新时期我国风电产业发展SWOT分析

文 | 姚雪，赵振宇

“十九大”报告中提出“推进绿色发展”“壮大清洁能源产业”“推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系”。风电作为我国新兴绿色能源产业，是减少化石能源消耗、降低排放、实现能源电力可持续发展的重要支撑。近年来，我国风电产业发展迅猛，同时也面临前进中的问题。本文将应用SWOT方法，即综合分析评估产业自身内部具备的优势（Strengths）、劣势（Weaknesses）及面临外部环境的机会（Opportunities）和挑战（Threats），探讨“十三五”规划以来新时期我国风电产业内外部综合状况，以扬优势、补短板、抓机遇、应挑战，实现风电产业的持续健康发展。

新时期风电产业发展的内在优势分析

一、风电环境效益驱动风能开发和消费

在“十九大”提出的“绿色发展、节能减排、治理环境，绿水青山就是金山银山”等发展理念下，能源电力产业发展中的环境影响问题愈显突出。在各类能源发电类型中，风电在环境效益方面最为显著。与传统化石燃料发电相比，风力发电能获得清洁能源，减少二氧化碳、二氧化硫等气体排放。根据美国能源委员会的报告，风电平均每提供1GWh电量能减少二氧化碳排放750至1000吨、减少二氧化硫排放7.5至10吨、减少氮氧化物排放3至5吨。以一个49.5MW的风电场为例，按年上网电量11,547万千瓦时计算，如与火电作比较，按火电每千瓦时消耗标准煤340克计算，则可节约标准煤约3.9万吨，减少二氧化碳排放量约11.8万吨、二氧化硫排放量约164吨（脱硫率取70%）、氮氧化物排放量约451吨、烟尘排放量约528吨。风电的可再生和环境友好特征，使其成为新时期能源发展、清洁利用和电能替代的主角。

二、风电装备制造业发展日趋成熟

近年来，国家和各级政府积极创造良好政策环境，大力扶持风电装备制造企业，鼓励企业进行自主创新并参与国际市场竞争；地方政府也积极将行业知名企业引入地方，依托区域工业基地建设风电装备制造基地，努力构建高质量、高水平的现代风电产业体系。随着我国风电装机规模的快速扩大，风电装备制造业生产水平不断得到提升，实现了风电设备制造成本和价格的持续下降，风电机组单位千瓦价格已从2000年的约12000元下降到目前的4000元左右，并带动风电场建设造价从单位千瓦14000元降到了目前8000 元左右；国产风电机组市场占有率也从2005年的不到30%提高到目前的95%；低风速风电机组技术成为风电机组制造厂商新的重点突破领域。我国风电装备制造产业的日趋成熟，为建设风电场提供了最为重要的工业基础保证。

三、海上风电规模和技术发展迅速

在我国，较之已初具规模的陆上风电而言，海上风电发展起步晚，属于相对较新的技术，其生产成本有待降低，产品技术需进一步提升，具有更大的发展潜力。我国海上风电以东部沿海的风电项目为主，2016年11月国家能源局制定的《风电发展“十三五”规划》提出，到2020年底，全国海上风电开工建设规模达到1000万千瓦，力争累计并网容量达到500万千瓦以上。未来我国海上风电产业规模将不断扩大，对我国整体风电产业形成有力支撑。在海上风电相关技术方面，随着我国研发和测试经验的不断积累，5MW级海上风电机组生产制造技术正取得突破；同时，在国际合作促进下，海上风电产业链中运输、安装、运行、维护等相关能力也在不断提升，为我国海上风电发展提供支持；加之我国东南沿海富风区多紧靠用电负荷中心，在该区域建设海上风电场在电力消纳和电价保证方面更具优势。

四、风电产业相关标准不断完善

随着风电产业的快速发展及日趋成熟，我国已基本形成了较为完整的风电标准体系。国家能源局组织成立了能源行业风电标准化技术委员会，提出了我国风电标准体系框架，主要包括六大体系、二十九个大类，涵盖了风电场规划设计、风电场施工与安装、风电场运行维护管理、风电并网管理技术、风力机械设备、风电电器设备等风电产业的各主要环节，我国颁布风电技术标准已超过五十个。相关标准体系的建设与完善将为我国风电产业标准化建设和产业化发展提供有力的技术支持。

五、发展分散式风电和微网成为新的增长点

目前，我国正积极探索推动分散式接入风电项目发展，明确鼓励切实做好分散式接入风电项目建设。为此，国家能源局发布了《分散式接入风电项目开发建设指导意见》《关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知》，从政策层面上明确了分散式接入风电项目，对接入电压等级、项目规模、核准审批流程等作了详细的规定；提出分散式接入风电项目可不受年度指导规模限制，鼓励多点接入电网，就地平衡，就地消纳。2017年11月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，提出纳入分布式发电市场化交易试点的可再生能源发电项目建成后自动纳入可再生能源发展基金补贴范围，按照全部发电量给予度电补贴，其中风电度电补贴标准按当地风电上网标杆电价与燃煤标杆电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）相减确定并适度降低。上述意见和通知为“十三五”期间分散式风电发展明确了方向。一方面，分散式风电项目因地制宜，遵循了风电开发的自然模式，利于保护并利用好环境；另一方面，分散式风电项目投资额相对较小、建设周期短、回报稳定，特别有利于吸引民间资本，可考虑通过PPP、众筹融资、融资租赁、合同能源管理等模式灵活开发建设，在贫困地区也可考虑与精准扶贫工作相结合，以取得更好的社会效益。分散式风电和微网代表了能源发展的新方向和新形态，将成为未来风电开发新的增长点，具有广阔的市场前景和发展潜力。

新时期风电产业发展存在的劣势分析

一、风电设备运行存在一定的技术风险

近年来，我国一批匆忙投入规模化生产风电机组的质量和运行可靠性方面存在较大风险。从国家发展改革委能源研究所和中国可再生能源学会风能专业委员会组织调研的结果发现，风电整机制造企业的产品运行过程中均出现过一些典型质量问题（如表1），为风电场长期稳定运行带来一定的隐患。

二、风电场送出工程建设滞后、接入电网费用补贴标准偏低

我国大多数风电基地、风电场与用电负荷中心和主电网距离较远，输电送出工程走廊往往需要跨越多个区域，对土地的征用涉及地区多、工程建设协调难度大、建设周期较长，许多送出工程与风电场不能同步建设、同步投产运营，造成风电场建成后的窝电问题，影响发电企业及时获得收益。此外，根据国家发展改革委《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》的规定，现行的接网费用标准按线路长度制定，50公里以内0.01元/千瓦时、50至100公里0.02元/千瓦时、100公里以上0.03元/千瓦时。从实际情况看，补贴标准偏低，电网企业无法弥补送出工程所发生的正常运行费用，难以拿出专项资金超前或按规划建设接网工程。接网费用补贴的不足，既影响电网企业正常的生产经营，也影响电网企业对风电接入系统及时规划和建设的积极性，给风电上网带来不利。

表1 我国风电设备运行主要质量问题

三、风电场实际利用和运行小时数普遍低于预期

过去，风电项目上网电价主要是通过招投标确定，不同项目有不同定价，是根据可研数据的事前定价，但项目运行后风能资源、送出工程、设备选型等方面常与可研报告存在较大差异，尤其是风电设备实际利用小时数普遍低于可研报告的设计小时数，实际上网电量减少，难以实现预期收益。

目前，各地均统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价，但在现行厂网分开体制下，发用电调度计划尚未完全放开，电网企业从各发电厂购入电量多从经济性考虑，难以根据全额保障性收购风电政策进行实质性调整，往往倾向于优先接入上网电价偏低、靠近主电网的电源，造成上网电价较高的风电并网困难、弃风比例偏高，成为风电大规模发展的掣肘。

四、风电场大规模发展后的运维服务问题凸显

随着我国风电场建设大规模发展，风电机组投运数量激增，并有越来越多的风电机组质保陆续到期，风电场运行维护维修问题凸现。典型的问题如：对风电设备寿命状态和关键部件隐患风险评估缺乏长期经验积累和有效的监测手段；风电设备在风沙雨雪恶劣环境下高温动态运行必须定期维护，但许多风电场运维方案的科学性不够，或为了降低人工成本，未能严格执行设备维护计划；此外，风电场运维技术人员稀缺，为单一风电场配备专业维修人员成本高，加之风电场地处偏远，很难吸引高级技术人员长期驻守现场，多由主机生产厂家在维护期内提供维护服务，质保期超长，暴露出风电场企业运营维护能力弱、对厂家过度依赖的劣势。

新时期风电产业面临的发展机会分析

一、我国具备风能资源丰富的自然条件

我国拥有丰富的风能资源，资源优势是发展风电的基本保证。根据国家气象局国家气候中心对我国风能资源的综合评估，在考虑风电机组技术不断进步的条件下，全国80米高度风能资源可利用面积达234万平方公里、风能资源技术开发量达42亿千瓦，可开发利用风能储量远超化石能源储量。我国陆地风能资源主要集中在“三北”地区和东南沿海地区。其中，“三北”地区风电场地形平坦、交通方便、没有破坏性风速，是我国陆上最大的风能资源区，适合大规模风电场开发；而东南沿海受台湾海峡的影响，每当冷空气南下到达海峡时，由于“峡谷效应”使风速增大，冬春季的冷空气、夏秋的台风，都能影响到沿海及其岛屿，是我国风能最丰区，为发展风电提供了先决条件。

二、经济社会绿色发展对清洁能源需求巨大

长期以来，随着国民经济快速发展，我国能源消费逐年提高，煤炭、石油等化石能源消费过大，环境污染及能源安全已成为影响我国未来发展的重大问题。多年来，我国能源消费增长速度普遍高于能源生产增长速度，能源消费弹性系数大于能源生产弹性系数。随着未来我国经济由高速增长向高质量发展转型，对可再生能源和清洁替代能源的需求将逐年增大，未来还将大力实施清洁供暖工程，城市“以电代油、以电代气”工程，农村“以电代煤、以电代柴”工程，电动汽车充电基础设施也面临大规模建设，这些都将扩大包括风电在内的新能源电力的消费范围和消费比例。特别是“十九大”报告中最新提出“壮大清洁能源产业”“推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系”的发展目标。风电将成为新时期我国在绿色可再生能源领域的重点发展对象，面临新的机遇。

三、国家出台了一系列积极的风电产业扶持政策

近年来，国家积极引导风电产业发展，陆续颁布了一系列促进、激励风电产业发展的法律法规及政策。《可再生能源法》规定了可再生能源的保障性收购政策，提出将可再生能源科技水平和工业化发展放在首要位置，对可再生能源价格管理与费用分摊、政府财政支持做出了明确规定。国家发展改革委颁布的《关于印发促进风电装备产业健康有序发展若干意见的通知》，从多方面、多角度提出了推进风电装备制造业健康发展的措施。国家发展改革委颁布的《关于完善风力发电上网电价政策的通知》要求各级价格主管部门加强对风电上网电价执行和电价附加补贴结算的监管，确保风电上网电价政策执行到位。国家发展改革委和财政部联合颁布的《促进风电产业发展实施意见》，提出国家支持风电技术开发能力建设、风电设备产业化和开展适应风电发展的电网规划和技术研究工作，建立国家风电机组整机及零部件技术研发中心。此外，财政部《关于调整大功率风力发电机组及其关键零部件、原材料进口税收政策的通知》《风电发电设备产业化专项资金管理暂行办法》，对国内风力发电企业新产品的研制生产以及自主创新能力建设都给予了专项支持。不断出台的法规政策，为风电产业健康可持续发展提供了良好政策环境。

四、减少弃风促进清洁能源多发满发的指导意见和鼓励措施明确

根据2016年11月国家发展改革委、国家能源局发布的《电力发展“十三五”规划》，到2020年在全国范围内要基本解决弃风问题。2015年3月，国家发展改革委、国家能源局颁布《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》，要求能源资源丰富地区及清洁能源装机比重较大的地区在统筹平衡年度电力电量时，新增用电需求若无法满足清洁能源多发满发，应采取市场化方式，鼓励清洁能源优先与用户直接交易，充分挖掘本地区用电潜力，最大限度消纳清洁能源。并要求各地建立完善调峰补偿机制，加大调峰补偿力度，鼓励通过市场化方式确定调峰承担方，鼓励清洁能源直接购买辅助服务。2015年11月，在《关于有序放开发用电计划的实施意见》中提出实现可再生能源发电优先交易，修订火电运行技术规范，提高调峰灵活性，为消纳可再生能源腾出调峰空间。国家电网公司等也为此出台了促进新能源消纳的一系列具体措施，如明确了各省弃风的控制目标上限，通过多措并举降低弃风率。2016年3月，国家能源局印发了《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》，明确了地方政府和开发企业在新能源开发利用方面的目标责任，对2020年各地全社会电力消费量和发电企业发电量中非水可再生能源电力比重提出了具体的指标要求。

2017年1月，国家发展改革委、财政部、国家能源局发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，试行在全国范围内为陆上风电等可再生能源发电量发放绿色电力证书并自愿认购，引导全社会绿色消费，有利于促进风电等清洁能源高效利用并降低国家财政资金的直接补贴强度。2017年11月，国家发展改革委、国家能源局印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，提出了确保弃水弃风弃光电量和限电比例逐年下降，到2020年在全国范围内有效解决弃水弃风弃光问题的一系列具体实施方案，帮助实现风电等可再生能源无歧视、无障碍上网。为促进风电消纳和风电产业持续健康发展开辟了快车道。

五、清洁发展机制对我国风电发展促进效果明显

所谓清洁能源发展机制（CDM），是发达国家通过向发展中国家提供资金和技术支持，在发展中国家境内实施有利于碳减排的项目，发达国家通过此举获得经过相关机构认证的碳减排量，从而履行其遵守《京都议定书》所规定的碳减排承诺的责任和对治理全球气候变暖的贡献。近年来，中国政府高度重视气候变化，为推动CDM项目的发展，国务院成立了由总理为组长的应对气候变化领导小组，对CDM相关国家政策进行审议。风电是新能源和可再生能源中占据CDM市场份额最大的清洁能源，风电与CDM的结合成为国际上实现碳减排目标的重要且有效的手段。如果中国风电市场CDM项目能持续推广，其额外带来的节能减排收益将增强风电上网电价的竞争力，影响我国碳排放市场的供需关系和交易价格，有利于提升风电装机规模和风电消费，给风电企业和节能减排相关企业带来利好。

新时期风电产业发展遇到的挑战分析

一、区位矛盾及机制和利益分配等问题导致弃风限电问题突出

在我国许多地区，均遭遇到不同程度的弃风限电问题。一方面，我国风能资源和用电需求分布区域差异性显著，风能资源主要集中在西北、华北、东北地区，而负荷中心则主要集中在中东部，风能资源禀赋与电力需求呈逆向分布，与高用电地区的地理区位矛盾明显，造成风电基地分布不均衡，相距电力负荷中心常达数百至数千公里，形成对风电消纳的不利影响。另一方面，在风电与火电博弈、确定发电优先次序的竞争中，由于体制机制和利益驱动问题，风力发电基本处于弱势，远未建立形成能给予风电合理收益的计划电量、保证风电发电调度优先权的电力市场，风电难以被电网企业保价保量全额收购，有些地方甚至变相降低风电上网电价，所引发的对风电等绿色能源发展的不利已成为社会关切。

二、风电产业补贴资金滞后或不能到位

在我国，可再生能源发展基金由国家财政专项资金和可再生能源电价附加收入两部分组成，由于两者的资金来源不同，其征收、拨付和监管分属不同政府部门，因此，在可再生能源电价附加收入征收不能满足补贴资金需求等情况下，出现相关部门协调不力、资金缺口无法弥补的情况。此外，可再生能源发展基金的来源单一，现行可再生能源补贴拨付程序过于繁琐，补贴资金资格认定和资金发放周期过长，补贴难以及时到位。由于长期拖欠发电企业补贴，导致发电企业资金流转不畅、财务成本增加，甚至引发发电企业、装备制造企业和零部件企业间的三角债问题，影响企业的正常经营和经济效益。据有关部门测算，目前，我国可再生能源补贴资金累计缺口超过500亿元，随着每年新增风电装机，缺口还将进一步扩大，这将给风电场企业带来明显不利。

三、风电项目融资成本偏高、赋税相对较重

在我国目前的能源电力市场中，由于风电项目一次性投资大、发电成本高、收益风险大，使得一些金融机构缺乏为风电项目融资的积极性，导致融资成本偏高。此外，风电的赋税相对较重，虽然现有政策规定对风电企业实行增值税减半征收，税率可降至8.5%，但在增值税抵扣环节，由于风电企业很少采购原材料、日常消耗少，缺少进项抵扣，因而风电企业能实际获得的增值税减免甚少，在关税和进口税等方面也没有明显优惠。在风电生产费用构成中，贷款利息及相关赋税比例甚至高于火电。这些都使得风电的吸引力和竞争力下降。

四、地方政府发展风电的积极性未能有效调动

长期以来，各地风电场建设开发多依靠项目特许权授予的形式，项目建设单位主要是中央企业或省属能源企业，市县地方所属企业往往难有机会参与风电项目开发建设，导致项目所在地地方政府对发展风电积极性不高，甚至已核准的风电项目也常面临征用土地遇阻等问题。此外，土地税收和补偿标准日益提高，规划、土地、林地、环保、水保、接网等各级审批流程复杂，项目建设条件落实难度加大，这些都增加了风电项目开发成本，不利于风电企业的项目开发，也未能将风能资源优势有效地转化为地方经济优势。

表2 全国陆上风力发电上网标杆电价

五、风电补贴实施“退坡”机制，上网电价趋低

实现风电平价上网既是未来风电真正具备商业竞争力的重要标志，也是其发展方向。2015年，国家发展改革委发布《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策》，确定了“十三五”期间新能源发电补贴将施行“退坡”机制。在过去几年里，陆上风电标杆上网电价已连续下调，按照国家发展改革委最新发布的《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》，自2018年起，一类至四类资源区新核准建设陆上风电标杆上网电价将比2016年电价水平分别降低0.07元/千瓦时、0.05元/千瓦时、0.05元/千瓦时、0.03元/千瓦时（如表2），上网标杆电价的连续下调势必挤压风电项目收益空间。

2017年，国家能源局颁布《关于开展风电平价上网示范工作的通知》，要求推动实现风电在发电侧平价上网，拟在全国范围内开展风电平价上网示范工作，引领全国大部分风电项目进入“平价时代”。这也成为刚刚成长起来的风力发电企业在新时期必须应对的挑战。

摄影：于因哲

结语

通过SWOT分析方法，本文从环境、资源、社会、政策、制度、市场、经营、管理、技术等多方面对我国风电产业目前及未来发展中的问题进行归纳梳理和交叉论证，厘清风电发展内外状况，全方位总结新时期我国风电产业自身优势和劣势与面临的机会和挑战。我国风电产业及所处环境正处于日新月异的变革时代，对SWOT因素的分析需与时俱进、动态把握、及时更新，以更好地为风电行业和相关企业科学制定适合自身特点的发展战略和有效措施提供支持。