我國風(fēng)電可持續(xù)發(fā)展的策略研究

王少杰

摘 要：我國風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模占全球首位，風(fēng)電已成為我國繼煤電、水電之后的第三大電源。隨著風(fēng)電行業(yè)的快速發(fā)展，當(dāng)前急需解決棄風(fēng)限電、標(biāo)桿電價(jià)下調(diào)、盈利能力下降等問題，明確提高電網(wǎng)消納能力、優(yōu)化風(fēng)電發(fā)展布局、加大風(fēng)電產(chǎn)業(yè)扶持力度、提高行業(yè)盈利能力的策略，以推動(dòng)我國風(fēng)電可持續(xù)發(fā)展。

關(guān)鍵詞：風(fēng)電；可持續(xù)發(fā)展；電力消納；產(chǎn)業(yè)扶持；產(chǎn)業(yè)布局

中圖分類號(hào)：F426.61 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A 文章編號(hào)：1673-291X（2016）24-0043-02

一、我國風(fēng)電行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀

近年來，我國加快推進(jìn)能源結(jié)構(gòu)調(diào)整，風(fēng)電作為最有發(fā)展前景的可再生能源，實(shí)現(xiàn)了高速發(fā)展。國家能源局統(tǒng)計(jì)，截至2015年底，我國風(fēng)電累計(jì)并網(wǎng)裝機(jī)容量約1.3億千瓦，占我國全部發(fā)電裝機(jī)容量的8.6%，占全球風(fēng)電累計(jì)裝機(jī)的33%。中國電力企業(yè)聯(lián)合會(huì)（中電聯(lián)）統(tǒng)計(jì)，截至2016年6月底，全國風(fēng)電裝機(jī)容量1.4億千瓦，同比增長30.7%；其中，占6 000千瓦以上發(fā)電裝機(jī)容量的比重從去年同期的7.7%進(jìn)一步提高至9%，繼續(xù)保持高速增長的態(tài)勢。同時(shí)，我國風(fēng)電裝備制造業(yè)實(shí)現(xiàn)了快速發(fā)展，風(fēng)電設(shè)備整體運(yùn)行情況良好；但與美國、德國、丹麥等歐美風(fēng)電強(qiáng)國相比，我國風(fēng)電技術(shù)基礎(chǔ)薄弱，在大容量風(fēng)機(jī)葉片設(shè)計(jì)、風(fēng)機(jī)自動(dòng)控制系統(tǒng)、風(fēng)向傳感元件等方面卻缺乏自主核心技術(shù)。

二、風(fēng)電發(fā)展面臨可持續(xù)發(fā)展的挑戰(zhàn)

2014年，國務(wù)院發(fā)布《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動(dòng)計(jì)劃（2014—2020年）》，強(qiáng)調(diào)我國將大幅增加風(fēng)電等可再生能源消費(fèi)比重，計(jì)劃2020年風(fēng)電裝機(jī)達(dá)到2億千瓦。但隨著風(fēng)電裝機(jī)容量及發(fā)電量快速增長，目前面臨棄風(fēng)限電、標(biāo)桿電價(jià)下調(diào)、項(xiàng)目盈利能力減弱等問題，直接影響了行業(yè)的可持續(xù)發(fā)展。

1.棄風(fēng)限電問題嚴(yán)重。長期以來，由于電力統(tǒng)籌規(guī)劃較弱、配套電網(wǎng)建設(shè)滯后，風(fēng)電送出消納成為風(fēng)電發(fā)展的核心問題。國家能源局統(tǒng)計(jì)，2015年棄風(fēng)電量339億千瓦時(shí)，約為2014年棄風(fēng)電量的269%，平均棄風(fēng)率從2014年的8%增至15%；風(fēng)電平均利用小時(shí)數(shù)1 728小時(shí)，同比下降9%。中電聯(lián)統(tǒng)計(jì)，2016年上半年全國風(fēng)電設(shè)備利用小時(shí)917小時(shí)，同比降低85小時(shí)，同比下降9.5%；其中，甘肅、新疆、吉林等棄風(fēng)率超過30%，新疆、甘肅風(fēng)電設(shè)備利用小時(shí)僅有578小時(shí)、590小時(shí)，部分風(fēng)電企業(yè)經(jīng)營壓力很大。后續(xù)，如果“三北”地區(qū)、中東部、內(nèi)陸地區(qū)低風(fēng)速項(xiàng)目與分散式接入項(xiàng)目并網(wǎng)與消納不能有效解決，棄風(fēng)問題將成為制約風(fēng)電發(fā)展的瓶頸。

2.標(biāo)桿電價(jià)逐步下調(diào)。2014年，國家下調(diào)陸上Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區(qū)風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)2分錢，計(jì)劃到2020年風(fēng)電與煤電平價(jià)上網(wǎng)，不再享受電價(jià)補(bǔ)貼；調(diào)整后的4類資源區(qū)標(biāo)桿電價(jià)分別為0.49元/千瓦時(shí)、0.52元/千瓦時(shí)、0.56元/千瓦時(shí)、0.61元/千瓦時(shí)。2016年，標(biāo)桿電價(jià)繼續(xù)下調(diào)為0.47元/千瓦時(shí)、0.5元/千瓦時(shí)、0.54元/千瓦時(shí)、0.6元/千瓦時(shí)，到2018年進(jìn)一步調(diào)整為0.44元/千瓦時(shí)、0.47元/千瓦時(shí)、0.51元/千瓦時(shí)、0.58元/千瓦時(shí)。以Ⅳ類資源區(qū)為例，2018年電價(jià)相比2014年下降5%，盈利能力低的風(fēng)電場將被淘汰。同時(shí)，風(fēng)電標(biāo)桿電價(jià)相比火電、水電較高，價(jià)格競爭力較弱。長期來看，風(fēng)電的電價(jià)保護(hù)政策將逐步弱化，新疆、甘肅等眾多風(fēng)能資源豐富、裝機(jī)規(guī)模大的地區(qū)受到嚴(yán)重影響。

3.總體盈利能力逐步下降。風(fēng)電項(xiàng)目資源方面，陸上風(fēng)電已進(jìn)入規(guī)?；_發(fā)階段，風(fēng)能資源富集、接入條件好、效益水平高的新項(xiàng)目越來越少；海上風(fēng)電開發(fā)整體進(jìn)展較慢，建設(shè)成本顯著高于陸上風(fēng)電，投資風(fēng)險(xiǎn)較大。市場競爭方面，風(fēng)電項(xiàng)目核準(zhǔn)權(quán)下放后，眾多地方企業(yè)參與風(fēng)電投資，導(dǎo)致風(fēng)電項(xiàng)目競爭激烈，投資收益率下降。項(xiàng)目開發(fā)模式方面，風(fēng)電早期多采用招投標(biāo)的特許權(quán)項(xiàng)目方式，固定的入網(wǎng)電價(jià)低于當(dāng)前的標(biāo)桿電價(jià)，部分特許權(quán)項(xiàng)目經(jīng)營困難。

三、風(fēng)電可持續(xù)發(fā)展的主要對策

當(dāng)前，需要從國家主管部委、電網(wǎng)、風(fēng)電產(chǎn)業(yè)等方面統(tǒng)籌考慮，共同解決棄風(fēng)限電問題，優(yōu)化風(fēng)電發(fā)展的戰(zhàn)略布局，維持適度產(chǎn)業(yè)扶持政策，降低風(fēng)電建設(shè)及運(yùn)維成本，實(shí)現(xiàn)風(fēng)電的可持續(xù)發(fā)展。

1.加強(qiáng)風(fēng)電配套送出工程建設(shè)，提高電網(wǎng)調(diào)度能力。統(tǒng)籌規(guī)劃建設(shè)大型風(fēng)電基地與配套送出工程，重點(diǎn)提升“三北”等大型風(fēng)電基地跨省（區(qū)）、跨區(qū)域通道等遠(yuǎn)距離輸送能力，擴(kuò)大風(fēng)電消納范圍和消納市場。增強(qiáng)電網(wǎng)的系統(tǒng)調(diào)峰能力，提高風(fēng)電集中地區(qū)的抽水蓄能電站、燃?xì)怆娬镜日{(diào)峰電源比重，建立調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務(wù)的補(bǔ)償機(jī)制，提高本地電網(wǎng)的風(fēng)電消納能力；以蒙西地區(qū)為例，通過配套建設(shè)規(guī)模約為風(fēng)電裝機(jī)32%的蓄能電站，可以基本解決棄風(fēng)及調(diào)峰問題[1]。同時(shí)，由于我國單個(gè)風(fēng)電場風(fēng)功率預(yù)測精度超過80%，區(qū)域預(yù)測精度更高；電網(wǎng)需要提升新能源發(fā)電調(diào)度系統(tǒng)的管理水平，改變將風(fēng)電看作隨機(jī)負(fù)負(fù)荷對待的現(xiàn)狀，避免人為壓低風(fēng)電出力。落實(shí)優(yōu)先上網(wǎng)可再生能源的節(jié)能調(diào)度原則，實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)運(yùn)行可靠性、經(jīng)濟(jì)性與風(fēng)電利用效益之間的協(xié)調(diào)[2]。

2.完善風(fēng)電產(chǎn)業(yè)布局，加快中東部、南方及海上風(fēng)電發(fā)展。落實(shí)“輸出與就地消納利用并重，集中式與分布式發(fā)展并舉”原則，優(yōu)化我國風(fēng)電戰(zhàn)略布局。繼續(xù)加強(qiáng)“三北”等大型現(xiàn)代風(fēng)電基地以及配套送出工程建設(shè)，保持風(fēng)電發(fā)展主體穩(wěn)定。根據(jù)我國的風(fēng)能資源條件和技術(shù)水平實(shí)際，加快中東部和南方低風(fēng)速風(fēng)電發(fā)展，提高分布式發(fā)電比例。發(fā)揮海上風(fēng)電資源豐富、電場制約很少、靠近沿海電力負(fù)荷中心等優(yōu)勢，推動(dòng)海上風(fēng)電盡快進(jìn)入規(guī)?；l(fā)展階段，大幅降低海上風(fēng)電成本。初步統(tǒng)計(jì)，我國海上風(fēng)電裝機(jī)容量空間約為7億千瓦；截至2014年底，我國海上風(fēng)電裝機(jī)總量65.8萬千瓦，到2020年預(yù)計(jì)增加至910萬千瓦，年均復(fù)合增長率高達(dá)51%[3]。

3.維持產(chǎn)業(yè)扶持政策穩(wěn)定，優(yōu)先保障風(fēng)電收購。長期看來，隨著風(fēng)電大規(guī)模開發(fā)，風(fēng)電建設(shè)成本逐步下降。2014年我國陸上投產(chǎn)風(fēng)電項(xiàng)目平均單位造價(jià)為8 619元/千瓦，為世界最低水平[4]。但是在中短期內(nèi)，與火電、水電等常規(guī)能源相比，風(fēng)電固有的高成本及出力波動(dòng)性導(dǎo)致了風(fēng)電缺乏競爭力。從歐美等風(fēng)電強(qiáng)國發(fā)展經(jīng)驗(yàn)來看，風(fēng)電發(fā)展在很大程度上取決于政策支持，政府需要在強(qiáng)制性市場準(zhǔn)入及購買、經(jīng)濟(jì)激勵(lì)、研發(fā)支持等予以扶持[5]。因此，在當(dāng)前電力市場化改革以及電力市場供求寬松的情況下，國家要適度維持風(fēng)電的產(chǎn)業(yè)保護(hù)政策；加強(qiáng)對電力市場的監(jiān)管，確保落實(shí)風(fēng)電全額保障性收購的法規(guī)；保持風(fēng)電財(cái)政補(bǔ)貼規(guī)模穩(wěn)定，避免補(bǔ)貼總額短期內(nèi)大幅下滑，保障風(fēng)電的基本盈利空間和可持續(xù)發(fā)展。

4.提高國產(chǎn)裝備質(zhì)量可靠性，降低建設(shè)及運(yùn)維綜合成本。根據(jù)風(fēng)電可再生能源的固有特性，降低風(fēng)機(jī)成本和提高風(fēng)機(jī)質(zhì)量是行業(yè)發(fā)展的關(guān)鍵。實(shí)踐中，風(fēng)電機(jī)生產(chǎn)批量每翻一番，生產(chǎn)成本就會(huì)下降15%～20%；風(fēng)電場的全壽命周期內(nèi)，機(jī)組檢修和運(yùn)行維護(hù)的費(fèi)用占比接近30%。目前，我國形成了完整了風(fēng)電裝備產(chǎn)業(yè)鏈，國產(chǎn)風(fēng)機(jī)具有較大的價(jià)格優(yōu)勢，但是全壽期的建設(shè)及運(yùn)維綜合成本高于進(jìn)口設(shè)備。因此，要持續(xù)加強(qiáng)風(fēng)電技術(shù)創(chuàng)新，提高風(fēng)機(jī)設(shè)備質(zhì)量可靠性，增大風(fēng)電機(jī)組的單機(jī)容量，提高風(fēng)能轉(zhuǎn)換效率，降低風(fēng)機(jī)制造和運(yùn)維成本。同時(shí)，加強(qiáng)海上風(fēng)電技術(shù)創(chuàng)新，盡快突破8兆瓦及以上高可靠大型海上風(fēng)機(jī)制造能力，適應(yīng)后續(xù)海上風(fēng)電規(guī)模化建設(shè)的需求。

四、結(jié)論

為了推動(dòng)我國風(fēng)電快速及可持續(xù)發(fā)展，需要統(tǒng)籌電源建設(shè)與電網(wǎng)建設(shè)規(guī)劃，優(yōu)先解決風(fēng)電大基地配套送出工程，提高電網(wǎng)調(diào)度和調(diào)峰能力，將棄風(fēng)限電的損失降至最低。加快中東部及南方低風(fēng)速風(fēng)電和海上風(fēng)電發(fā)展，優(yōu)化風(fēng)電產(chǎn)業(yè)布局。維持風(fēng)電產(chǎn)業(yè)扶持政策基本穩(wěn)定，確保風(fēng)電全額保障性收購。提升風(fēng)電國產(chǎn)化設(shè)備質(zhì)量可靠性，降低風(fēng)電建設(shè)和運(yùn)維綜合成本，提高風(fēng)電市場化競爭力。

參考文獻(xiàn)：

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[責(zé)任編輯 劉嬌嬌]