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“双碳”目标下运城市风光电发展与思考
发表时间:2022-07-28 10:57

  绿色是大自然的本色,也是发展中的一抹暖色。推进绿色发展离不开清洁能源的规模发展和使用,“十四五”规划纲要提出,“建设清洁低碳、高效安全的能源体系”,风电光伏将成为清洁能源增长的主力军。地处汾渭平原的运城市,作为山西省能源消费大市,随着“双碳”目标的提出,积极发展新能源、推动能源生产与消费转型升级,以此应对气候变化、实现绿色发展已迫在眉睫。为更好地了解全市风、光电发展情况及存在问题,按照省统计局能源处统一安排,市统计局通过与部门座谈和实地调研相结合方式,在初步掌握全市电网、风光电发展优势和整体布局后,对重点风电、光电企业发展的现状、特点、面临的困难以及行业未来发展规划、产业政策及市场预期等方面进行现场调研。

  一、独特的资源条件为风光电发展提供便利

  (一)有利的自然资源

  1.风能:运城市年均风速 2.1m/s-3.2m/s,风力资源主要分布在中条山沿线,风能资源较丰富,风向较稳定,利用条件较好。风功率密度分布在 150-350 瓦/平方米,风场具有极大风速低,无台风、无盐雾,极端低温高,风沙天气少, 电网分布均匀等诸多优势,具有较好的风能开发潜力和价 值,全市风电年平均利用小时为 2000 小时左右。目前全市 建设风电场利用风速均在 5 米以上,随技术不断改进可利用风速不断降低,风资源利用情况不断向好。

  2.光伏:运城市日照充足,历年太阳平均总辐射量为 5112 兆焦/平方米,属于太阳能资源三类地区,年平均日照时数为 2350 小时,太阳能资源可利用性好。全市光伏可利用土地约 56 万亩,可建设光伏约 2200 兆瓦,可满足全市“十四五”光伏发展需求。

  (二)独特的区位优势

  运城市地处晋陕豫黄河“金三角”中心地带,承东启西、贯通南北、辐射中原,是华北、西北、中原地区的结合部,是国家实施“一带一路”倡议的重要节点,是全国唯一一个跨省域承接产业转移示范区。2014 年 4 月,国务院公布《关于晋陕豫黄河金三角区域合作规划的批复》,使运城市区域发展上升为国家战略。示范区承接环渤海经济圈,毗邻关天经济区,同时具备山西转型综改试验区、中原经济区的政策叠加优势,在体制机制、项目布局、人才引进、资金扶持等方面可以得到国家更多的政策支持。 

  (三)优越的产业基础

  运城市产业优势契合新能源和可再生能源发展趋势和方向。智能网联新能源汽车产业逐步壮大,大运汽车与华恩 实业、同誉轮毂等 12 家骨干企业一起,构建起运城智能网联新能源汽车产业的“四梁八柱”,拥有大运汽车等企业技术中心、产学研合作等一批科技研发载体。“十四五”期间, 运城市将在“新能源汽车基地”的基础上再翻新篇章,并加 大新能源汽车替代传统燃油汽车的政策支持力度和充电桩等配套设施的资金投入。

     (四)强力的政策支撑

  近年来,国家和山西省在能源领域相继出台扶持政策, 政策在鼓励能源科技创新、推进可再生能源开发利用、拓宽能源开发投融资渠道、加强能源领域示范试点等方面起到了积极作用。尤其是 2014 年运城市获得“国家新能源示范城 市”试点城市和 2019 年“国家分布式能源交易试点”项目,给运城市的新能源发展注入了新的活力,给予了运城市在电改深水区先行先试、能源清洁利用等方面有力的政策支持。可以预见,“十四五”期间,国家和省还将陆续出台各类扶持政策,用好这些政策将对运城市新能源和可再生能源发展增添更大的助力。

  二、运城市电网基本情况

  运城电网位于山西电网最南端,辖区内有500千伏变电站3座、220千伏变电站22座、110千伏变电站68座,形成以运城、稷山、桐乡500千伏变电站为核心,以220千伏双环网为骨干,以110千伏和35千伏及以下电网辐射供电的网络格局。运城电网拥有35千伏及以上变电站194座(500千伏站3座、220千伏站22座、110千伏站68座、35千伏站101座),变电容量2159.085万千伏安;35千伏及以上输电线路435条(500千伏5条、220千伏76条、110千伏153条、35千伏201条),总长度6110.04公里。10千伏配变27751台、容量444万千伏安,线路1043条、总长度20576千米。

  三、全市光伏发电、风力发电整体情况

  (一)装机容量和发电情况

  1.光伏发电开发形式多样。“十三五”以来,运城市光伏项目开发实现跨越式发展,规模增长迅速,技术进步迅猛,引进了多家行业龙头光伏企业,逐步迈入高质量发展阶段。截至目前,运城市光伏累计发电装机容量155.3万千瓦,占全市总装机容量 17.4%;发电量为9.41 亿千瓦时,占全市总发电量的 9.6%。光伏项目不仅装机规模增长快,而且开发应用形式多,基本涵盖了农光互补、工商业屋顶光伏、户用屋顶光伏等类型。其中规上工业发电量达7.1亿千瓦时,占规上工业发电量的7.2%。

  2.风力发电规模迅速扩张。“十三五”以来,运城市风能力资源利用得到充足发展,风电规模迅速扩张,实现了从规模发展到质量发展的跨越。截至目前,运城市风电累计装机规模达到236.3万千瓦,占全市总装机容量的26.4%;风电发电量17.86亿千瓦时,占全市总发电量的 18.3%。其中规上工业发电量达13.95亿千瓦时,占规上工业发电量的14.0%。

  (二)风电、光伏投资成本及收益情况

  1.光伏:近年来光伏技术进步较快,多晶硅光伏板因转换效率低,已退出主流市场。目前市场主流单晶硅光电转换效率为20%以上,最高的可达到24%。主流型号的单晶硅都在400瓦以上,主要有425瓦、440瓦,每瓦的价格2元左右,设计寿命25年。

  一般来说,100兆瓦(即10万千瓦)的光伏电站占地3500亩,总投资4亿元(光伏组件成本约占50%,其余电缆、支架、土地租金、逆变器、安装费用等占50%),平均每瓦成本4元。按照一年平均发电小时1200小时计算,一年发电量1.2亿度。目前平价上网一度电0.332元,一年电价收入约4000万元,扣除运维费用外,10年左右收回成本。

  2.风电:目前,一台风机功率多为3MW,1W价格约3元。加上土地成本、土建工程、风机吊装等其他费用,风电1W投资约6元。以单台3MW风机为例,风机价格约900万元,加上机座、电缆、土地等其他成本,总计1800万元。理论上1小时发电0.3万度,风电年利用小时2200小时,一年发电量660万度。

  100兆瓦(即10万千瓦)风电项目,总投资约6亿元,其中风机占50%约3亿元,其他如征地、电缆、升压站、安装等成本3亿元。一年平均发电小时2200小时,一年发电量2.2亿度,按平价0.332元/度计算,一年电价收入7300万元,10年之内收回成本。

  四、 风光电发展面临的困难和存在的问题

  (一)实际电价低于发电成本

  企业电价政策执行“标杆电价+国家补贴”的电价模式,现阶段参与市场化交易,交易时段的电价由中长期交易和现货市场交易组成,根据预测和实发的电量综合研判,以做到利益最大。具体看:风电上网电价自2016年的0.60元/千瓦时下降至2020年的0.47元/千瓦时;光伏发电上网电价自2016年的0.98元/千瓦时下降至2020年的0.49元/千瓦时。2021年风电、光电开始执行燃煤发电标杆电价(即平价上网,电价为0.332元/千瓦时),基本接近企业的发电成本。自山西电价实行现货交易以后,风光电结算价格持续较低,造成风电收入锐减,个别月份出现亏损情况,已经威胁到企业的生存。

  (二)国家补贴不能及时到位

  在实地调研中了解到,风电、光电企业收入以售电和政府补贴为主。2021年以来企业上网电量参与电力现货交易,成交价均低于基准价格,收益依赖补贴,但补贴发放程序过于复杂,平均发放周期为2-3年,所有企业均存在政府补贴拖欠问题。资金不到位,投资周期长,加之设备维修费用及工人工资等,致使电站发展缓慢。

  (三)土地因素制约 

  随着 2021 年光伏平价上网的来临,光伏产业逐步寻求 更大的建设规模以降低成本,根据国家相关要求“光伏项目 选址只能在宜林地和覆盖度小于30%的灌木林地,且没有享 受天然林保护工程相关资金补贴的地块上实施”,而企业对 土地需求大,调整规划手续审批周期长,进一步推高了用地 成本。未来项目用地将成为制约新能源和可再生能源发展的 重要因素,容易导致光伏发展进入“瓶颈期”。

  (四)消纳因素制约

  运城市风电、光伏主要集中在中条山脉,造成南部电网潮流波动大,部分主变线路输送载重过大,加之极端天气增多,威胁主配网安全可靠供电。目前运城电网发电量仅能满足本地用电量的72%,随着经济快速发展,对能源消费需求也不断增加,以风电、光伏为代表的新能源正逐步发展成为主力能源,届时将存在电网消纳空间限制、电网协同稳定性不足等问题。

  (五)利用率不足20%

  在实地调研中了解到,全市风电、光伏发电设备利用率平均在18%-19%左右,光伏发电一般春秋季节或温度25℃左右为理想状态,发电量比较稳定,气温过高过低均会受到影响;风力发电一般平均风速3M-25M持续3-5分钟风电比较稳定,风速过低无法带动风机运转,过高会损坏风叶,这种情况下控制室会发出预警并自动停止风机运转。

  (六)设备维修困难

   风电场部分风机基位位于农田,风机基位、检修道路占地不时受到侵占,甚至出现阻工的情况。加之风、光电设备维修人员大部分为省外人员,按照防疫政策要求,会存在设备维修人员不能正常通勤现象,偶尔会造成设备未能及时维修;随着“双碳”目标的提出,各地均大力发展风电、光电项目,随之带来的是风电、光电设备维护、技术人员严重紧缺。

  五、全市“十四五”风光电发展思路和建议

  (一)光伏

  1.鼓励推进分布式光伏发电应用。充分利用居民屋顶,建设户用光伏。在工业园区和经济技术开发园区以及商场、学 校、医院等建筑屋顶,发展“自发自用,余电上网”的分布式光伏。结合污水处理厂、垃圾填埋场等城市基础设施,推进分布式光伏。在新建厂房和商业建筑等建筑内,积极开发建筑一体化光伏发电系统。同时,加快探索建筑屋顶太阳能热水器和光伏发电系统一体化应用。

  2.加快推进集中式复合光伏建设。加快推动盐湖区渔光互补、农光互补发电项目以及垣曲、闻喜、夏县、绛县、万荣、平陆、芮城光伏发电站等光伏发电项目建设,推广各类“光伏 +”综合利用。重点建设稷山光伏储能多能互补示范项目、盐湖区高新技术产业开发区智能微能源网示范项目(屋顶光伏+储能)、盐湖区500MW 农光储融合发展示范项目、光储氢综合能源 2GW 示范基地等“新能源+储能”项目。

  (二)风能

  1.有序推进集中式陆上风电。依托运城市风能地域优势, 合理开发丘陵和山区低风速资源,有序推进临猗县、盐湖区、 闻喜县建设合并开发并形成集中式陆上风电,至“十四五”

  末全市风电电源装机容量将达到 183 万千瓦。积极论证并探索风电电机制造与风电项目发展相衔接的风电示范区建设。

  2.因地制宜发展分散式风电。充分利用工业园区和火电厂区空地等区域,因地制宜发展分散式风电。结合乡村振兴战略,贯彻国家“千乡万村驭风计划”。启动老旧风电场技术改造升级。遵循企业自愿原则,鼓励业主单位通过技改、置换等方式,重点开展单机容量小于 1.5 兆瓦的风电机组技改升级,促进风电产业提质增效和循环发展。

  3.积极探索风电基地发展新模式。通过风电规模化发展,实现全产业链协同发展,重点在风机电机、新材料等开发规模相对集中的区域,论证打造风电项目+智能监控+储能+陆上产业基地的示范项目可行性,带动风电产业链延伸发展。结合风电开发,探索智能化风电机组应用,将互联网、大数据的思维应用于风电设备制造和风电场运维,推进风电控制技术、信息技术以及通信技术的深度融合。

  4.切实提高风电消纳能力。完善主网架结构,减少因局部电网送出能力或变电容量不足导致的弃风限电问题。结合电力体制改革,优化风电调度运行管理,建立辅助服务市场, 加强需求侧管理和用户响应体系建设,提高风电功率预测精 度并加大考核力度,在发电计划中留足风电电量空间,合理 安排常规电源开机规模和发电计划,将风电纳入电力平衡和 开机组合,鼓励风电等可再生能源机组通过参与市场辅助服务和实时电价竞争等方式,逐步提高系统消纳风电的能力。