我国风电可持续发展的策略研究

王少杰

摘 要：我国风电装机规模占全球首位，风电已成为我国继煤电、水电之后的第三大电源。随着风电行业的快速发展，当前急需解决弃风限电、标杆电价下调、盈利能力下降等问题，明确提高电网消纳能力、优化风电发展布局、加大风电产业扶持力度、提高行业盈利能力的策略，以推动我国风电可持续发展。

关键词：风电；可持续发展；电力消纳；产业扶持；产业布局

中图分类号：F426.61 文献标志码：A 文章编号：1673-291X（2016）24-0043-02

一、我国风电行业发展现状

近年来，我国加快推进能源结构调整，风电作为最有发展前景的可再生能源，实现了高速发展。国家能源局统计，截至2015年底，我国风电累计并网装机容量约1.3亿千瓦，占我国全部发电装机容量的8.6%，占全球风电累计装机的33%。中国电力企业联合会（中电联）统计，截至2016年6月底，全国风电装机容量1.4亿千瓦，同比增长30.7%；其中，占6 000千瓦以上发电装机容量的比重从去年同期的7.7%进一步提高至9%，继续保持高速增长的态势。同时，我国风电装备制造业实现了快速发展，风电设备整体运行情况良好；但与美国、德国、丹麦等欧美风电强国相比，我国风电技术基础薄弱，在大容量风机叶片设计、风机自动控制系统、风向传感元件等方面却缺乏自主核心技术。

二、风电发展面临可持续发展的挑战

2014年，国务院发布《能源发展战略行动计划（2014—2020年）》，强调我国将大幅增加风电等可再生能源消费比重，计划2020年风电装机达到2亿千瓦。但随着风电装机容量及发电量快速增长，目前面临弃风限电、标杆电价下调、项目盈利能力减弱等问题，直接影响了行业的可持续发展。

1.弃风限电问题严重。长期以来，由于电力统筹规划较弱、配套电网建设滞后，风电送出消纳成为风电发展的核心问题。国家能源局统计，2015年弃风电量339亿千瓦时，约为2014年弃风电量的269%，平均弃风率从2014年的8%增至15%；风电平均利用小时数1 728小时，同比下降9%。中电联统计，2016年上半年全国风电设备利用小时917小时，同比降低85小时，同比下降9.5%；其中，甘肃、新疆、吉林等弃风率超过30%，新疆、甘肃风电设备利用小时仅有578小时、590小时，部分风电企业经营压力很大。后续，如果“三北”地区、中东部、内陆地区低风速项目与分散式接入项目并网与消纳不能有效解决，弃风问题将成为制约风电发展的瓶颈。

2.标杆电价逐步下调。2014年，国家下调陆上Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区风电标杆上网电价2分钱，计划到2020年风电与煤电平价上网，不再享受电价补贴；调整后的4类资源区标杆电价分别为0.49元/千瓦时、0.52元/千瓦时、0.56元/千瓦时、0.61元/千瓦时。2016年，标杆电价继续下调为0.47元/千瓦时、0.5元/千瓦时、0.54元/千瓦时、0.6元/千瓦时，到2018年进一步调整为0.44元/千瓦时、0.47元/千瓦时、0.51元/千瓦时、0.58元/千瓦时。以Ⅳ类资源区为例，2018年电价相比2014年下降5%，盈利能力低的风电场将被淘汰。同时，风电标杆电价相比火电、水电较高，价格竞争力较弱。长期来看，风电的电价保护政策将逐步弱化，新疆、甘肃等众多风能资源丰富、装机规模大的地区受到严重影响。

3.总体盈利能力逐步下降。风电项目资源方面，陆上风电已进入规模化开发阶段，风能资源富集、接入条件好、效益水平高的新项目越来越少；海上风电开发整体进展较慢，建设成本显著高于陆上风电，投资风险较大。市场竞争方面，风电项目核准权下放后，众多地方企业参与风电投资，导致风电项目竞争激烈，投资收益率下降。项目开发模式方面，风电早期多采用招投标的特许权项目方式，固定的入网电价低于当前的标杆电价，部分特许权项目经营困难。

三、风电可持续发展的主要对策

当前，需要从国家主管部委、电网、风电产业等方面统筹考虑，共同解决弃风限电问题，优化风电发展的战略布局，维持适度产业扶持政策，降低风电建设及运维成本，实现风电的可持续发展。

1.加强风电配套送出工程建设，提高电网调度能力。统筹规划建设大型风电基地与配套送出工程，重点提升“三北”等大型风电基地跨省（区）、跨区域通道等远距离输送能力，扩大风电消纳范围和消纳市场。增强电网的系统调峰能力，提高风电集中地区的抽水蓄能电站、燃气电站等调峰电源比重，建立调峰、调频等辅助服务的补偿机制，提高本地电网的风电消纳能力；以蒙西地区为例，通过配套建设规模约为风电装机32%的蓄能电站，可以基本解决弃风及调峰问题[1]。同时，由于我国单个风电场风功率预测精度超过80%，区域预测精度更高；电网需要提升新能源发电调度系统的管理水平，改变将风电看作随机负负荷对待的现状，避免人为压低风电出力。落实优先上网可再生能源的节能调度原则，实现系统运行可靠性、经济性与风电利用效益之间的协调[2]。

2.完善风电产业布局，加快中东部、南方及海上风电发展。落实“输出与就地消纳利用并重，集中式与分布式发展并举”原则，优化我国风电战略布局。继续加强“三北”等大型现代风电基地以及配套送出工程建设，保持风电发展主体稳定。根据我国的风能资源条件和技术水平实际，加快中东部和南方低风速风电发展，提高分布式发电比例。发挥海上风电资源丰富、电场制约很少、靠近沿海电力负荷中心等优势，推动海上风电尽快进入规模化发展阶段，大幅降低海上风电成本。初步统计，我国海上风电装机容量空间约为7亿千瓦；截至2014年底，我国海上风电装机总量65.8万千瓦，到2020年预计增加至910万千瓦，年均复合增长率高达51%[3]。

3.维持产业扶持政策稳定，优先保障风电收购。长期看来，随着风电大规模开发，风电建设成本逐步下降。2014年我国陆上投产风电项目平均单位造价为8 619元/千瓦，为世界最低水平[4]。但是在中短期内，与火电、水电等常规能源相比，风电固有的高成本及出力波动性导致了风电缺乏竞争力。从欧美等风电强国发展经验来看，风电发展在很大程度上取决于政策支持，政府需要在强制性市场准入及购买、经济激励、研发支持等予以扶持[5]。因此，在当前电力市场化改革以及电力市场供求宽松的情况下，国家要适度维持风电的产业保护政策；加强对电力市场的监管，确保落实风电全额保障性收购的法规；保持风电财政补贴规模稳定，避免补贴总额短期内大幅下滑，保障风电的基本盈利空间和可持续发展。

4.提高国产装备质量可靠性，降低建设及运维综合成本。根据风电可再生能源的固有特性，降低风机成本和提高风机质量是行业发展的关键。实践中，风电机生产批量每翻一番，生产成本就会下降15%～20%；风电场的全寿命周期内，机组检修和运行维护的费用占比接近30%。目前，我国形成了完整了风电装备产业链，国产风机具有较大的价格优势，但是全寿期的建设及运维综合成本高于进口设备。因此，要持续加强风电技术创新，提高风机设备质量可靠性，增大风电机组的单机容量，提高风能转换效率，降低风机制造和运维成本。同时，加强海上风电技术创新，尽快突破8兆瓦及以上高可靠大型海上风机制造能力，适应后续海上风电规模化建设的需求。

四、结论

为了推动我国风电快速及可持续发展，需要统筹电源建设与电网建设规划，优先解决风电大基地配套送出工程，提高电网调度和调峰能力，将弃风限电的损失降至最低。加快中东部及南方低风速风电和海上风电发展，优化风电产业布局。维持风电产业扶持政策基本稳定，确保风电全额保障性收购。提升风电国产化设备质量可靠性，降低风电建设和运维综合成本，提高风电市场化竞争力。

参考文献：

[1] 曾非同，陈初龙，唐修波.拟定蒙西电网风电与蓄能电站配合运行规模的简化方法[J].水电与新能源，2015，（12）.

[2] 曾雪婷，刘天琪，李茜，等.基于动态调峰裕度的风电并网协调优化调度[J].电网技术，2015，（6）.

[3] 闵兵，王梦川，傅小荣，赵婵.海上风电是风电产业未来的发展方向[J].国际石油经济，2016，（4）.

[4] 国网能源研究院.2015年中国新能源发电分析报告[M].北京：中国电力出版社，2015.

[5] 张庆阳，郭家康.世界风能强国发展风电的经验与对策[J].中外能源，2015，（6）.

[责任编辑 刘娇娇]