投资方议价权降低，安装价格翻倍增长，变相抬高了海上风电全生命周期的成本。 目前我国江苏地区海上风电单位千瓦投资约16000元、福建约为17500元/kW、广东约为17000元/kW，对应的0.85元/千瓦时的电价才能使项目达到收益率的标准。但截至目前为止，仅有广东省在《关于促进我省海上风电有序开发及相关产业可持续发展的指导意见(征求意见稿)》中明确提出了2022年之后关于海上风电的地方补贴政策。 因此，行业也在迫切地呼吁其他沿海省份出台接力海上风电地方补贴政策，为海上风电的降本乃至平价发展提供一定的缓冲，避免2022年之后产业面临“强弩之末”的尴尬境地。 另一方面，在当前我国能源结构调整和电力改革的浪潮中，技术的发展始终处于不可动摇的支撑地位。 以光伏发电成本为例，我国光伏发电的度电成本在10年间下降了90%，其本质光伏产业链从上至下的技术创新驱动下的成本降低。对海上风电自身而言，尽快降低工程、设备等全生命周期的投资成本，将是该产业十四五期间的重要工作。换句话说，由技术创新所引领的全产业链环节的降本增效，将是未来海上风电发展的重中之重。 建立绿色电力消费市场 中央财经委员会第九次会议强调：以经济社会发展全面绿色转型为引领，以能源绿色低碳发展为关键，加快形成节约资源和保护环境的产业结构、生产方式、生活方式、空间格局。 这释放出强烈的提升绿色电力消费能力的信号。 其实对于可再生能源来讲，未来最大的增长空间，也将来自于绿色电力消费市场的赋能，该市场也将成为“碳达峰、碳中和”目标实现的重要推手。 2020年我国全社会总用电量为75110亿千瓦时，以水、风、光为代表的新能源2020年总发电量约为20000亿千瓦时，绿电约占全社会总用电量的27.7%。 可以预见的是，作为绿电消费主要政策指引的可再生能源配额制，在国家强制消纳的政策引导下，以及市政、轨道交通、工商业乃至全民形成绿色电力消费体系后，占比不高的绿电将很快处于供不应求的状态。 国家发展和改革委员会能源研究所高级顾问韩文科曾在公开会议中指出，未来我国应以更有力度的政策引导清洁能源更大规模发展。这些政策包括但不限于严控化石能源消费、深化能源供给侧结构性改革、降低非技术成本，包括用地、项目审批、融资等成本。 这也就与我国持续推动、深化电力市场化改革产生了联系。以技术创新为引擎，“十四五”期间风、光行业需要进一步降低度电成本，提升竞争力水平，配合电力市场化改革，在发、输、售、用等全部环节共同发力，进一步降低绿电成本，还原电力的商品属性，促进绿电使用率的提升，助力全国范围内绿色电力消费市场的建立。 发展思路力求转变 从1989年达坂城风电场投产到2020年百万千瓦风电基地落地，我国风电发展进入而立之年。以“30 60”目标为契机、“十四五”为开端，未来风电产业的发展思路也将发生重大转变。 可以说，“十三五”乃至以前，风电将自身定位为一个电源品类，纵使电力改革如何深化，往往也能独善其身。但进入“十四五”阶段，尤其是构建“以新能源为主体的新型电力系统”提出后，未来风电将与整个电力系统乃至能源系统产生更多的触角关系。 2020年8月，两部委联合发布《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见》，预示着多能互补型综合基地、源网荷协调互动将成为十四五期间可再生能源开发的主流模式，“多元化协同”将是风电发展思路一大转变。 在此理念下，未来会催生更多的大到综合能源基地、小到智慧园区示范项目的建设，再结合国家能源局提出的“千乡万村驭风计划”以及“乡村振兴”国家战略，在未来的能源电力系统中，风电定然会成为一个集创新、融合、清洁、廉价于一体的新型产业，从根本上改变社会层面对风电的认知和接受程度，实现发展思路的创新升级。 此外，不同于传统煤炭、油气等有着天花板的自然能源产业，近年频繁被提及的智慧设备与智能生产，也预示着风电正在从一个能源资源向制造业属性转变，而后者对精益生产、流程智能、数据分析有着更高水平的要求。 从这个意义上讲，作为高端制造业与能源资源的融合产业，在全球“工业4.0”大潮以及我国“中国制造2025”战略部署下，风电未来将具备更加广阔的发展空间，也将更加具备创新驱动、智能转型和绿色发展的可能。 除此以外，笔者综合多位专家观点，认为十四五期间我国风电发展的理念还需要有如下转变：注重能源质量提升以及AI、5G等智能化、信息技术的深度融合;更注重长远发展，为2035年、2050年的长期发展找准方向;从十三五期间的注重“生产力建设”转变到更加注重“生产关系调整”上来。 在2020年11月发布的“十四五”规划和2035年远景目标建议中，以风光发电为代表的新能源被列入战略新兴产业中的一环，参与构成现在产业体系。形势大好的背后，产业仍然面临着诸多的发展难题。站在可持续发展的角度，行业呼吁国家及地方政府谨慎制定环保“一刀切”政策、降低非技术成本、加强电力系统灵活性建设，制定更为科学合理的政策，以进一步赋能可再生能源发展，助力碳达峰、碳中和目标的实现。
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  • 《破局分散式风电 助力千乡万村驭风行动高质量跃升发展》
    • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2022-01-25
    • 近日，青海省能源局发布通知，宣布海西州废止21个分散式风电项目，项目单体容量1万到5万千瓦不等，主要分布在格尔木、德令哈等地。事由是，2019年9月青海省能源局下达《关于海西州2019年度分散式风电项目建设方案的批复》(青能新能〔2019〕61号)》，确定海西州分散式风电项目共26个，总装机51.5万千瓦，但截止目前，该批项目以及2020年指标内项目未办理核准和未开工且核准到期的共有21个，装机容量49.5万千瓦，需要清理废止。此次清理项目数量占比80.7%、容量占比96.1%，业内一片哗然。 金风低碳能源设计研究院 王保传 孙浩 高超 王帅 01 分散式风电到底有什么问题? 1、从分散式风电元年说起 2018年被称为中国分散式风电元年。国家能源局于2017年5月发布了《关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知(国能发新能[2017]3号)》(以下简称“通知”)，又于2018年4月发布了《关于印发<分散式风电项目开发建设暂行管理办法>的通知(国能发新能[2018]30号)》(以下简称“管理办法”)。政策鼓励下，2018-2020年仅河南、河北、山西三省政府部门规划的分散式风电建设规模已超7GW。 但3年过去了，分散式风电发展明显低于预期，分散式风电行业仍是不温不火。随着“双碳”承诺提出，在2030年前新能源装机达到12亿千瓦以上的目标驱动下，中国的风电开发重回三北，以沙漠、戈壁、荒漠化地区为重点的大型风电光伏基地装机容量动辄以百万千瓦计。在此背景下，分散式风电开发还有动力吗? 2、新形势下，要求可再生能源高质量跃升发展 2022年新年伊始，国家能源局党组书记、局长章建华在《经济日报》发表《推动“十四五”可再生能源高质量跃升发展》的署名文章。文章指出，“在中东南部地区重点推动分散式风电、分布式光伏发电就地就近开发”、“实施千乡万村驭风行动，大力推进风电分散式开发”。文章两次明确提到分散式风电。 不难看出，从国家层面来看，指导分散式风电开发的两个关键词是“中东南部”、“千乡万村”。显而易见的是，“中东南部”意味着负荷中心、土地紧张、超低风速，“千乡万村”则意味着乡村振兴、风电下乡。从这两个关键词，不难解释为什么文章开头青海海西州被废止的风电项目容量高达96%。青海省远离中东部负荷中心、有广袤的沙漠和戈壁、风资源禀赋优异，基于此三条，青海省确实没有太大必要建设容量上限仅为5万千瓦的分散式风电项目。此外，自2021年起我国陆上风电全面转向平价以后，前述分散式风电项目将执行青海省0.2277元/千瓦时的无补贴电价，风电开发企业面临着无利可图窘境。更何况，按照青海省2021年1月发布的《支持储能产业发展的若干措施(试行)》文件要求，分散式风电项目配置不低于10%、2h的储能系统后开发企业利润空间进一步被压缩，项目面临亏本。除了经济收益外，还有项目手续繁琐等问题，在多重因素叠加影响下，海西州这21个分散式风电投资商缺乏投资动力、不核准或不建设几乎成了必然。 3、分散式风电建设用地问题 目前我国风电项目建设用地指标管理仍主要依据由住建部2011年发布、于2012年3月1日起施行的《电力工程项目建设用地指标(风电场)》。文件中对于风电机组用地按基础底板外轮廓尺寸计算，单台机组在180-450平米之间(原文件指标如下)： 对于机组变电站用地按基础外轮廓尺寸计算，单台机组在18-26平米之间(原文件指标如下)： 该标准实施至今近十年，陆上风电机组全面进入4MW+时代、6MW级陆上风机也已开始投运，此文件已不适用于当前主流机组，特别是4MW以上的陆上机组变电站(箱变)面积用地不足，在实际项目操作中已成掣肘之势。目前风电项目土地预审时，由于采用高于3MW机组时的用地指标暂无全国统一标准，各地国土部门仍按机组450平米、箱变26平米占地上限执行，造成项目征地不足以及后续产生纠纷的问题。实际建设项目中，4MW机组采用了35kV的4250kVA华式箱变，含事故油池的基础外轮廓尺寸已达到28平米(7m*4m)。常规地面布置5MW和6MW的35kV陆上华式箱变占地达到30平米以上。 还有部分省份对分散式风电项目核准设卡、加码。根据国家能源局《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》的通知，要求“对于占用其他类型土地的，应依法办理建设用地审批手续;在原土地所有权人、使用权人同意的情况下，可通过协议等途径取得建设用地使用权。”但2017年辽宁省发改委曾发文(辽发改能源【2017】273号)要求分散式风电项目“发电量原则上自用为主、机组原则上不超过5台、风电机位不涉及新增建设用地而使用已批准建设用地”，2019年又进一步发文(辽发改新能字函【2019】25号)要求分散式风电项目核准前“建设场址必须已经取得土地证或土地批件”、“对核准政策把握不当的市地，视情节进行通报”。 上述要求或限制机组数量、或限制土地属性，均对行业产生了不利影响，已成为国家能源局提出的“实施千乡万村驭风行动，大力推进风电分散式开发”行动计划的绊脚石，不利于“十四五”可再生能源高质量跃升发展。 4、分散式风电项目并网手续问题 根据国家能源局《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》的通知，办法中第四章“电网接入”对分散式风电接入电网作出了规定，但实际项目中，分散式风电并网仍存在较多困难。该文件发布到现在，绝大多数地区并未形成真正意义上的一站式服务，安装两三台风机的审批手续和集中式风电开发审批程序基本相同。 办法中要求的 “尽可能在用户侧以较低电压等级接入,允许内部多点接入配电系统，避免安装不必要的升压设备。”但实际上，35kV及以下电压等级接入的分散式风电项目在电网公司实际办理接入时仍主要依据电网公司相关技术要求。如国家电网企标Q/GDW 1480-2015《分布式电源接入电网技术规定》、Q/GDW 1866-2012《分散式风电接入电网技术规定》、Q/GDW 1392-2017《风电场接入电网技术规定》。项目实践中，电网公司将分散式风电项目与集中式并网的风电项目做同等级别管理。如在黑龙江某地，装机容量5MW、含两台2.5MW风机的分散式风电项目仍被电网公司要求建设10kV开关站，5MW风电项目总投资约4200万元、10kV开关站工程投资约510万元，投资占比超过12%。 办法中要求的“在确保电力系统网络与信息安全的前提下,向地巿或县级电网调度部门上传运行信息。”目前国内分散式风电项目均纳入市级或省级调度体系，调度管理级别过高。比如山西电网和内蒙电网，风电项目一律纳入省调调度管理。调度级别过高，会引起随调度体系配套建设的调度数据网和调度自动化系统、SDH光通信系统、电力系统二次安全防护装置、AGC有功功率控制系统、AVC无功功率控制系统、风功率预测系统等投入的联锁反应，造成分散式项目电气二次和通信系统投资过高。前述5MW分散式项目的10kV开关站中，电气二次和通信部分投入达到280万元，投资占比超过开关站的50%，并由此造成系统电气二次和通信设施调试及并网验收流程冗长。 办法中要求的“分散式风电应充分利用自身无功电压调节能力﹐补偿分散式风电接入带来的无功和电能质量控制需求。电网企业根据当地电网运行需要,统一建立覆盖本地区的功率预测预报体系”基本未执行。项目实际中风机自身无功电压调节能力被忽视、一般会被要求建设独立SVG动态无功补偿装置，前述5MW分散式项目的10kV开关站中配置的±1M Var的SVG动态无功补偿装置投资约30万元。分散式风电项目一般仍由开发企业按项目配置独立风功率预测系统，单套投资约35万元。 分散式风电项目并网标准不统一、并网手续复杂、调度级别过高，均已成为分散式风电行业的拦路虎。 02 如何破解分散式风电发展困境? 破解分散式风电产业困境，需要国家、地方、电网公司、投资企业、各利益相关方协同，从产业政策、技术标准、观念转变、民众意识、媒体宣传、融资支持等多渠道出力，笔者谨提出以下建议供参考： 1)国家层面及时修订用地指标规定，调整风电项目用地指标，补充单机容量3300kW到8000kW的陆上风机和机组箱变用地指标数据。 2)清理地方法规文件中对风电项目的不合理限制，畅通申诉渠道。 3)由国家发改委、国家能源局牵头组织关于《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》“回头看”，调研政策落实情况。督促电网企业落实责任、降低分散式风电并网门槛，降低投资者负担。 4)出台国家层面统一的分散式风电接入配电网管理办法的实施细则，明确土地利用办法、调度权限、无功补偿配置原则、涉网设备配置原则等便于实施或执行的管理办法。 5)将额定装机容量3MW及以下且并网电压等级在10kV及以下的分散式风电项目由核准制改为备案制，管理办法可参照分布式光伏项目，简化流程、提高投资积极性，有利于促进用户侧“自发自用、余电上网”分散式风电项目的发展。 6)各省市级电网公司制订的标准应由电网企业总部统一规范，不能造成各省甚至省内各地区要求不一致的混乱局面，令投资企业无所适从。 7)投资企业应提升思想站位，从助力乡村振兴战略大局的角度来考虑分散式风电建设，适当降低投资收益标准，藏利于国、让利于民。比如在开发过程将风电与区域旅游开发、民生改善工程等相结合，风电投资企业随风电项目改扩建乡村道路等措施，一举多得。 8)中东部地区人口密集，分散式风电不应简单地作为发电装置一建了之。投资企业可通过政府牵头、组织村集体或村民通过土地入股的方式，为村集体提供稳定收入，承诺每年分红。入股的方式可通过现金入股，也可通过闲置土地、扶贫基金等方式入股。在村企合作机制下，培训当地有一定能力的村民参与部分风力发电运行维护工作，促进农民本地就业。 9)利用分散式接入电网的优势，在股比分红的基础上通过直供电、隔墙售电等方式，降低风电所在村屯或临近工商业用电电价，切实提升民众幸福感。 10)政府引导各金融机构有序提供金融优惠政策支持，降低融资难度和融资成本。 11)加大媒体对风力发电的科普和宣传力度，提高民众好感。发电企业可将风机涂装为具有当地特色的形态，促进乡村旅游、电力科普。 03 分散式风电产业的先行先试 CWEA秘书长秦海岩曾建议在全国实施“百县千村万台工程”，即在全国的100个县，首批选择5000个村，每个村安装2台风电机组，共计1万台，利用农村地区的大规模零散未利用土地，并以县域为单位进行集中规划、打包核准。 全国政协委员、金风科技董事长武钢在2021年两会期间也曾表示，以河南某风电场为例，通过安装2台3MW风电机组，年电费收益可超过620余万元，扣除贷款、运维等成本，年均净利润约超过290万元，20年运行期将累计创造利润超过5800万元。如果组织村集体和村民投资入股，每年可为村集体提供一定比例的稳定收入，为当地创造良好的经济效益，对开发企业和当地民众来说都有一定的内生动力。 山西省运城市芮城县风陵渡镇是金庸老先生笔下“风陵渡口初相遇,一见杨过误终生”侠骨柔情虚拟故事发生的地方;风陵者, 风后之冢也，风陵渡也是上古传说黄帝-蚩尤战争风后发明指南车的地方;西侯度村也是发现180万年前人类最早用火证据、点燃人类文明圣火的地方。在这里，有先民“匼河背冰”的强悍血液、风后排兵布阵的斗争智慧、女娲抟土造人的创造精神和西侯度点燃文明圣火的拼搏激情。在这黄河古渡口，2020年金风科技旗下全资子公司天润新能建设了风陵渡12MW分散式风电项目，项目采用了目前全国难度系数最高风机彩绘技术，将5台2.5MW风机塔架100%全覆盖彩绘图。彩绘选用了《背冰先民》、《洞宾故里》、《风后造车》、《西侯渡圣火》、《女娲造人》等极具芮城文化特色的图案，使得该项目在实现经济价值的同时，也成为古老与现代完美融合、人与自然和谐共生、宣传芮城文化底蕴的一道靓丽风景。 图一 “风后造车”风机彩绘 图二 风陵渡口“风后造车”风机涂装 实现广大农村地区高质量发展将是我国下一阶段需要完成的最紧迫任务。人不负青山,青山定不负人，在我国中东部农村地区发展分散式风力发电既可将资源优势转化为乡村集体收入，又能加强农村电网建设、调整能源结构，以低成本满足乡村振兴过程中的用电增长需求，助力千乡万村驭风行动，实现可再生能源高质量跃升发展，同时促进生态环境建设，最终走出一条更美丽、更富裕、更持续的乡村发展之路。
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