大规模、高比例、市场化、高质量是可再生能源发展的主旋律
——谈“十四五”可再生能源发展规划
秦海岩
中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长
站在“两个一百年”奋斗目标的历史交汇点上，党中央向全世界郑重提出我国实现碳达峰、碳中和的时间表。这既是体现大国担当，共建人类命运共同体的客观需要，也是我国引领新一轮工业革命，实现伟大复兴的必经之路。面对新的机遇和新的历史使命，可再生能源必须完成从替代能源向支撑全社会低碳发展的主体能源转变。《“十四五”可再生能源发展规划》（以下简称“规划”），通过与碳达峰、碳中和任务目标进行起步衔接以及开放兼容的系统性设计，为“十四五”期间可再生能源发展指出了方向，鲜明地提出大规模、高比例、市场化和高质量的新时期发展特征，为地方政府和企业提供了务实可行的抓手，“海上能源岛示范”等示范工程和“千乡万村驭风行动”等行动计划为引领和落实“十四五”发展目标奠定稳固基础，是指导近期我国可再生能源工作的纲领性文件。
一、大规模发展：风光发电量实现翻倍
为坚定落实碳达峰、碳中和目标任务，“十四五”时期我国可再生能源必须实现高质量跃升发展。风电、太阳能发电是构建新型电力系统的主体能源，是支持电力系统率先脱碳，进而推动能源系统和全社会实现碳中和的主力军，“规划”为风电、太阳能发电设定了与碳中和国家战略相适应的发展空间。锚定碳达峰、碳中和与2035年远景目标，按照2025年非化石能源消费占比20%左右任务要求，“规划”提出可再生能源总量目标、发电目标、电力消纳目标和非电利用四大目标：2025年可再生能源消费总量达到10亿吨标准煤左右。“十四五”期间，可再生能源在一次能源消费增量中占比超过50%。2025 年，可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右。“十四五”期间，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%，风电和太阳能发电量实现翻倍。2025年，全国可再生能源电力总量消纳责任权重达到33%左右，可再生能源电力非水电消纳责任权重达到18%左右，可再生能源利用率保持在合理水平。2025年，地热能供暖、生物质供热、生物质燃料、太阳能热利用等非电利用规模达到6000万吨标准煤以上。从中可以看到，为实现风光发电量翻倍，非水可再生能源消纳责任权重从2020年的10.8%提高到18%，考虑到设备效率提升等综合因素，粗略折算，“十四五”期间风电光伏新增装机需要在2020年末风电光伏累计装机5.3亿千瓦的基础上，再新增至少5亿千瓦，累计达到10亿千瓦以上，其中风电平均每年新增装机在5000万千瓦以上。
需要指出的是，规划目标是引导性、而非约束性指标，是发展的底线目标，而不是天花板。2019年，国家发改委、国家能源局发布的《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号）中，明确提出，开展省级人民政府能源消耗总量和强度“双控”考核时，在确保完成全国能耗“双控”目标条件下，对各地区超出规划部分可再生能源消费量不纳入其“双控”考核。《2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》（发改能源〔2021〕704号）中再次提出，对超额完成激励性权重的省份，在能源“双控”考核时按国家有关政策给予激励。2021年10月8日国务院常务工作会议上指出，完善地方能源“双控”机制，推动新增可再生能源消费在一定时间内不纳入能源消费总量。未来，对能源消费总量和强度的“双控”有望向对碳排放总量和碳排放强度的“双控”转变，从而形成与碳达峰、碳中和目标顺利接轨的机制。这一转变将为可再生能源释放巨大发展空间，在条件允许的情况下，能发展多少就发展多少，这必将极大地提振市场的信心，加上平价时代的全面开启，对于稳定发展预期，顺利实现新的跨越意义重大。
那么，如何实现大规模发展，市场在哪里？“规划”也给出了明确的布局：在“三北”地区优化推动风电和光伏发电基地化规模化开发，在西南地区统筹推进水风光综合开发，在中东南部地区重点推动风电和光伏发电就地就近开发，在东部沿海地区积极推进海上风电集群化开发。以风电为例，几大市场的方向和定位已非常明确。
“三北”地区风能资源储量大，风速高，度电成本已经低于常规火电，适合大规模集中开发。根据国家气候中心最新评估结果，“三北”地区13个省（市）100m高度陆上风能资源技术可开发量约为60亿千瓦；140m高度陆上风能资源技术可开发量约可达70亿千瓦，截至2021年累计装机为2.01亿千瓦，仅占技术可开发量2.87%。“规划”提出，“十四五”将重点推进新疆、黄河上游、河西走廊、黄河几字弯、冀北、松辽、黄河下游等陆上新能源基地建设。截至2022年3月，我国首批已核准的基地风电项目超过6000万千瓦，未来还需要加快核准的步伐。目前来看，依靠特高压外送难以在短期内满足风电更大规模开发利用的需求，而逐步压低火电厂，尤其是自备电厂的发电量，会产生立竿见影的效果。截至2021年，全国自备电厂总装机容量已超过1.33亿千瓦，大部分位于“三北”地区，自备电厂发电小时数可达6500小时左右，如果能够将其平均发电小时数降低2000小时，以2021年风电平均利用小时数2246小时计算，可为风电腾出1.18亿千瓦的开发空间。风电是最清洁、最便宜的稀缺资源，可以吸引对低价、清洁电力需求量大的产业向“三北”转移，从而使风电零碳便宜的“价格洼地”，转变成工业企业的“价值高地”。
在中东南部地区就地开发、就近利用风能资源的条件已经具备，风电是实现“电从身边来”、带动乡村振兴的关键抓手。据国家气候中心评估，中东南部19个省（市）100m高度陆上风能资源技术可开发量超过27亿千瓦；140m高度陆上风能资源技术可开发量接近32亿千瓦。截至2021年底，我国中东南地区累计装机为1.45亿千瓦，仅开发了可利用风资源的4.5%。据不完全统计，“十四五”期间中东南部规划新增风电陆上装机量不到7000万千瓦，仅为技术可开发量的2%。究其根本，是当地对于风电开发的认识不足所造成的。经过十多年的发展，我国风电技术取得长足进步，大兆瓦机组、长叶片、超高塔筒的应用，以及智能化水平的提高，驱动着发电效率的提升以及成本的下降。目前，我国大部分地区的新建风电项目都实现了平价上网。以风速较低的河南省为例，150米高度风速约为6米/秒，安装2台4兆瓦机组的工程总承包成本不到6500元/千瓦，年利用小时数以较保守的2500小时计算，年发电量可达2000万千瓦时，根据当地0.3779元/千瓦时的上网电价计算，年发电收益超过755.8万元，年均净利润超过265万元，20年运行期累计创造利润可达5300万元。由此可见，在中东南部地区就地开发、就近利用风能资源的条件已经具备，风电可以成为这些地区实现“电从身边来”，提高中东南部地区能源自给率，利用清洁电力带动乡村经济发展的重要抓手。“规划”提出，“十四五”期间，通过试点示范，在全国100个县中优选10000个村，推动乡村风电开发。按未来普遍适用的5兆瓦机型计算，每村安装1台风机，总规模就是5000万千瓦，如每村平均安装2台，总装机规模就可达到1亿千瓦。全面铺开后市场潜力更加巨大。全国69万个行政村，若其中有10万个村庄，每个在田间地头、村前屋后、乡间路等零散土地上找出200平方米用于安装2台5兆瓦风电机组，就可实现10亿千瓦的风电装机。
大力发展海上风电，有助于加快沿海省份能源转型进程，实现地区经济结构转型升级，建设海洋经济强国和海洋经济强省。国家气象局的数据显示，离岸200公里范围内，我国近海和深远海风能资源技术开发潜力约22.5亿千瓦，截至2021年底，海上风电累计装机容量仅达2535万千瓦，未来发展潜力巨大。经统计，沿海各省规划的“十四五”海上风电开发目标超过5000万千瓦，扣除2021年新增装机的1448万千瓦，还有超过3500万千瓦，加上陆续新核准项目，足以支撑“十四五”期间海上风电规模化发展。目前，海上风电还无法做到平价上网，仍需政府提供适当的支持，从而保持一定的开发规模，形成市场拉动，确保技术进步持续下去。希望中央和沿海省份能够出台扶持政策，助推海上风电在未来3年内顺利过渡到平价上网，具体措施包括：一是加强统筹规划，坚持集中连片开发，单体规模应不低于100万千瓦。二是海上升压站和海底电缆等送出工程由电网投资，成本纳入输配电价。三是通过“以奖代补”的方式，支持重点产品与项目创新开发，促使行业实现跨越式创新。四是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。
“十一五”期间，我国风电装机从126万千瓦增长到4473万千瓦，规模扩大了35倍；“十二五”期间，规模扩大了三倍达到1.4亿千瓦；“十三五”期间刚好翻一番，达到2.8亿千瓦。预计“十四五”和“十五五”都将保持翻倍增长，进入稳定上升通道。
二、高比例发展：结合国家和地方发展战略，同步推动外送和就近利用
推动可再生能源外送消纳，促进可再生能源就地就近消纳，加强可再生能源多元直接利用，是“十四五”时期高比例利用可再生能源的必然选择。
建设与优化好外送通道，提升跨省跨区可再生能源电力输送与消纳能力，是促进可再生能源富集区域扩大开发规模，满足用能集中区域电能使用需求，实现我国可再生能源“十四五”发展目标的基本保障。目前我国已建成投运的特高压输电线路超过29条，其中22条特高压线路2020年输送电量达5318亿千瓦时。但受电网运行限制与规划供需匹配影响，跨省跨区通道的输电能力并未得以充分发挥，多年来平均利用率仅一半左右；各输电通道可再生能源电量占比差异明显，大量通道低于10%。为解决跨省跨区通道利用率与可再生能源电量占比问题，确保2025年全国可再生能源电力总量消纳权重达到33%左右，可再生能源电力非水电消纳责任权重达到18%，“规划”明确要求提升“三北”地区既有通道的新能源外送规模，充分利用现有资源以更小代价提升可再生能源消纳能力。同时“规划”要求优化新建通道布局，推动可再生能源跨省跨区消纳，明确要求在送端区域内统筹布局风电和光伏发电基地，可再生能源电量占比原则上不低于50%。据统计，“十四五”期间特高压输电通道预计开工数量可达13条左右，这些输电通道若实现50%可再生能源电量占比，将大大缓解未来可再生能源大规模发展可能出现的电力消纳压力。
“规划”提出加强可再生能源多元化利用，开展高比例可再生能源应用示范，推动“绿色能源示范县（园）”和“清洁能源示范省”建设。风电、光伏发电不仅是零碳电力，也正在成为最具经济性的能源。未来，人们使用风电光电，不只是因为绿色，更因为便宜，风电、光电在新旧动能转换和经济社会转型发展中将发挥越来越重要的基础支撑作用，是工业领域脱碳的支柱。对于风电企业而言，未来的发展机遇蕴藏于更加广泛的应用场景之中。在“三北”风电等新能源富集区域，与地方政府、工业园区、高耗能产业等各行各业建立广泛的合作关系，打造零碳电力基地，以最具市场竞争力的绿色电力，吸引出口产业园区、高载能工业区，以及制造、数据等产业向内陆地区转移，这不仅可有效缓解中东部减排压力，还能一举多得地促进区域产业升级，提升经济发展水平，助力东北再振兴和西部大开发。在中东部负荷中心区域，结合绿色消费政策，推动100%可再生能源示范城市建设，打造绿色园区、绿色工厂、绿色产品、绿色社区，为当地支柱产业提供零碳发展的资源和机会，保障经济稳定增长。
从国家战略大局出发，“规划”提出开展“千乡万村驭风行动”，使风电成为助力乡村振兴的重要力量，支撑宜居宜业的富美乡村建设。建议在条件较好地区，率先启动“直接惠民”示范工程建设，探索分布式开发应用风电的新模式，将风电与新能源特色小镇建设、区域旅游开发、农村能源清洁化等工程相结合，使广大农村得到实惠，壮大村集体经济。风电开发企业在保证合理收益水平的情况下，拿出一部分利润与村集体分享，每年可为村集体提供15万元至20万元固定收入。当然，为有效推进和实施，还需要国家提供具体政策支持，为因地制宜开发风电出台更具弹性和兼容性的土地政策，在建设指标和并网条件等方面给予支持和保障。
三、高质量发展：补齐短板，持续引领，建立创新驱动的正螺旋
规划中有针对性的提出技术创新的方向和要求，“布局前沿方向，激发创新活力，完善可再生能源创新链，加大可再生能源关键技术攻关力度，加快培育新模式新业态，提高产业链现代化水平，提升供应链弹性韧性，持续巩固提升我国可再生能源产业竞争力。”
历史地看，我国可再生能源产业技术成熟，产业链完善，已经具备全球领先的竞争优势。以风电为例，技术创新能力正在加速提升，具备了大兆瓦级风电整机、关键核心大部件自主研发制造能力。过去30年，风电机组设备制造基本上实现了系列化、标准化和型谱化，机型涵盖双馈、直驱和混合式，单机容量从几十千瓦发展到目前全球最大的16兆瓦级别。风电设备的技术水平和可靠性不断提高，数字化、智能化、定制化技术成效显著，通过高塔架、翼型优化、独立变桨、场群控制、新材料应用和精准测风等技术创新，我国风电发电效率较十年前提高了30%，推动成本下降超过50%。同时，我国已建成一个涵盖风电开发建设、设备制造、技术研发、检测认证、配套服务的成熟产业链，是全球最大的风电装备制造基地，风电设备在满足国内市场的同时出口到40多个国家和地区。我国生产的风电机组，包括国际品牌在华的产量，占到全球市场的三分之二以上。发电机、轮毂、机架等铸锻件，以及叶片、齿轮箱、轴承等关键零部件的产量也占到全球市场的70%以上。客观分析，我国风电上游产业链不存在致命掣肘，足以支撑“十四五”发展目标。
同时，我们也应看到，当规模红利退去，产业的发展只能依赖创新驱动，只有死磕硬核技术才能实现持续引领，只有坚守基础研究和应用示范有机结合，才能推动创新的上升螺旋。未来，为进一步提升效率，降低成本，产业链上仍有许多短板需要补齐，仍需要我们沉心静气，久久为功，围绕关键核心技术和关键共性技术进行攻关。主要方向包括：风电机组大型化、定制化和智能化开发；大功率齿轮箱和百米级叶片等关键零部件技术的持续突破；以漂浮式为核心的海上风电技术研发；高性能替代材料的研发和应用；陆上和海上运输、安装、运维等工程装备的专业化研发；新型电力系统中多能互补等综合应用技术创新，等等。尤其是产业链上下游的协同创新，产业外部围绕电力网、信息网和交通网的三网融合创新，更是接下来的重点方向。
“长风万里，光明在前。”与国家整体战略紧密结合，可再生能源已迎来高质量跃升发展的新时代！
来源：风能专委会CWEA
