云南省风电项目开发现状及存在问题

袁保生　刘珊珊

摘 要：云南地区风能资源十分丰富，各电力投资企业争相抢占优质风资源，但是近二年在云南风电快速发展的同时，却出现了一些难以回避的问题，导致风电企业利润空间大幅下降。

关键词：云南省；风电现状；存在问题

中图分类号：F407.61 文献标志码：A 文章编号：1673-291X（2015）12-0047-02

一、云南风电开发现状

（一）云南省电力概况

云南省至2014年11月纳入云南电力调度控制中心电量平衡装机容量5 752.56万千瓦，其中投产发电的有：火电1 240万千瓦（占比21.56%），水电4 183万千瓦（占比72.72%），风电275.36万千瓦（占比5.28%），光伏26万千瓦（占比0.45%）。云南省“十二五”规划，到2015年底装机容量为8 060万千瓦，其中火电1 449万千瓦，水电5 831万千瓦，风电700.5万千瓦，光伏80万千瓦（其余容量为2014年12月底预上网容量为653.7万千瓦）。2014年云南省全社会用电最高负荷3 060.28万千瓦，比增16%；全社会用电量1 886.32亿千瓦时、比增12%。预计到2020年，全社会最高负荷约4 800万千瓦，全社会用电量约 3 000亿千瓦时，“十三五”期间用电负荷和用电量增长空间广阔。

（二）云南省风电资源开发总体情况

云南省风能资源十分丰富，根据云南省“十二五”能源发展规划，云南风电资源开发容量为1 635万千瓦，截至2015年底，全省预计风电装机容量701万千瓦，已核准在建容量 258万千瓦；已纳入国家核准计划和取得国家能源局同意开展前期工作风电项目338万千瓦；已通过国家能源局技术审查风电项目121万千瓦；取得云南省能源局同意开展前期工作风电项目217万千瓦。

（三）各电力企业在云南地区风电投资开发情况

中国国电集团公司在云南地区风电开发排名第一，开发容量182.3万千瓦，其中投产容量79.95万千瓦，在建容量45.9万千瓦，进计划及取得路条容量56.45万千瓦。中国华能集团公司排名第二，开发容量149.2万千瓦，其中投产容量66.1万千瓦，在建容量43.45万千瓦，进计划及取得路条容量39.65万千瓦。中国大唐集团公司排名第三，风电资源开发容量122.63万千瓦，其中投产容量29.48万千瓦，在建容量24.75万千瓦，进计划及取得路条容量68.4万千瓦。中国华电集团风电开发容量56.45万千瓦排名第四，中国电力投资集团开发容量24.45万千瓦排名第五。我国其他电力投资公司合计开发容量388.73万千瓦。

二、云南风电发展面临的问题

（一）风电项目核准困难重重

一是风电项目核准时间长。每个风电项目核准前需完成风资源分析、总体规划、预可研、前期工作函、水保、环评、地灾、节能评估、银行贷款承诺函、土地预审等10多个支持性文件，最终还需纳入国家核准计划才能完成核准工作，而这些工作在其他省份已经精简，要核准一个项目需一年以上的时间。

二是各项评审难以通过。近年来国家环保政策的有效实施，各职能部门环保意识逐步加强，对项目实施一票否决，发展经济和环境保护的矛盾日益突出。2013年初云南省政府因环境问题暂停风电开发，直至2014年2月14日云南省发改委才下发了《关于恢复全省风电建设有关事宜的通知》（云发改能源[2014]250号），恢复风电项目建设；2014年4月2日云南省发改委下发了《关于进一步加强全省风电建设管理的通知》（云发改能源[2014]406号），强调风电场建设要加强环保水保工程。2014年5月16日，云南省环保厅下发《关于进一步加强风电建设项目环境影响评价管理工作的通知》，通知明确风电建设要坚持生态优先，重点关注环境敏感区的影响，完善环评管理，严格环境准入，强化全过程监管。

三是云南省矿产资源丰富，非传统意义上的基本农田、公益林、珍稀动植物和饮用水源地等的保护区比比皆是，都是不可触及的红线，项目各专题报告的审批难度日益加大，项目备案、核准越来越困难，前期工作成本也越来越高。

（二）云南地区风电开发成本高

一是受风资源限制，云南地区规划风电场规模较小、项目分散，难以在一个地区形成大规模装机容量的风电场，没有规模经济效益，既增加了投资建设成本，也增加运行维护成本。

二是受地理条件影响，云南风电项目工程建设道路投资成本高，运输困难，建设难以在正常工期内完成。

三是受环评水保政策影响，生态恢复工程投资较大，仅该项工程就比其他省份增加投资近1 400万元。

（三）电网送出问题有待解决

一方面由于云南省水电资源丰富，风电装机容量逐年增加，特别是中缅油气管道入滇，为大型天然气发电和分布式天然气发电带来了机遇，而当地工业经济不够发达，用电量需求不足，部分地区电量出现供大于求的状况。

另一方面受电网送出限制，电网欠发展、消纳能力较薄弱，在丰水期水电发电量较大的情况下，经常出现弃风限电情况。比如大理地区网架结构薄弱，送出困难，每年5—9月期间存在窝电现象，导致风电场季节性局部限电增加。

（四）风电企业利润空间逐年下降

一是风电电价下调。2014年国家发改委下发关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知。对陆上风电继续实行分资源区标杆上网电价政策。将第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元、0.52元、0.56元；第IV类资源区风电标杆上网电价维持现行每千瓦时0.61元不变。云南地区2014年12月底前核准且2015年6月底前全部投产的风电项目，仍按原电价（0.61元/千瓦时）执行，否则，电价将按0.54元/千瓦时执行。

二是国家风电补贴拖欠严重。根据《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》和《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》，对2010—2011年4月的可再生能源发电项目及发电接网工程进行补贴。但是全国可再生能源电价补贴拖欠问题严重，拖欠周期甚至超过一年，严重影响了企业的投资积极性。尤其值得注意的是，补贴不到位后果开始向上游产业蔓延，已经在风电企业和上游设备厂商之间形成“三角债”和恶性循环。

（五）CDM项目收入化为泡影。

2005年2月16日《京都议定书》正式生效，CDM项目为我国可持续发展带来契机：可以引进清洁高效的先进能源技术和额外的CDM资金；加速我国传统能源工业和高耗能工业的技术改造和换代更新；加强我国对付和适应气候变化不利影响的能力；加强我国未来承担减排义务的能力建设和技术储备。

但是我国CDM项目存在以下几个问题：一是由于CDM是一种新的机制、技术含量较高、涉及国际规则较多等因素，导致CDM项目开发难度大；二是CDM项目申报的成功率低；三是CDM项目审批的程序复杂过程缓慢；四是 CDM项目交易成本高和风险大；五是CDM未来的不确定性导致CDM市场低迷，自2009年以来CDM国际市场碳交易价格大幅下跌。目前已经基本“腰折”，各风电企业已经不再把CDM收入列入预期收入中。

三、结束语

云南地区风能资源十分丰富，各企业争相抢占优质风资源，但是云南地区风电项目环评水保问题滞缓了风电项目的核准开发，同时也增加各电力企业的投资成本，同时消纳不足、弃风限电严重、电价下调、再生能源补贴不到位、CDM项目市场低迷等问题，导致风电企业利润空间逐年下降，一些原本具备开发价值的项目，甚至会出现亏损现象。以上问题既需要国家政策支持，同时也需要风电企业和电网公司共同努力才能解决。

[责任编辑 陈丹丹]