風電“十三五”破局之路

　　棄風限電、補貼缺口如何破解？倒逼成本下降是否為可行之計？展望“十三五”，風電產業(yè)發(fā)展前景光明，但依然任重道遠。

　　我國風電行業(yè)正走在由替代能源向主體能源過渡的關鍵節(jié)點，政策之手正大力推動風電成為主力電源。處于改革陣痛和攻堅階段的風電行業(yè)，該如何破局？

　　“十二五”期間，我國風電裝機容量就已躍居世界榜首。然而，駛入快車道已逾十年的風電行業(yè)，看似“駕輕就熟”的背后并非一路坦途。步入“十三五”，除了棄風限電、并網(wǎng)消納難題以及補貼缺口擴大等沉疴舊疾，風電行業(yè)還將面對“風火同價、平價上網(wǎng)”等新變化、新挑戰(zhàn)。

　　風電發(fā)展“十三五”規(guī)劃指出，到2020年，我國風電并網(wǎng)裝機容量達2.1億千瓦以上，風電年發(fā)電量達4200億千瓦時以上，約占全國總發(fā)電量的6%。這意味著我國風電行業(yè)亟需保持持續(xù)增長勢頭。

　　近日，由《能源》雜志主辦的中國風電產業(yè)創(chuàng)新發(fā)展研討會在寧波舉行。在研討會上，來自風電業(yè)主企業(yè)和設備制造企業(yè)，以及監(jiān)管機構的業(yè)內人士對風電產業(yè)目前面臨的挑戰(zhàn)和機遇進行了深入的探討，也為風電“十三五”的破局之路貢獻了許多非常有價值的建議。

　　棄風限電頑疾

　　棄風限電是我國風電行業(yè)難以克服的一塊沉疴舊疾，也是一直困擾我國風電發(fā)展的核心問題。2015年，我國棄風限電問題反彈，并有進一步惡化之勢。數(shù)據(jù)顯示，2016年全年風電棄風電量497億千瓦時，同比增加158億千瓦時；平均棄風率17%，同比上升2個百分點。按平均電價0.5元/千瓦時計算，2016年損失電量收益近250億元。

　　分地區(qū)來看，我國重要的能源基地大多分布在“三北”地區(qū)。雖有天然的資源稟賦，但負荷中心主要集中在中東部，“三北地區(qū)”電力需求不足、電力市場狹小，受市場空間萎縮、消納困難影響，發(fā)電與負荷的空間不匹配，產生輸、受矛盾。2016年，“三北”地區(qū)棄風電量493億千瓦時，占全國棄風電量的99%。

　　相較于北方棄風限電的嚴峻形勢，南方地區(qū)則存在項目收益水平缺乏彈性的問題。據(jù)不完全統(tǒng)計，南方已規(guī)劃平均風速中位數(shù)為5.57m/s，90%置信概率區(qū)間統(tǒng)計，平均風速為5.02m/s。新疆金風科技股份有限公司執(zhí)行副總裁曹志剛在中國風電產業(yè)創(chuàng)新發(fā)展研討會上表示：“南方平均風速低，導致等效發(fā)電小時數(shù)下降，項目整體收益水平下降且更加沒有彈性。”

　　中國國電集團公司副總經理謝長軍按照區(qū)域劃分，分析了造成“三北”棄風限電的具體原因：首先是西北地區(qū)，由于風電裝機增加迅猛，而電力通道有限，加之遠離用電負荷中心，本地電力需求較低，導致電力供應過剩；東北地區(qū)則因用電需求增長緩慢，電力盈余，且本地有剛性供熱需求，普遍存在較大的風電與供熱之間的矛盾；而華北地區(qū)歸因于靠近用電負荷中心，限電水平受外送通道送出計劃及通道暢通性的影響較大，突出表現(xiàn)為電網(wǎng)網(wǎng)架結構不合理。

　　國家能源局發(fā)展規(guī)劃司副司長何勇健認為造成棄風限電的原因是多方面且復雜的。他分析認為，從電源結構來看，“三北”地區(qū)水電稀缺且多為不可調徑流式電站，抽水蓄能等調峰電源少，在煤電中供熱機組比重高達56%，自備機組調峰積極性不高，導致系統(tǒng)調峰能力嚴重不足，不能適應大規(guī)模風力和光伏發(fā)電消納要求。

　　從新能源送出角度來看，新能源發(fā)電與送出工程建設進度不同步，造成部分地區(qū)送出受阻。“三北”地區(qū)大部分跨省跨區(qū)輸電通道立足外送煤電，輸電通道以及聯(lián)網(wǎng)通道的調峰互濟能力并未充分發(fā)揮。從負荷側來看，近幾年電力需求總體放緩，新能源消納空間受限。電力需求側管理成效不明顯，峰谷差進一步加大?！峨娏Πl(fā)展“十三五”規(guī)劃》明確提出“新能源東移”戰(zhàn)略，風電發(fā)展重點逐步向中東部地區(qū)傾斜，新增風電裝機中，中東部地區(qū)約占58%。中東部地區(qū)市場容量隨大，能夠承載更大容量的新能源發(fā)電，但是新能源資源相對有限。

　　體制機制也在一定程度上是促使棄風限電問題加劇的幕后推手，“風電實施固定標桿電價，不能根據(jù)出力的變化，及時反映電力供需關系以及電力系統(tǒng)調峰成本，不利于風電競價上網(wǎng)。”何勇健說，“在現(xiàn)行的調度機制下，發(fā)用電計劃尚未完全放開，大多數(shù)電網(wǎng)企業(yè)按照省級政府部門制定的年度發(fā)電量計劃安排電網(wǎng)運行方式，未針對可再生能源全額保障性收購進行實質性調整。”

　　補貼缺口、地方保護主義難祛

　　補貼缺口也是不斷挑動我國風電發(fā)展問題的一大痛點。隨著裝機容量的增大，“十三五”風電降補貼壓力凸顯。目前，國家可再生能源補貼資金缺口超過500億元，到2020年補貼缺口將擴大到3000億元以上，嚴重影響企業(yè)現(xiàn)金流。

　　水電水利規(guī)劃設計總院副院長易躍春認為，我國風電補貼資金缺口逐年擴大，將進一步阻礙風電發(fā)展目標，“2006年以來可再生能源電價附加征收標準由每千瓦時1分提高至1.9分，仍然難以滿足可再生能源迅速發(fā)展的需求。”

　　《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃（2014-2020年）》提出：2020年風電與煤電上網(wǎng)電價相當，即達到0.45元/千瓦時。從現(xiàn)在的情況來看，風電價格可能會降到預期目標，但依然意味著風電在2020年時還需要一定補貼，“從國內經濟形勢看，國家在努力降低實體經濟企業(yè)成本，未來大幅提高電價附加標準并不現(xiàn)實”，易躍春表示。

　　謝長軍認為導致電價補貼滯后的主要原因包括：可再生能源發(fā)展基金來源單一，電價附加資金收支不平衡，附加征收標準調整不及時，以及補貼資金資格認定周期較長，發(fā)放不及時、不到位，導致開發(fā)企業(yè)資金周轉困難甚至虧損等等。

　　新疆金風科技執(zhí)行副總裁曹志剛預計2018年以后電價會進一步下調，他認為補貼不到位嚴重影響企業(yè)現(xiàn)金流，隨著年度可再生能源裝機規(guī)模不斷增加，舊的補貼沒有到位，新的需求加速，導致補貼資金缺口不斷擴大。

　　地方保護也是風電發(fā)展一道難以跨越的障礙，我國風電行業(yè)存在清潔能源消納不合理的現(xiàn)象，雖然“十三五”規(guī)劃確立了清潔能源優(yōu)先發(fā)展的原則，但我國目前電力消納以省內消納為主，消費大省只有省內電力不足時，才考慮調用外來清潔電力。謝長軍表示，一些地方政府引進制造企業(yè)、扶貧、收取補償和資源費、入干股、采購當?shù)卦O備等不合理的訴求明顯增多。“在建項目開發(fā)速度成為后續(xù)資源分配的重要參考，如不及時按地方政府要求開工，項目開發(fā)權面臨被收回的風險。”

　　此外，規(guī)劃、環(huán)評、土地、林地、接網(wǎng)等審批收緊，逐漸成為各地控制風電發(fā)展的手段，項目建設條件落實更加艱難。土地稅收與補償標準日益提高，部分省區(qū)要求項目業(yè)主自建或代建送出工程，增加了開發(fā)成本，影響了項目的經濟性，“一些開發(fā)業(yè)主使用本企業(yè)生產的風電機組，影響了設備制造產業(yè)的公平競爭”，謝長軍補充道。

　　除去以上因素，風電標桿電價下調速度加快讓風電行業(yè)承受不小的壓力。近年來，根據(jù)風電產業(yè)發(fā)展實際，國家實行陸上風電電價逐年退坡機制，過去三年，標桿電價下調三次，2018年以后的風電項目電價已經分別降至0.4、0.45、0.49和0.57元/千瓦時。曹志剛認為，隨著裝機容量的增大，“十三五”風電降補貼壓力凸顯，預計2018年以后電價會進一步下調，風電項目投資收益受到擠壓。

　　困局何解？

　　從風電“十三五”規(guī)劃來看，我國風電行業(yè)亟需保持持續(xù)增長勢頭，沉疴舊疾需要一劑猛藥。從宏觀層面來說，需要深化體制機制改革。何勇健建議，要有序放開發(fā)用電計劃，建立健全電力市場體系，制定公平有序的電力市場規(guī)則，啟動現(xiàn)貨交易市場，充分發(fā)揮市場配置資源的決定性作用。此外，還需完善調峰、調頻、備用等輔助服務價格，合理補償電力調峰成本，激發(fā)其他常規(guī)電源參與調峰的積極性。最后，還需打破省間壁壘，用市場機制化解能源送、受方利益矛盾，充分發(fā)揮跨省跨區(qū)聯(lián)網(wǎng)輸電通道的調峰作用。

　　提高風電消納比例是困局破解的重中之重，需要調整新能源開發(fā)布局，暫停“棄風棄光”嚴重地區(qū)的集中式風電和光伏發(fā)電項目建設，將開發(fā)中心向中東南部地區(qū)轉移。2020年，“三北”風電占比將從目前的77%降低至64%，中東南部地區(qū)新增規(guī)模占全國增量的60%以上。謝長軍提議，在國家層面需繼續(xù)嚴格落實“最低保障性利用小時”政策和“紅色預警機制”，嚴控“三北”地區(qū)，特別是限電嚴重的甘肅、新疆、蒙東、吉林、黑龍江等省區(qū)的風電發(fā)展，防止限電問題愈演愈烈。

　　有業(yè)內人士不滿地說到：“在地方政府層面要糾正GDP至上的錯誤觀念，限電嚴重地區(qū)堅決不上項目；一些已經存在限電或者出現(xiàn)限電抬頭趨勢的地區(qū)（例如山西北部、河北北部、陜西北部、云南西部），要避免局部地區(qū)大規(guī)模上項目，在年度開發(fā)計劃中引導省內分散開發(fā)。在電網(wǎng)層面，要加快外送通道建設，提升風電跨區(qū)域送電比例。”

　　除了政策猛藥，破解棄風難題還需尋找盤活全國風電生產、輸送與消納的“活棋”。面對棄風限電困局，中國風電企業(yè)“上山、下海、進軍低風速和走出去”，使出渾身解數(shù)不斷開拓“藍海”市場尋找出路。

　　何勇健認為，擊破棄風限電困局應該優(yōu)先發(fā)展分散式風電和分布式光伏，“通過實施終端一體化集成供能系統(tǒng)、微電網(wǎng)示范項目等，加強熱、電、冷、氣等能源生產耦合集成和互補利用，促進新能源就地消納。”此外，還需破除地方及行業(yè)壁壘，促進跨省跨區(qū)外送，優(yōu)先利用存量跨省跨區(qū)送電通道的輸電能力、跨省跨區(qū)輸電通道的調峰作用。

　　針對北方風電場和南方風電場的不同特點，曹志剛給出了具體的破局路徑：北方項目應以降本為主，“通過擴大項目規(guī)模，共用升壓站、接入送出系統(tǒng)、場內道路等來拉低項目初始投資。”南方項目應以提高發(fā)電量為主，“在目前電價情況下，成本降低1%對IRR影響約0.25%~0.34%，發(fā)電量增加1%對IRR影響約0.58%~0.74%，成本與發(fā)電量對IRR的貢獻影響比約為3：7。”

　　對于補貼難題，業(yè)界普遍認為應盡快出臺綠證與配額制，建立“配額制+綠色電力證書交易”機制，增加可再生能源企業(yè)收入，緩解補貼壓力，保障風電全額消納。

　　謝長軍建議說，在國家層面要盡快確立交易渠道，充分調動各方購買綠證的積極性，建立公平、透明、有序的“綠證”買賣和競爭市場。在地方政府層面，要完善可再生能源跨區(qū)輔助服務機制，明確規(guī)定東、南部發(fā)達省份對西部富余可再生能源電量的電量配額，對售電方進行一定的經濟補償，對未完成配額考核的發(fā)達省份進行考核處罰，從而打破地方政府條塊分割的現(xiàn)狀。

　　降成本、電價退坡兩大任務

　　歷史證明，沒有任何行業(yè)能夠依托補貼做大做強，達到一定規(guī)模后必將受到補貼資金的制約，無法繼續(xù)發(fā)展。大唐集團新能源股份有限公司副總經理焦建清在中國風電產業(yè)創(chuàng)新發(fā)展研討會上表示，如果不能逐步減少對補貼的依賴，隨著風電等新能源裝機比重不斷增加，可再生能源附加和綠色證書收入終將無法支撐行業(yè)繼續(xù)發(fā)展。

　　降成本、堅持風電電價退坡是“十三五”可再生能源發(fā)展的兩大重要任務。隨著燃煤標桿上網(wǎng)電價的逐步取消，風電差價補貼模式也難以為繼。同時，電力市場改革倒逼風電上網(wǎng)電價機制調整，新能源工程造價呈下降趨勢，未來補貼強度將進一步降低，參與電力市場化程度日益提高，盈利不確定性顯著增大。

　　謝長軍認為，在全國范圍電力產能過剩的背景下，要通過持續(xù)的電價下調控制風電發(fā)展節(jié)奏，到2020年末取消風電補貼，并在未來實行風電與超低排放燃煤機組電價并軌的浮動電價政策。

　　何勇健則認為，可再生能源產業(yè)需要一個相對合理的能源價格和電力價格來支撐中國經濟的可持續(xù)發(fā)展，現(xiàn)在國家已有很明確的政策導向了，降電價是必然趨勢，補貼也不可能全部滿足，必須倒逼成本下降，優(yōu)勝劣汰。

　　焦建清對此問題持相同的態(tài)度。他說：“從當前行業(yè)現(xiàn)狀來看，風電開發(fā)的隱形成本不容忽視，部分地方政府隨意征收各種費用，強迫與其他產業(yè)捆綁，部分地區(qū)變相降低風電電價。”他呼吁相關政府部門采取有力措施，充分發(fā)揮市場機制作用，為風電開發(fā)創(chuàng)造寬松的開發(fā)環(huán)境。設備廠商和開發(fā)企業(yè)共同加強新技術研究與應用，不斷通過技術進步和創(chuàng)新降低開發(fā)成本。通過各方努力，逐步擺脫對補貼的依賴，為行業(yè)發(fā)展開創(chuàng)更廣闊的空間。

　　風電“十三五”，電力市場改革倒逼新能源上網(wǎng)電價機制調整。風電平價上網(wǎng)時代已觸手可及，“風火同價”與“平價上網(wǎng)”近在眼前，在與傳統(tǒng)能源爭奪市場份額的同時，風電行業(yè)發(fā)展的痛點也將進一步暴露。“十三五”期間，在政策之手推動下，倒逼成本下降已成必然趨勢。（席菁華 ）