30年中国风电，“十三五”如何破茧重生？
弃风限电如何破解？风电还面临哪些发展桎梏？“十三五”期间产业如何升级优化？日前，在宁波举办的中国风电产业创新发展研讨会上，风电开发企业、整机制造企业、产业链配套企业以及专家学者对产业未来的发展思路进行了交锋。
文丨张子瑞
中国能源报记者
“中国速度”何以实现
1986年，中国第一个风电场在山东荣成并网发电，从此拉开了我国风电发展的序幕。
中国国电集团公司副总经理谢长军是一位“老风电人”，他亲眼见证并亲身参与了中国风电产业的发展历程。“经过30年的探索和积累，中国风电产业走出了一条创新发展之路。”谢长军说。
30年的产业发展史可谓波澜壮阔。我国风电产业从“零”进步，一步一个台阶，发展到如今并网容量达1.5亿千瓦，成为全球最大的风电市场；具备完整的产业链；整机制造在全球市场占有一席之地。可以说，在多个维度创造了风电产业的“中国速度”。
对于我国风电产业的发展经验，谢长军将其总结为“十个创新”：
一是顶层设计创新，通过出台《可再生能源法》，为风电开发提供了法律保障；
二是开发模式创新，组织特许权招标，促进风电向规模化、产业化发展；
三是税收、补贴等配套政策创新，以保障风电持续发展；
四是电价制度创新，确立阶梯标杆电价，保障风电企业合理收益；
五是发展规划创新，提升指导产业发展的科学性、时效性；
六是开发领域创新，中国风电产业实施“上山、下海、进军低风速和走出去”的战略转型，开拓“蓝海”市场；
七是机组技术创新，大型化、智能化、高海拔、低风速形成趋势；
八是管理创新，提升风电开发效益；
九是发展机制创新，CDM机制促进风电发展；
十是体制创新，风电开发主体呈现“百花齐放”之势，促进了风电产业的市场化发展。
“弃风”困局如何打破
风电产业成绩斐然，但发展历程并非一路坦途。如今，作为全球第一风电大国，中国风电产业仍面临着种种深层问题的困扰。业内人士普遍认为，弃风限电仍是当前风电产业最迫切需要解决的问题。
据分析，“三北”地区大面积弃风限电，虽然有共性的问题，但每个地区也有自身的特殊状况。例如，西北地区，风电装机增加迅猛，而电力通道有限，加之远离用电负荷中心，本地电力需求较低，导致电力供应过剩；东北地区，用电需求增长缓慢，电力盈余，且本地有刚性供热需求，普遍存在较大的风电与供热之间的矛盾；华北地区，靠近用电负荷中心，限电水平受外送通道送出计划及通道畅通性的影响较大，突出表现为电网网架结构不合理，外送通道建设与电源发展不匹配等问题。
因此，要解决弃风限电问题，除了化解新能源和传统能源利益博弈，理顺体制机制外，也要针对各个区域“弃风”的不同原因，有的放矢，采取个性化的解决措施。
在谢长军看来，由于组织混乱、交易机制不完善，大规模的市场化交易并没有明显降低限电比例，反而造成风电企业被迫大幅度让利。例如，宁夏的大用户直供交易中，风电企业没有报价、竞争等环节，让利多少、成交电价多少全部由政府设定。对此，他建议，国家要出台相关政策，制定公平、透明的交易规则，创造一个健康的交易市场，发挥好市场在资源配置中的基础性作用。
国家能源局发展规划司副司长何勇健表示，“弃风”的原因是复杂的，包括电源侧、电网侧、负荷侧、体制机制等多个方面。
何勇健分析认为，从电源结构来看，“三北”地区水电稀缺且多为不可调径流式电站，抽水蓄能等调峰电源少，在煤电中供热机组比重高达56%，自备机组调峰积极性不高，导致系统调峰能力严重不足，不能适应大规模风力和光伏发电消纳要求。从新能源送出角度来看，新能源发电与送出工程建设进度不同步，造成部分地区送出受阻。“三北”地区大部分跨省跨区输电通道立足外送煤电，输电通道以及联网通道的调峰互济能力并未充分发挥。从负荷侧来看，近几年电力需求总体放缓，新能源消纳空间受限。电力需求侧管理成效不明显，峰谷差进一步加大。
“风电实施固定标杆电价，不能根据出力的变化，及时反映电力供需关系以及电力系统调峰成本，不利于风电竞价上网。”何勇健说，“在现行的调度机制下，发用电计划尚未完全放开，大多数电网企业按照省级政府部门制定的年度发电量计划安排电网运行方式，未针对可再生能源全额保障性收购进行实质性调整。此外，地方保护成为清洁能源发展的严重障碍，消费大省宁用当地火电也不要外来清洁电力。诸如此类因素共同作用，造成了当前严重的‘弃风’。”
谢长军认为，需要各个层面协同努力，促进风电存量消纳和增量保持合理水平。国家层面，继续严格落实“最低保障性利用小时”政策和“红色预警机制”，严控“三北”地区特别是限电严重地区的风电发展，防止限电问题愈演愈烈。地方政府层面，要纠正GDP至上的错误观念，限电严重地区坚决不上项目；一些已经存在限电或者出现限电苗头的地区，要避免局部地区大规模上项目，在年度开发计划中引导省内分散开发。开发企业层面，要保持定力，控制发展节奏，不受地方政府”忽悠”和“胁迫”。电网层面，要加快外送通道建设，提升风电跨区域送电比例。
“中国质量”怎样跃升
快速发展的风电产业正处于变革的路口。业内认为，下一步，如何从“中国速度”提升为“中国质量”仍面临着多方面的桎梏需要打破。
在谢长军看来，除了弃风限电这一行业最大痛点之外，国家补贴资金滞后、地方保护主义严重、生态压力与日俱增、风电场建设质量参差不齐、风电专业人才储备不足等因素也都影响着风电产业下一步的发展。
据介绍，2006年以来可再生能源电价附加征收标准由每千瓦时1分提高至1.9分，仍然难以满足可再生能源迅速发展的需求。2016年底累计补贴资金缺口已达600亿元，预计到2020年补贴缺口将扩大到3000亿元以上。一方面，可再生能源发展基金来源单一，电价附加资金收支不平衡，附加征收标准调整不及时；另一方面，补贴资金资格认定周期较长，发放不及时、不到位，导致开发企业资金周转困难甚至亏损。
水电水利规划设计总院副院长易跃春认为，从国内经济形势看，国家在努力降低实体经济企业成本，未来大幅提高电价附加标准并不现实。随着燃煤标杆上网电价将逐步取消，风电差价补贴模式也难以为继。同时，电力市场改革倒逼风电上网电价机制调整，迫切需要给风电的补贴部分提供一个市场化的风险对冲手段。未来，风电补贴机制必然要由现有的差价补贴向定额补贴转变。
业内人士普遍认同，实现风火平价是大势所趋，但前提是落实绿证和配额制、风电全额全价上网。
易跃春表示，《可再生能源法》规定，电价补贴只是可再生能源政策中的一部分。目前产业过度依赖电价补贴政策，忽略了与其它有效政策的搭配使用。电价补贴政策应和可再生能源配额制等政策搭配使用，建立“配额制+绿色电力证书交易”机制，为风电产业持续发展提供外在政策保障和资金支持。
风资源所在地的地方保护主义也被认为影响了风电产业的持续健康发展。“一些地方政府强力引进制造企业、收取补偿和资源费、入干股、强迫采购当地设备等不合理的诉求明显增多。土地税收与补偿标准日益提高，部分省区要求项目业主自建或代建送出工程，增加了开发成本，影响了风电项目的经济性。”谢长军呼吁：“地方政府要减少对市场的过度干预，消除不合理诉求，允许开发企业自主选择机型，允许企业根据市场供求情况自主做出项目建设进度决策。”
“风电产业进一步发展面临越来越严峻的生态环保压力。”谢长军特别提醒行业注意，“在植被覆盖较好的中、东、南部地区，部分风电场在建设过程中没有注意水土保持和植被恢复，造成了一定程度的生态破坏，因此，只有注重生态环境保护，理性推进风电开发，才能保证产业持续发展。”
对于风电产业未来变革的大方向，谢长军认为，风电产业将从追求发展速度向追求发展质量转变；从追求装机容量向追求发电量转变；从集中大规模开发向大规模开发、分散开发相结合转变；从注重经济效益向注重经济效益与生态环境和谐发展相结合转变。
