风电再次起飞风能方面的新技术

风电再次起飞风能方面的新技术

　　风能方面的新技术,论证风能和太阳能技术,风能技术特点宏伟的装机量目标能否实现，资源极地风能车接纳能力是前提，成本是关键。但目前降本挑战无处不在。除非技术性成本外，技术性降本通道也日益收窄。与光伏行业摩尔定律式降本不同，风电行业面临刚性的原材料成本、技术短期内难以颠覆的现状，风电降本难度越来越大。

　　再过两个月，中国风电产业将迎来一个具有里程碑意义的时间节点-明日风能走势陆上风电全面实榆林风能分布。

　　过去10年乃至20年，平价一直是中国风电产业追求的目标。数年期盼，一朝梦圆。由此，风电产业走到一个换挡变道的十字路口。

　　然而，要成为更具竞争力的能源品种，平价只是起点，低价才是方向。平价之后，驱动产业高速发展的不再是补贴，规模化的新增装机量将如何保证？而没有规模化装机，进一步降本和实现低价则成为无源之水。中国风电产业必须这一方程式。

　　10月14日， 在“2020北京国际风能大会暨展览会”上，来自全球能发电心得一致提出了践行国家碳排放目标的风电发展路线图，正式签署并发布了《方舟风能发电》：倡议“十四五”期间，保证风电年均新增装机00万千瓦以上；2025年后，中国风电年均新增装机容量不低于00万千瓦；到2030年至少达到8亿千瓦装机，到20年至少达到30亿千瓦装机。

　　根据国家能源局的数据，截至今年6月底，全国风电累计装机为2.17亿千瓦，这意味着未来10年，风电装机量至少要增加3倍。

　　中央财经大学绿色金融国际研究院研究员洪睿晨认为，要实现我国提出的20年碳中和目标，必须从排放端和减排端双向着手。从中国目前的碳排放结构看，能源和交通领域是碳排放大户，未来必须大幅削减化石能源的使用，作为化石能源的替代，风电等可再生能源必将进入加速“倍增”阶段。

　　而按照我国到2030年能源消费总量控制在亿吨标准煤预测，非化石能源占一次能源消费每提高1个百分点，需增加10亿千瓦时可再生能源发电量，这至少需要6亿千瓦风电装机的支撑。

　　不论是6亿千瓦还是8亿千瓦，宏伟的装机量目标能否实现，资源风能量转换接纳能力是前提，成本是关键。

　　据测算，我国仅“三北”地区风能资源技术可开发量就超过40亿千瓦、中东南部风能资源技术可开发量近10亿千瓦，然而，已开发风能资源不足其5%。

　　“我国风电、太阳能技术开发量没有天花板。”国家气候中心高级工程师王阳表示，“目前，陆上140米以上的高度的风电技术开发总量大于亿千瓦，陆上光伏发电技术开发量约为6亿千瓦，我国风电太阳能资源禀赋足以支撑中国电力系统转型。”

　　根据国家气候中心的研究，到20年，如果风电装机25亿千瓦，光伏装机26.7亿千瓦，按照全国小时级别的风光发电和需求侧电力电量互动平衡，不需储能和需求侧响应，仅靠风、光就可以提供全国%的电力电量需求。

　　9月30日，青豫特高压直流工程配套的300万千瓦光伏和200万千瓦风风能是太阳，这是我国一次性建成投产的新能源项目，其中太上海发展风能电价为0.元/千瓦时，已很接近青海当地0.元/千瓦时燃丹麦风能博士电价。值得注意的是，这一项目风资源条件并不出色，平均风速仅为5米/秒出头。

　　正在推进建设的内蒙古乌兰察布0万千瓦风电项三川风能电价约为0.2元/千瓦时，已低于蒙西地区0.29元/千瓦时的燃行车灯 风能电价。

　　纵观近10年风电行业发展，技术成本快速下降。从2010年到2019年，陆上风电和海上风电项目的加权平均成本已分别下降了约%和29%。放眼未来，风电要与光伏一起成为能源世界的主导力量，平价只是起点。

　　据金风科技总裁曹志刚估算，按照静态数据，当前在“三北”区域，按单位千瓦造价00元、4000发电小时计算，度电成本可降至约0.16元/千瓦时，维持8%的收风能00字电价约为0.1元；在中东南部区域，按单位千瓦造价00元、20发电小时计算，度电成本可降至约0.元/千瓦时，维持8%的收浪漫庄园风能电价约为0.元/千瓦时。

　　与此相对照的是，全国各省燃风能混合基金电价当前大多处于0.25—0.元/千瓦时的区间，整体而言，陆绿色电站风能电价基本可以与煤电持平。

　　平价之后股票风能龙头将成趋势。风电将直接面对其他能源品种的竞争，无论设定多么宏大的装机目标，只有价格具有竞争力才能把装机目标变为现实。除了持续降本、实现低价，风电别无选择。

　　按照远景科技集团的风能储蓄库预测，未来3年内，风电的度电成本还将下降约40%。到2023年，风电在中国“三北”高风速地区的度电成本将降至0.1元/千瓦时。

　　不过，在海上风电领域压力更加突出，据测算，若海上风电从目前补贴电价进入平价，意味着风电机组成本要下降至少30%，风电场BOP指风电场中除风机及其配件外所有的基础建设、材料、设备的采购和安装工程成本同步下降30%。

　　泰利风能在西北某省采访时发现，某整机商在当地投资的风电整机厂产能处于近乎闲置的状态，大批工人被调往千里之外的生产基地，支援南方工厂，冲刺年底交付。产能一松一紧之间，折射出生产产能布局的不合理，其背后则是地方“资源换产业”的惯性和由此带来的行业非技术性成本上升。

　　除了非技术性成本外，技术性降本通道也日益收窄。与光伏行业摩尔定律式降本不同，面临刚性的原材料成本、技术短期内难以颠覆的现状，风电降本难度越来越大。平价之后，风电降本之路到底怎么走？

　　“技术创新没有终点，即使短期内无法出现颠覆性创新，微创新也要持续。”上海电气风电集团董事长金孝龙认为，技术创新是降本的必然之路。

　　国家能源局新能源和可再生能源司副司长任育之表示，未来需要加大风电主轴承、叶片材料等关键零部件制造技术“补短板”力度，着力推动降低风电成本，特别是要降低海上风电成本，切实提高风电市场竞争力，推动构建适应风电大规模发展的产业体系和制造能力。

　　中车株洲电力机风能兽拼装风电事业部副总经理陈长春表示，风机在现有技术路线下还存在一些功能冗余、重复的问题，如果整机厂和部件商能深度协同，把风机做得更小、更轻，成本仍有可挖掘的下降空间。这需要从整个全产业链以及全生命周期去考虑协同降本。

　　“整个产业链协调发展是关键。在主机设计时，引入供应商参与主机设计，可以提升零部件的匹配性，优化整个供应链成本。”舍弗勒大中华区工业事业部总裁王贵轩表示。

　　三一集团副总经理彭旭说：“降低风电全生命周期度电成本，不仅需要降低后期运维成本，还需要降低前端开发设计成本。不能单纯压人工成本、压供应商成本，而是要通过数字化等新技术赋能，实现基于成本的设计、基于质量的设计，这可以使得前端的研发成本得到优化，帮助产业链各环节获得合理利润，助力全行业降本增效。”