我國風電行業正走在由替代能源向主體能源過渡的關鍵節點，政策之手正大力推動風電成為主力電源。處於改革陣痛和攻堅階段的風電行業，該如何破局？
十二五 期間，我國風電裝機容量就已躍居世界榜首。然而，駛入快車道已逾十年的風電行業，看似 駕輕就熟 的背後並非一路坦途。步入 十三五 ，除瞭棄風限電、並網消納難題以及補貼缺口擴大等沉疴舊疾，風電行業還將面對 風火同價、平價上網 等新變化、新挑戰。
風電發展 十三五 規劃指出，到2020年，我國風電並網裝機容量達2.1億千瓦以上，風電年發電量達4200億千瓦時以上，約占全國總發電量的6%。這意味著我國風電行業亟需保持持續增長勢頭。
近日，由《能源》雜志主辦的中國風電產業創新發展研討會在寧波舉行。在研討會上，來自風電業主企業和設備制造企業，以及監管機構的業內人士對風電產業目前面臨的挑戰和機遇進行瞭深入的探討，也為風電 十三五 的破局之路貢獻瞭許多非常有價值的建議。
棄風限電頑疾
棄風限電是我國風電行業難以克服的一塊沉疴舊疾，也是一直困擾我國風電發展的核心問題。2015年，我國棄風限電問題反彈，並有進一步惡化之勢。數據顯示，2016年全年風電棄風電量497億千瓦時，同比增加158億千瓦時；平均棄風率17%，同比上升2個百分點。按平均電價0.5元/千瓦時計算，2016年損失電量收益近250億元。
分地區來看，我國重要的能源基地大多分佈在 三北 地區。雖有天然的資源稟賦，但負荷中心主要集中在中東部， 三北地區 電力需求不足、電力市場狹小，受市場空間萎縮、消納困難影響，發電與負荷的空間不匹配，產生輸、受矛盾。2016年， 三北 地區棄風電量493億千瓦時，占全國棄風電量的99%。
相較於北方棄風限電的嚴峻形勢，南方地區則存在項目收益水平缺乏彈性的問題。據不完全統計，南方已規劃平均風速中位數為5.57m/s，90%置信概率區間統計，平均風速為5.02m/s。新疆金風科技股份有限公司執行副總裁曹志剛在中國風電產業創新發展研討會上表示： 南方平均風速低，導致等效發電小時數下降，項目整體收益水平下降且更加沒有彈性。
中國國電集團公司副總經理謝長軍按照區域劃分，分析瞭造成 三北 棄風限電的具體原因：首先是西北地區，由於風電裝機增加迅猛，而電力通道有限，加之遠離用電負荷中心，本地電力需求較低，導致電力供應過剩；東北地區則因用電需求增長緩慢，電力盈餘，且本地有剛性供熱需求，普遍存在較大的風電與供熱之間的矛盾；而華北地區歸因於靠近用電負荷中心，限電水平受外送通道送出計劃及通道暢通性的影響較大，突出表現為電網網架結構不合理。
國傢能源局發展規劃司副司長何勇健認為造成棄風限電的原因是多方面且復雜的。他分析認為，從電源結構來看， 三北 地區水電稀缺且多為不可調徑流式電站，抽水蓄能等調峰電源少，在煤電中供熱機組比重高達56%，自備機組調峰積極性不高，導致系統調峰能力嚴重不足，不能適應大規模風力和光伏發電消納要求。
從新能源送出角度來看，新能源發電與送出工程建設進度不同步，造成部分地區送出受阻。 三北 地區大部分跨省跨區輸電通道立足外送煤電，輸電通道以及聯網通道的調峰互濟能力並未充分發揮。從負荷側來看，近幾年電力需求總體放緩，新能源消納空間受限。電力需求側管理成效不明顯，峰谷差進一步加大。《電力發展 十三五 規劃》明確提出 新能源東移 戰略，風電發展重點逐步向中東部地區傾斜，新增風電裝機中，中東部地區約占58%。中東部地區市場容量隨大，能夠承載更大容量的新能源發電，但是新能源資源相對有限。
體制機制也在一定程度上是促使棄風限電問題加劇的幕後推手， 風電實施固定標桿電價，不能根據出力的變化，及時反映電力供需關系以及電力系統調峰成本，不利於風電競價上網。 何勇健說， 在現行的調度機制下，發用電計劃尚未完全放開，大多數電網企業按照省級政府部門制定的年度發電量計劃安排電網運行方式，未針對可再生能源全額保障性收購進行實質性調整。
補貼缺口、地方保護主義難祛
補貼缺口也是不斷挑動我國風電發展問題的一大痛點。隨著裝機容量的增大， 十三五 風電降補貼壓力凸顯。目前，國傢可再生能源補貼資金缺口超過500億擴大機電容器元，到2020年補貼缺口將擴大到3000億元以上，嚴重影響企業現金流。
水電水利規劃設計總院副院長易躍春認為，我國風電補貼資金缺口逐年擴大，將進一步阻礙風電發展目標， 2006年以來可再生能源電價附加征收標準由每千瓦時1分提高至1.9分，仍然難以滿足可再生能源迅速發展的需求。
《能源發展戰略行動計劃（2014-2020年）》提出：2020年風電與煤電上網電價相當，即達到0.45元/千瓦時。從現在的情況來看，風電價格可能會降到預期目標，但依然意味著風電在2020年時還需要一定補貼， 從國內經濟形勢看，國傢在努力降低實體經濟企業成本，未來大幅提高電價附加標準並不現實 ，易躍春表示。
謝長軍認為導致電價補貼滯後的主要原因包括：可再生能源發展基金來源單一，電價附加資金收支不平衡，附加征收標準調整不及時，以及補貼資金資格認定周期較長，發放不及時、不到位，導致開發企業資金周轉困難甚至虧損等等。
新疆金風科技執行副總裁曹志剛預計2018年以後電價會進一步下調，他認為補貼不到位嚴重影響企業現金流，隨著年度可再生能源裝機規模不斷增加，舊的補貼沒有到位，新的需求加速，導致補貼資金缺口不斷擴大。
地方保護也是風電發展一道難以跨越的障礙，我國風電行業存在清潔能源消納不合理的現象，雖然 十三五 規劃確立瞭清潔能源優先發展的原則，但我國目前電力消納以省內消納為主，消費大省隻有省內電力不足時，才考慮調用外來清潔電力。謝長軍表示，一些地方政府引進制造企業、扶貧、收取補償和資源費、入幹股、采購當地設備等不合理的訴求明顯增多。 在建項目開發速度成為後續資源分配的重要參考，如不及時按地方政府要求開工，項目開發權面臨被收回的風險。
此外，規劃、環評、土地、林地、接網等審批收緊，逐漸成為各地控制風電發展的手段，項目建設條件落實更加艱難。土地稅收與補償標準日益提高，部分省區要求項目業主自建或代建送出工程，增加瞭開發成本，影響瞭項目的經濟性， 一些開發業主使用本企業生產的風電機組，影響瞭設備制造產業的公平競爭 ，謝長軍補充道。
除去以上因素，風電標桿電價下調速度加快讓風電行業承受不小的壓力。近年來，根據風電產業發展實際，國傢實行陸上風電電價逐年退坡機制，過去三年，標桿電價下調三次，2018年以後的風電項目電價已經分別降至0.4、0.45、0.49和0.57元/千瓦時。曹志剛認為，隨著裝機容量的增大， 十三五 風電降補貼壓力凸顯，預計2018年以後電價會進一步下調，風電項目投資收益受到擠壓。
困局何解？
從風電 十三五 規劃來看，我國風電行業亟需保持持續增長勢頭，沉疴舊疾需要一劑猛藥。從宏觀層面來說，需要深化體制機制改革。何勇健建議，要有序放開發用電計劃，建立健全電力市場體系，制定公平有序的電力市場規則，啟動現貨交易市場，充分發揮市場配置資源的決定性作用。此外，還需完善調峰、調頻、備用等輔助服務價格，合理補償電力調峰成本，激發其他常規電源參與調峰的積極性。最後，還需打破省間壁壘，用市場機制化解能源送、受方利益矛盾，充分發揮跨省跨區聯網輸電通道的調峰作用。
提高風電消納比例是困局破解的重中之重，需要調整新能源開發佈局，暫停 棄風棄光 嚴重地區的集中式風電和光伏發電項目建設，將開發中心向中東南部地區轉移。2020年， 三北 風電占比將從目前的77%降低至64%，中東南部地區新增規模占全國增量的60%以上。謝長軍提議，在國傢層面需繼續嚴格落實 最低保障性利用小時 政策和 紅色預警機制 ，嚴控 三北 地區，特別是限電嚴重的甘肅、新疆、蒙東、吉林、黑龍江等省區的風電發展，防止限電問題愈演愈烈。
有業內人士不滿地說到： 在地方政府層面要糾正GDP至上的錯誤觀念，限電嚴重地區堅決不上項目；一些已經存在限電或者出現限電抬頭趨勢的地區（例如山西北部、河北北部、陜西北部、雲南西部），要避免局部地區大規模上項目，在年度開發計劃中引導省內分散開發。在電網層面，要加快外送通道建設，提升風電跨區域送電比例。
除瞭政策猛藥，破解棄風難題還需尋找盤活全國風電生產、輸送與消納的 活棋 。面對棄風限電困局，中國風電企業 上山、下海、進軍低風速和走出去 ，使出渾身解數不斷開拓 藍海 市場尋找出路。
何勇健認為，擊破棄風限電困局應該優先發展分散式風電和分佈式光伏， 通過實施終端一體化集成供能系統、微電網示范項目等，加強熱、電、冷、氣等能源生產耦合集成和互補利用，促進新能源就地消納。 此外，還需破除地方及行業壁壘，促進跨省跨區外送，優先利用存量跨省跨區送電通道的輸電能力、跨省跨區輸電通道的調峰作用。
針對北方風電場和南方風電場的不同特點，曹志剛給出瞭具體的破局路徑：北方項目應以降本為主， 通過擴大項目規模，共用升壓站、接入送出系統、場內道路等來拉低項目初始投資。 南方項目應以提高發電量為主， 在目前電價情況下，成本降低1%對IRR影響約0.25%~0.34%，發電量增加1%對IRR影響約0.58%~0.74%，成本與發電量對IRR的貢獻影響比約為3：7。
對於補貼難題，業界普遍認為應盡快出臺綠證與配額制，建立 配額制+綠色電力證書交易 機制，增加可再生能源企業收入，緩解補貼壓力，保障風電全額消納。
謝長軍建議說，在國傢層面要盡快確立交易渠道，充分調動各方購買綠證的積極性，建立公平、透明、有序的 綠證 買賣和競爭市場。在地方政府層面，要完善可再生能源跨區輔助服務機制，明確規定東、南部發達省份對西音響後級系統部富餘可再生能源電量的電量配額，對售電方進行一定的經濟補償，對未完成配額考核的發達省份進行考核處罰，從而打破地方政府條塊分割的現狀。
降成本、電價退坡兩大任務
歷史證明，沒有任何行業能夠依托補貼做大做強，達到一定規模後必將受到補貼資金的制約，無法繼續發展。大唐集團新能源股份有限公司副總經理焦建清在中國風電產業創新發展研討會上表示，如果不能逐步減少對補貼的依賴，隨著風電等新能源裝機比重不斷增加，可再生能源附加和綠色證書收入終將無法支撐行業繼續發展。
降成本、堅持風電電價退坡是 十三五 可再生能源發展的兩大重要任務。隨著燃煤標桿上網電價的逐步取消，風電差價補貼模式也難以為繼。同時，電力市場改革倒逼風電上網電價機制調整，新能源工程造價呈下降趨勢，未來補貼強度將進一步降低，參與電力市場化程度日益提高，盈利不確定性顯著增大。
謝長軍認為，在全國范圍電力產能過剩的背景下，要通過持續的電價下調控制風電發展節奏，到2020年末取消風電補貼，並在未來實行風電與超低排放燃煤機組電價並軌的浮動電價政策。
何勇健則認為，可再生能源產業需要一個相對合理的能源價格和電力價格來支撐中國經濟的可持續發展，現在國傢已有很明確的政策導向瞭，降電價是必然趨勢，補貼也不可能全部滿足，必須倒逼成本下降，優勝劣汰。
焦建清對此問題持相同的態度。他說： 從當前行業現狀來看，風電開發的隱形成本不容忽視，部分地方政府隨意征收各種費用，強迫與其他產業捆綁，部分地區變相降低風電電價。 他呼籲相關政府部門采取有力措施，充分發揮市場機制作用，為風電開發創造寬松的開發環境。設備廠商和開發企業共同加強新技術研究與應用，不斷通過技術進步和創新降低開發成本。通過各方努力，逐步擺脫對補貼的依賴，為行業發展開創更廣闊的空間。
風電 十三五 ，電力市場改革倒逼新能源上網電價機制調整。風電平價上網時代已觸手可及， 風火同價 與 平價上網 近在眼前，在與傳統能源爭奪市場份額的同時，風電行業發展的痛點也將進一步暴露。 十三五 期間，在政策之手推動下，倒逼成本下降已成必然趨勢。
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