山西省風電現狀和未來發展探討

趙耀華，白 曉，王 瓊

（1.清華大學能源與動力工程系，北京100084；2.中國能源建設集團山西省電力勘測設計院有限公司，山西 太原030001）

0 引言

在能源革命新形勢下，清潔能源的發展對于推進能源革命極其重要。大力發展清潔能源，大幅增加生產供應，是優化能源結構、實現綠色發展的必由之路。我國幅員遼闊，風資源豐富，根據國家氣象局以前對我國陸地10 m高度層風能資源的理論值統計[1]，風力技術可開發的陸地面積約20萬km2，可開發的沿海海域面積約15.7萬km2，在陸地上技術可開發量為6～10億kW，海上技術可開發量為1～2億kW。風能作為一種取之不盡用之不竭的能源在發電領域得到了越來越深入的利用，山西的風力發電產業經歷了從無到有、從弱到強的過程，截止到2019年底，山西省風電投產裝機1 251.48萬kW，占山西省電力裝機的13.5%，成為山西省第二大發電主力。然而，山西省風電進一步發展也面臨著資源變差[2]、消納越來越困難[3-5]、補貼電價取消[6]等新的問題，這些問題都嚴重制約著山西省風電的發展。本文在系統總結山西省風電現狀的基礎上，分析了山西省風電發展面臨的主要問題[7]，提出了山西省風電未來發展的有效途徑。

1 山西省風電現狀

1.1 山西省風能資源情況

利用中國氣象局風能資源數值模擬評估系統WERAS/CMA，對山西省境內風能資源進行長期數值模擬，通過風能資源氣候學數值模擬方法得到30年平均的風能資源分布，結合地理信息系統空間分析，得到風能資源技術開發量，為山西省風電場的開發利用提供科學依據。

a）風速。從山西省風速的長期模擬結果來看，山西的風速分布受地形影響較大，呈現出山區的風速高于盆地，特別是在恒山以北與內蒙古接壤的朔州與大同的部分地區，由于氣流沒有受到阻擋，風速一般高于省內其他地區。全省范圍內距地面50 m高度的年平均風速大于3.0 m/s，70 m高度的年平均風速大于3.5 m/s，100 m高度的年平均風速大于4.0 m/s。山西省距地面70 m高度的年平均風速大于5 m/s的區域主要在丘陵和山區，北部大于5 m/s的區域相對集中，中、南部因受地形影響區域較為分散。

b）風功率密度。山西省風功率密度分布與風速分布基本一致，呈現山區高于盆地的特點。全省距地面50 m高度的年平均風功率密度除海拔較高的地區外，基本低于250 W/m2。全省70 m高度的年平均風功率密度與50 m高度的分布相似，風功率密度基本低于350 W/m2；100 m高度的年平均風功率密度分布與50 m、70 m高度基本一致，大部分區域風功率密度低于350 W/m2，但高于400 W/m2的區域明顯要多于50 m高度與70 m高度的區域，主要分布在朔州中西部、大同東部、陽泉東部、晉中東部和運城中條山附近地區。

從各地市年風功率密度的分布情況來看，大同市、朔州市、忻州市、運城市風能資源較好，風能較好區域面積較大，且風功率密度較大；長治市和晉城市風能資源較差，風能較好區域主要在地區邊界高海拔地區，且風功率密度值相對較小。山西省風能資源較為豐富的區域主要分布在大同市的陽高縣、天鎮縣、左云縣、廣靈縣、渾源縣和靈丘縣，朔州市的朔城區、平魯區、山陰縣、應縣、右玉縣，忻州市的神池縣、岢嵐縣、寧武縣、繁峙縣、代縣、五臺縣，以及運城部分縣市等地。

山西全省風電資源屬IV類場地。從2014年全國風能資源評估成果來看，山西省70 m高度風功率密度≥150 W/m2的風電技術可開發量大約為7 862萬kW。

1.2 裝機情況

截至2019年12月底，山西省發電總裝機容量為9 249.21萬kW。其中，火電裝機6 687.15萬kW，水電裝機222.81萬kW，風電裝機1 251.48萬kW，太陽能裝機1 087.77萬kW。風電裝機容量占發電總裝機容量的13.5%，成為山西省第二大發電主力。

山西省已投產風電各地區分布如表1所示。從表1可以看出，朔州市、忻州市、大同市、運城市這4個地區投產風電占全省投產風電容量的77%，呈現了明顯的資源和開發集中的狀況。

表1 山西省已投產風電地區分布表

1.3 建設和投資水平

山西省單個風電場裝機多在48 MW以上，裝機最大的神池（南—黃）風電場，總裝機達348 MW。山西省風場均為山地風場，風機多采用新疆金風、浙江運達、廣東明陽、無錫遠景等一流產品，單臺風機功率以2.5 MW、3 MW為主。項目正常建設周期為1年。山西省風電場投資約7 000～8 000元/kW，其中設備費用5 000元/kW（包含風機費用3 500～4 000元/kW）、建筑安裝費2 000元/kW、其他費（征租地、管理費等）1 000元/kW。

1.4 運行調度情況

2019年，部分地區風電利用小時數為：全國平均小時數2 082 h，云南2 808 h，福建2 639 h，四川2 553 h，廣西2 385 h，黑龍江2 323 h，山西1 918 h。全國風電棄風電量169億kW·h，平均棄風率4%，同比下降3個百分點。部分地區風電棄風率為：全國平均棄風率4.00%，新疆14.00%，甘肅7.60%，內蒙古7.10%，山西1.13%。

2019年山西省風電利用小時數為1 918 h，低于全國平均水平；棄風率1.13%，好于全國平均水平。2019年山西省利用小時數最高的風電場在大同市的廣靈縣，為3 500 h。利用小時數最低的風電場約1 500 h，山西省風電安排基準保障小時數是1 200 h。由于地區之間資源差別，不同風場利用小時數差距很大。

得益于火電裝機比例高達72.3%，山西省風電消納情況較好，在全國處于前列。山西省風電利用小時數低，主要是由于山西風能資源較差。據測算，山西省風電利用小時的盈虧平衡點為1 600 h。目前情況下，山西省風電機組整體盈利情況較好。

2 山西省風電未來發展分析

2.1 發展容量和資源探討

a）發展容量探討。截止到2019年底，山西新能源發電裝機約2 562萬kW，占全省電力裝機的27.7%。根據山西省“十四五”末期電力總裝機規模中新能源發電占比達到40%的要求，山西省“十四五”期間將新增新能源發電裝機約3 600萬kW，其中風電新增約1 800萬kW。

b）發展資源探討。經過12年的風電迅速發展，山西省已投產風電1 251萬kW，核準在建風電1 000萬kW，兩者已占山西省全部理論可開發風電的29%。山西省進一步發展風電在資源方面的主要問題是可開發風能資源越來越差以及土地制約越來越嚴重。

山西省6 m/s以上風速地區風電已開發完畢，5.5 m/s以上風速地區風電正在建設，將要進一步開發的是5.5 m/s以下風速風電。目前新規劃項目很難有超過20 MW的集中開發的資源區域，進一步的風電開發需通過提升風機的效率、降低設備造價來支撐。另外，受自然保護區、I級保護林地等土地資源的限制，山西省很多風電規劃項目、核準項目被迫放棄?！笆奈濉逼陂g山西省風電發展空間受諸多因素的制約。

2.2 風電消納能力分析

a）火電靈活性改造。山西電網按照220 kV供電分片劃分為大同、忻朔、中部、南部四大供電區?；痣娛前l電和調峰主力電源，調度上優先保證風電、光伏新能源發電運行，山西風電棄風率在全國處于較低水平。

當前，山西省火電機組正在整體開展靈活性改造，可為進一步消納新能源發電騰出空間。山西省能源局2020年3月發布《關于加快推進煤電機組靈活性改造的通知》，要求原則上各集團煤電機組的調峰能力應與新能源裝機容量相匹配，2020年底各發電集團煤電機組改造容量應不低于本集團的新能源裝機容量。

火電每提供10萬kW的深度調峰能力，可增加消納約15萬kW的新能源裝機發電。山西省2019年12月省調日平均發電負荷3 929.62萬kW，按照增加20%的火電深度調峰能力預測，可增加消納1 200萬kW的新能源發電。

b）風電儲能。國網山西電力2020年6月印發《關于2020年擬新建光伏發電項目的消納意見》，建議新增光伏發電項目應統籌考慮具有一定用電負荷的全產業鏈項目，配備15%～20%的儲能，落實消納協議?？紤]到風電和光伏發電在可調度性和可預測性方面的不足相同，可以預期對風電也應配備儲能裝置，以有效改善風電的品質，從技術上提高風電的可調度性和可預測性。由于風電的逆用戶負荷特性，風電配置一定比例的儲能是從源頭解決風電消納的措施之一。

按照風電配置15%的儲能，儲能容量按2 h測算，電池價格1 300元/（kW·h），風電單位投資大約需要增加390元/kW，電價疏導該部分投資大約需要0.03元/（kW·h）。

c）“風光水火儲”基地外送。2020年8月27日發布的《國家發改委國家能源局關于開展“風光水火儲一體化”“源網荷儲一體化”的指導意見（征求意見稿）》中指出，增量基地輸電通道配套新能源年輸送電量比例不低于40%，具體比例在中長期送電協議中明確。

以輸電容量800萬kW的特高壓通道為例，按照上述要求，大約需要配600萬kW的火電機組，以及1 000萬kW的新能源裝機。在這種情況下，打造新的外送電源基地應是火電捆綁風電、光伏實現同一投資主體整體收益核算；若按存量項目組裝時，煤炭、風、光項目需要整體優化，綜合評優。相比而言，由于存量機組提取折舊后發電成本低于新開發項目約0.02～0.06元/（kW·h），利用存量的常規能源和風電等新能源裝機打捆外送是較優的選擇。

山西省風能資源主要分布在北部3市（大同市、忻州市、朔州市），山西省煤電基地和特高壓外送通道也集中在北部地區，結合特高壓外送打捆輸送風電，將是山西風電發展的主要方案[8-13]。

2.3 風電電價分析

2019年7月1日，國家發改委發布了《關于完善風電上網電價政策的通知（發改價格【2019】882號）》，明確自2021年1月1日起，新核準的陸上風電項目全面實現平價上網，國家不再補貼電價。以山西省風電利用小時數1 918 h，融資前稅前基準收益率5%的情況下，不同投資水平對應測算電價如表2所示。

當前，山西省含稅標桿上網電價基本上為0.32元/（kW·h），與表2中數據對比可以看出，基于1 918 h的利用小時數，山西實現風電平價上網需要時日逐步疏導。

表2 風電測算電價表（利用小時數1 918 h）

以風電利用小時數2 500 h，融資前稅前基準收益率5%的情況下，不同投資水平對應測算電價如表3所示。

表3 風電測算電價表（利用小時數2 500 h）

從表3可以看出，當風資源情況較好、風電利用小時數能夠達到2 500 h以上時，風電投資降到5 000元/kW時，才可能實現風電平價上網。

風電造價下降主要靠降低風機設備的投資費用。多年以來，國內風機的市場價格穩定在3 500～4 000元/kW，從目前的技術市場情況看，尚沒有大幅降價的空間[14-22]。

3 結論

a）山西全省風電資源屬IV類場地。根據全國風能資源評估成果（2014年），山西省70 m高度風功率密度≥150 W/m2的風電技術可開發量大約為7 862萬kW。山西省風能資源較為豐富的區域主要分布在大同市的陽高縣、天鎮縣、左云縣、廣靈縣、渾源縣和靈丘縣，朔州市的朔城區、平魯區、山陰縣、應縣、右玉縣，忻州市的神池縣、岢嵐縣、寧武縣、繁峙縣、代縣、五臺縣等地。這些區域的規?？砷_發能力已接近飽和，山西省進一步發展風電的風能資源條件越來越差。

b）截止到2019年底，山西省投產風電裝機為1 251.48萬kW，占全省電力裝機的13.5%，成為山西省第二大發電主力。2019年山西省風電利用小時數1 918 h，棄風率1.13%，風電消納水平處于全國前列，風電企業盈利情況較好。

c）按照山西省電力裝機規模和新能源發電比例，預測山西省“十四五”期間將新增風電裝機約1 800萬kW。1 800萬kW風電裝機征租地約需5 400 hm2，顯然，有限的土地資源對風電開發的制約作用越來越明顯。

d）山西省近期的火電靈活性改造可增加消納約1 200萬kW的新能源發電。若考慮風電配置15%的儲能，則風電單位投資需增加390元/kW，電價疏導該部分投資需0.03元/（kW·h）。

e）取消新能源補貼電價是下一步風電發展最主要的制約因素。按測算，山西省即使在風電利用小時數超過2 500 h的優質風資源地區，風電初投資也需降低到5 000元/kW才可能達到風電平價上網。從目前風機技術、市場情況看，尚沒有大幅降價的空間。有關機構預測陸上風電成本電價接近目前燃煤電廠上網標桿電價的時間大約在“十四五”末。由此看來，“十四五”期間山西省風電發展的空間比較有限。

f）國家發改委、國家能源局2020年關于風光水火儲一體化的指導意見，要求增量基地輸電通道配套新能源年輸送電量比例不低于40%，這既給新能源發電提供了較大的容量空間，也給常規電源的運行提出了新的挑戰。在這種情況下，如果目標市場電價水平較高，折合送端風電上網電價高于0.5元/（kW·h）時，在同一投資主體整體收益核算后，新建火電+風電等新能源發電外送或者利用存量火電+風電等新能源外送都有較好的空間。

g）綜上所述，由于風能資源越來越差、風電用地與林地保護沖突越來越嚴重以及取消風電補貼電價后形成的巨大電價缺口等因素，在沒有特殊利好政策和較大技術進步的情況下，“十四五”期間山西省風電將是一個緩慢發展的過程。但是，針對外送輸電通道，如果目標市場電價水平較高，新建火電+風電等新能源發電外送或者利用存量火電+風電等新能源外送都有較好的空間。這是山西省下一步風電最可能得到發展的一個方式。