借政策东风风电扬帆新征程

/ 中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长 秦海岩/

当前，伴随着主要矛盾的转移，我国风电产业步入新的阶段，未来的发展脉络已经清晰可见，要解决的核心问题也日益明朗。

经过十多年的快速发展，我国风电产业取得举世瞩目的成就，不仅新增装机和累计装机双双跃居世界第一，发展的质量也快速提升，一条完整的产业链条已经成型，技术创新能力走在世界前列。依托规模化发展和技术进步，我国风电开发成本大幅下降，平价上网指日可待。这一切成果的取得，很大程度上得益于政策体系的科学务实、连续、与时俱进，使风电发展进入从替代能源到主流能源发展的关键时期。当前，产业发展的主要矛盾已经从高成本制约大规模应用，转变为传统电力体制机制不能适应高比例可再生能源发展。要化解之，必须着眼于电力的市场化改革，打破原有体制机制束缚。新形势下，为了保持高质量的快速、可持续发展，我国风电产业未来必须加速推

动开发重心向中东南部转移，持续优化产业布局；根据新的资源和环境特点创新开发模式，加快发展分散式风电；加大海外和海上风电市场的开拓力度，为保障产业健康发展开辟新的增量市场。同时，还需要进一步扫清非技术成本，尽快实现平价上网，不断提升风电的市场竞争力。

“十三五”风电：百万雄狮过大江

“三北”是我国“十二五”风电开发的主战场，尤其是“千万千瓦风电基地”的规划和建设对我国风电发展影响深远，成就有目共睹。一方面，它支持了国家可再生能源发展战略的落实，促进风电规模化开发利用。截至2017年底，全国风电累计装机1.88亿千瓦，其中“三北”地区占66.7%，有力推动了我国能源结构向清洁低碳发展，在国际上树立了我国应对气候变化勇于承担责任的大国形象。同时，这也带动了地方经济发展，解决偏远落后地区就业和民生问题；另一方面，通过大规模市场的拉动，促进了产业链的完善，加速了行业技术创新，降低了开发成本。一个领先全球的战略新兴产业初步形成。

然而，在发展过程中也遭遇障碍和瓶颈。“三北”地区风电的并网消纳问题已成为制约产业可持续发展的“长痛”。2017年，该地区全年弃风电量为413.6亿千瓦时，新疆、甘肃的弃风率保持在30%左右。弃风限电的核心问题是在电力供应能力大于需求的情况下，如何确定发电优先次序。作为已建成的机组，由风电还是火电来发，不应该是风火之间的讨价还价，而应该基于全社会效益最大化的标准。解决这个问题的根本是改革目前不符合时代发展的电力体制机制。然而，这需要时日，再加上“三北”地区火电装机规模严重过剩，利益冲突短期很难调和。因此，“三北”地区风电开发规模和速度必将受限。但要实现我国风电产业在“十三五”期间的可持续发展，就要保证2000万千瓦以上的年度增长规模，从而避免因市场大幅萎缩，致使一个具有良好发展前景的战略性新兴产业半路夭折；要保证到2020年实现2.5亿千瓦的累计装机，才能兑现我国应对气候变化减排的承诺目标。这些都要求我们必须调整发展布局，加大中东南部开发力度。

风能等可再生能源具有分布广、密度低的特性，更适合就地开发，就近利用。在处于负荷中心的中东南部大规模开发风电项目更顺适可再生能源的禀赋。之前，行业普遍认为，风速低于6米/秒的资源区不具备经济开发价值。但是，通过“十二五”期间的技术创新，风轮直径的加大、翼型效率的提升、控制策略的智能化、超高塔筒的应用以及微观选址的精细化等，提高了机组的利用效率，使低风速资源也具备了经济开发价值。目前，年平均风速5米/秒的风电场，年利用小时数也可以达到2000小时以上。据国家气象局的最新评估，中东南部风速在5米/秒以上达到经济开发价值的风能资源技术可开发量有10亿千瓦，而目前这些地区的累计装机容量仅占到资源总量的8.3%，剩余的资源量足可以满足未来的开发需求。从国际经验对比来看，上述地区的风电开发还有很大空间。以德国为例，到2017年底，德国每平方公里国土面积的风电装机为155千瓦，4个州突破了200千瓦/平方公里，而在我国中东南部各省中，作为低风速重点区域的湖南、湖北、浙江、安徽等地的这一指标都不到20千瓦/平方公里，潜力远未被挖掘出来。若按照155千瓦/平方公里的水平计算，我国中东南部可以实现装机5.42亿千瓦，但这些地区目前的实际装机规模只有7600万千瓦，两者相差4.66亿千瓦。

同时，中东南部对可再生能源的需求也更为迫切。截至2017年，这些地区多数省份的非水可再生能源电力消费比重与国家在可再生能源开发利用目标引导制度中提出的2020年目标还有很大差距，广东、海南、重庆等省完成的还不到目标的一半，浙江、山东、福建、广西等省也仅完成了不到三分之二的目标。在剩下的不到三年时间里，任务十分艰巨，因此，还必须进一步加大可再生能源的发展力度。

为加速风电开发重心的转移，中东南部各省要从战略高度重视风电开发，这是完成各自可再生能源发展引导目标，承担减排责任的重要基础，也是带动当地经济发展的有效投资。为实现该地区风电的下一步健康发展，首要就是做好规划，进行更精细的资源详查，按照最新的技术水平进行技术可开发量评估。做好规划，一方面，总量上去了，才能引起足够的重视；另一方面，也有利于和配套电网的统筹与发展节奏的管理调控。政府主管部门在开发管理的体制机制上要大胆创新，出台支持中东南部风电开发的具体政策措施。同时，要协调部门之间审批环节的程序衔接，尤其是土地的使用审批工作。

对于开发企业，一是开发布局要进行战略调整；二是中东南部的地形和风况更为复杂，对风电场设计选址等提出更高的技术要求，企业在前期需要做更细致的工作；三是改变原有按照机型进行招标采购的方式，应该针对具体场址招标“整体解决方案”；四是要高度重视水土保持和环境保护工作，树立行业良好形象。整机制造企业不仅仅要能够组装风电机组，而且必须具备根据不同场址条件设计机组的能力，从卖设备向卖服务转变。要充分认识到，未来的竞争不仅是制造能力的竞争，更是综合技术能力的竞争，只有技术过硬、创新能力强的企业才能生存发展。

分散式风电：下一个希望的田野

未来分散式开发将成为主要模式之一。分散式开发可以结合具体情况因地制宜，适应性很强。一是能够更好地匹配中东南部的自然条件特点，以配网负荷和接入条件确定建设规模，可根据外部建设环境进行灵活设计，对土地依赖程度较低。二是投资规模小、建设周期短、更容易吸引民间资本参与，带动投资主体向多元化方向发展。三是中东南部普遍网架结构坚强，配电网用电负荷高，无消纳之虞，项目收入更加稳定。

目前，分散式风电在中东南部显现出了巨大开发潜力。从前面的论述可以看出，通过前期的积累，发展分散式风电所需的微观选址、整机等技术条件都已经具备。而从实际的评估情况和德国的发展经验来看，我国中东南部地区可用于开发分散式风电的资源量空间十分广阔。同时，在政策层面，自2011年以来，国家相关部门陆续出台多项文件，对分散式风电项目的电网接入、运行管理等方面做出具体规定。尤其是国家能源局于2018年4月16日印发的《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》，围绕简化项目管理流程、降低项目投资门槛、完善对项目融资等方面的支持性政策，向分散式风电开发释放多项政策利好。可以说，大力发展分散式风电已经万事俱备，只欠东风。

然而，就目前而言，要真正开发好分散式风电，还必须破解审批流程复杂、电网接入要求不明确、融资难、征地更难等现实问题。为此，应该尽快全面落实《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》的相关要求，重点做好以下工作：

一是加大简化管理流程力度。此前，核准手续繁琐一直严重阻碍分散式风电发展，沿用集中式开发的核准要求和流程，导致效率低下，增加了前期成本。政府部门应该根据分散式风电项目的特点简化工作流程，引入新的管理机制，比如实行项目核准承诺制、以县域为单位将项目进行打包核准等方式，以此推动项目核准由事前审批转为事后监管，政府职能从管项目向做服务转变，通过为企业提供“一站式”的服务支持，有效简化前期手续，避免增加不必要的成本。

二是通过创新进一步提高设备的可靠性和提供综合服务的能力。分散式风电项目靠近生产和生活区，一旦出现重大事故，所造成的设施和人员损失往往会波及到场址区之外。因此，整机企业必须持续加大创新力度，在进一步提升机组自身质量的同时，借助最新的传感和大数据技术等强化对机组的运行监测。此外，随着分散式风电开发的专业化趋势日益凸显，具有丰富的风电项目设计、施工和运维管理经验的整机企业无疑在提供综合服务方面具有很强的市场竞争力。因此，整机企业应该培育全生命周期的专业化管理能力，运用所积累的各类资源和技术优势，持续提升提供综合服务的能力。

三是优化电网接入流程。电网接入一直是制约分散式风电发展的一个主要瓶颈，这表现在：一方面，办理流程长、效率低、接网投入过高；另一方面，此前执行的分散式风电接入电网标准不仅过分着眼于电网的安全性，造成很多非必要的成本投入，并且在实施中还存在各地执行不统一的问题。对此，电网企业必须严格落实《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》中有关并网工作的要求，采取有效措施缩短接网申请流程，并执行符合实际需要的技术标准。

四是可以借鉴国外社区风电发展的经验，通过土地入股、PPP模式等方式增加地方的参与度，并将分散式风电项目开发与各地旅游开发、特色小镇建设、民生改善工程等相结合，使当地社区和居民从中受益，促进地方经济与社会发展。中东南部是我国经济发达地区，总能耗超过全国的一半，因而也是我国推进能源转型的重点区域。大力发展分散式风电，可以加速这一进程，并带动当地经济发展，一举多得，因此，也必将成为下一个希望的田野。

“两海”市场：面朝大海，春暖花开

近些年，在深耕国内陆上风电市场的同时，越来越多的企业开始将目光投向海上和海外，“出海”步伐明显加快。2017年，我国海上风电新增装机116万千瓦，累计装机达到279万千瓦，稳居全球第三。同年，我国新增风电机组出口装机64.1万千瓦，累计出口量达到320.5万千瓦，遍布六大洲的33个国家和地区。不少开发企业也纷纷走出国门，对外投资逐年提升。一条覆盖技术研发、开发建设、设备供应、检测认证、配套服务的国际业务链基本成型。

当然，目前我国风电企业对“两海”市场的开拓仍处于起步阶段，还存在政策体系不完善、施工和运维经验不足、软硬件配套设施有待提高等问题，需要各方通力合作予以破解。

在海上风电方面，第一是政策环境亟待优化。首先，海上风电开发涉及多个政府部门，彼此间协调困难，造成审批手续复杂、时间长，增加了不必要的成本。其次，相关的国家或行业标准还不完善，难以为工程勘察、施工、安装、运行管理和维护等工程全过程提供有效指导，给海上风电建设带来潜在风险。第二是必须强化创新力度。一方面，我国海洋环境复杂多样，虽然目前整机以及施工配套等方面已经取得突破，但仍然难以真正满足下一阶段大规模开发的需要。另一方面，我国海上风电开发成本依然偏高，面临着巨大的降本压力。因此，必须加强全产业链的创新，借助数字化技术等手段提升整机性能和可靠性，提高施工、运维和管理效率。第三是需要高度重视样机测试、认证工作。对于海上风电而言，一旦批量安装后出现问题，将会付出惨重的代价。因此，必须扎实推进前期工作，遵循先安装样机再批量安装的原则，做好认证测试。

在“走出去”过程中，一是摈弃一味抢占市场的观念。这包含两层含义：一方面，企业应秉承“合作第一，竞争第二”的原则，高质量开发好每一个海外项目，用良好的内部收益率和设备运行表现赢得国外投资者对中国风电品牌的认可；另一方面，企业要积极体现建设性，通过自己的投资推动当地的经济社会建设，尽可能实现共赢。为此，行业协会有必要引导行业加强自律，进行有序竞争。企业必须具备全球视野，制定更加系统的“走出去”战略，将国际化渗透到更多环节中。二是构建立体化风险防范体系。政府层面，可以依托驻外使领馆等渠道收集各国的风电市场信息，为企业的决策提供依据。行业协会则应当通过加强与国外相关组织和政府部门的对接、共同举办会议等，打破信息不对称。企业层面，在做出投资决策前应对拟投资国展开详细调研，全面考量各种风险；业务经营中，必须建立完善的风险预警和应对机制。三是积极应对日益激烈的贸易摩擦。企业应主动利用法律、游说等多种工具，在当地的法律体系、政治制度框架内主张自己的权益。我国政府则需要在国际经贸往来中为企业争取更多话语权，采取更有效的措施进行博弈，敦促相关国家按照世贸组织的自由市场基本规则公平行事。四是加快国际多边互认体系建设。目前，我们在这方面已经取得一些成绩，2017年4月，国际电工委员会可再生能源设备认证互认体系（IECRE）宣布，北京鉴衡认证中心成为IECRE认可的认证机构，并准许颁发IECRE证书。下一步，我们还将加快推进这些工作，为企业参与国际竞争创造更有利的条件，使我国从参与者向管理者和引导者转变，争取到全球治理制度建设权力。五是完善知识产权布局。相关企业应当不断通过自主创新提高获得关键技术等核心专利的能力，以此形成专利技术集群优势。同时，企业必须加强风电出口产品的专利侵权风险管理，并善于进行专利的全球化布局。

平价无补贴：阳光总在风雨后

近十年，全球可再生能源学习曲线进入到快速下降阶段，部分新增可再生能源成本接近甚至低于传统能源成本。国际可再生能源署的数据显示，2017年，全球风力发电平均电价降到了4美分/千瓦时，德国陆上风电招标平均中标价格为3.8欧分/千瓦时，海上风电甚至出现全球首个“零补贴”项目。

相比较而言，我国风电设备的制造成本远低于国外，但风电的投资成本和度电成本却高于国外水平。尤其是“三北”风能资源丰富省份，是最具备成本优势的开发地区，风电的上网电价最具备大幅下降条件，甚至实现所谓的平价上网。然而，这些地区的风电成本依然较高，多数项目处于亏损状态。这主要由两方面原因造成：一个是弃风限电问题。据测算，2017年弃风限电造成的损失，相当于将每千瓦时风电的成本抬高了6.3分钱。此外，弃风限电还掩盖不同风电机组的技术水平、效率和可靠性高低差异，阻碍优胜劣汰，抑制技术进步，已经成为制约风电电价下调的最大绊脚石。另一个则是各类非技术成本，比如地方政府将风电资源配置给不具备技术能力和资金实力的企业，倒卖路条行为加大了开发成本；项目建设过程中的消纳条件不能有效落实，风电项目建成后不能及时并网；以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向企业收费，增加了项目投资经营成本；以资源换产业投资，加剧产能过剩，给制造企业增加负担，造成投资浪费。据测算，这些非技术成本相当于将每千瓦时风电的成本抬高了5分钱左右，在“三北”地区，甚至达到大约0.1元/千瓦时。

因此，要实现风电平价上网的目标，就必须尽快消除上述不合理和非必要的成本，还原风电的真实竞争力，并为下一步通过技术创新加快风电成本下降创造条件。对此，国家相关主管部门一直在积极采取措施。2017年5月17日，国家能源局印发《关于开展风电平价上网示范工作的通知》，提出政府保证不限电，上网电价按照项目所在地的火电标杆电价执行，鼓励有条件、有能力的企业开展示范。2018年4月26日，国家能源局下发《关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》，力图通过严格落实《可再生能源法》的规定、优化投资环境、完善政府放管服等公共服务、完善行业管理等举措，清除阻碍可再生能源健康发展的非技术成本，减轻可再生能源企业投资经营负担。

有了一系列利好政策，接下来要做的就是落实好其中的各项举措。一方面，应该加快推进平价上网示范工作，理清能够实现平价上网的边界条件，并为进一步降低度电成本指明技术和管理创新方向。为做好示范工作，有几个问题需要明确：一是必须确保不弃风限电，建议政府、电网企业、项目业主等三方，以具有法律约束效力的方式签署相关协议，明确权责。二是需要确定如果今后火电标杆电价调整了，或者随着电力体制改革的进程取消了标杆电价，示范项目电价该如何执行。是不是可以按照试点项目并网时的火电标杆电价为准，签订长期购电合同？三是应该加强对相关数据的收集、汇总、分析工作，建立度电成本统计和跟踪数据平台，收集影响度电成本的数据。另一方面，必须严格执行政策中有关清除非技术成本的规定，做到令行禁止，坚决取消任何形式的资源出让费、不合理的社会公益事业投资分摊等费用，并在政策规定的期限内清退已经违规收取的资源出让费。对继续强行收取资源出让费的地区，上一级政府主管部门必须加强监管，并依据相关规定进行严厉处罚。

当前，伴随着主要矛盾的转移，我国风电产业步入新的阶段，未来的发展脉络已经清晰可见，要解决的核心问题也日益明朗。围绕产业所需，在政策层面，国家能源局陆续出台一系列文件，顺应新形势，解决新问题。配额制政策有望年内出台，力图通过明确考核主体、设定配额目标、严格处罚措施、配套实施绿证交易等举措，将驱动各地发展可再生能源的动力由利益转变为主体责任，由此解决部分地区的发展动力不足问题，为可再生能源打开更广阔的发展空间。《关于开展风电平价上网示范工作的通知》《关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》则希冀通过梳理各类非技术成本并予以清理，对政府部门和电网企业的工作进行规范，化解非技术成本制约，大幅降低可再生能源开发成本，为早日实现平价上网扫除障碍。《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》旨在完善规划编制、审批、建设流程，多渠道化解融资难题，并借助灵活的上网方式提高项目的经济性，从而加速分散式风电的发展，以此推进电力系统变革的进程。这些政策为进一步扩大风电的开发空间，降低发电成本，提升竞争力奠定了坚实基础。

在这些政策的支撑下，面对新的形势，开发企业和整机企业必须迅速做出改变。其中，开发企业应该转变观念，根据资源、环境条件的变化以及分散式风电的特点调整开发建设与运维管理方式，推动各个环节朝着更加智能化和专业化的方向发展，并以全生命周期为视角来降低度电成本。整机企业则需要以创新为抓手，以数字化技术为切入点，持续提高机组的发电效率和可靠性，为客户提供定制化的设备产品和综合服务。我们有理由相信，有了国家能源局的政策组合拳，再加上全行业的共同努力，势必将开创我国风电发展的新时代。