“十三五”风电规模或翻番 但弃风魔咒未除 发布时间:2016-08-23 浏览次数:3014

“十三五”期间中国风电或将迎来大发展。据悉，国家能源局已初步考虑，将能源“十三五”规划中的风电装机容量确定为2.5亿千瓦。而此前在2014年11月国务院办公厅印发的《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》中这一数字为2亿千瓦。另一个可以作为比较的数字是，2015年底全国风电装机容量为1.29亿千瓦，这样到2020年需要再增加1.21亿千瓦，规模几乎翻了一番。

风电装机规模大幅提升，必然带动整个风电产业迅速发展。但是对于风电企业来说，面对风电消纳之苦，保障性收购政策能否落地关乎生死。

过去5年，中国已成为全球规模最大的风电市场，但弃风限电也日益严重。国家能源局数据显示，2015年全国风电平均利用小时数1728小时，创5年新低。全年弃风电量339亿千瓦时，同比增加213亿千瓦时，平均弃风率15%。2016年一季度平均弃风率26%，同比又上升7个百分点。部分地区弃风高达70%，大有愈演愈烈之势。

中国风能协会秘书长秦海岩表示，“十三五”期间风电产业的发展充满挑战。如何破解弃风限电，必须引起高度重视并采取有效措施加以解决。

保障收购难“救命”

2006年1月1日起施行的《可再生能源法》第14条就明确规定了“全额收购可再生能源发电”。2009年修法后，该条文修订为“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度”，但一直未能落地。

直到2016年3月，国家发改委印发《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》才大大促进了执行落地。该文件首次明确了可再生能源发电全额保障性收购的定义，将可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。

值得一提的是，“全额”的定义仅是国家规定的保障性收购电量，而并非所有发电量。部分业内人士认为这是一种妥协处理方式。

2016年5月底，国家发改委、国家能源局发布《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（下称《通知》），以保证可再生能源发电项目的合理收益为原则，明确提出了各类可再生能源在不同资源范围内的最低保障收购年利用小时数。

这意味着经过10年努力，保障性收购在政策层面最终落地：虽不是全额收购，但最低保障收购年利用小时数尚能保证企业合理盈利，令业内欢欣鼓舞。一些企业抓住《通知》当作救命稻草，寄望能够缓解限电局面。

但《通知》下发两个月以来，仅有河北一省明确发文，全面执行最低保障收购年利用小时数政策。7月5日，新疆发文提出29条举措扩大新能源消纳，但缺乏可再生能源发电全额保障性收购实施细则。而在弃风问题同样严重的甘肃，则在7月宣布将通过弃水15 亿千瓦时，从而力保新能源发电企业。这又被认为大大激化水电企业和风电企业的矛盾。

业内人士认为，当前虽然规定了最低保障性收购年利用小时数，但缺乏强有力的奖惩措施。“对未达到最低保障收购年利用小时数要求的省（区、市），不得再新开工建设风电、光伏电站项目，这样的惩罚不会对地方政府产生威慑力。”

本地消纳难“救急”

面对严重的弃电问题，促进消纳是主管部门一直努力的方向。

国家能源局曾连续数年专门下发推动风电消纳的文件。2016年3月，国家能源局再次下发《关于做好2016年度风电消纳工作有关要求的通知》。在每年下发的文件中都提出，将积极开拓风电供暖等消纳方式，鼓励本地投资建设高载能项目，作为实现风电本地消纳的重要举措。

在北方风能资源丰富地区，风电供暖本应对消纳风电能力、促进城镇能源利用清洁化、减少化石能源消费、改善冬季大气环境质量意义重大，但实施效果却微乎其微。

大唐新能源股份有限公司（下称“大唐新能源”）曾受国家能源局、吉林省发改委委托在吉林白城试点国内首个风电供暖项目。这一项目由大唐新能源投资蓄热式电锅炉和热力站，替代原有20蒸吨的燃煤锅炉，供暖面积16.3万平方米。供暖项目与大唐新能源旗下的向阳风电场捆绑经营，在低谷时段向电网买电，进行蓄热，为小区供暖。

据大唐新能源内部人士介绍，在该项目的经营中由煤改电，供热价格却不能变。按照当地的热价反推，电价低于0.1元/千瓦时才具备经济性。但即便使用电网低谷电，也是这一价格的两倍以上，而煤价的下跌使供热价格再下调，进一步挤压了项目发展空间。

最终，该示范项目走向了补偿电量的模式，即在当地风电年平均利用小时数之外，给风电供暖配套风场分配额外的上网电量，以弥补损失。这也招致同一区域其他风电企业的不满。因为开展风电供暖未增加区域内风电整体上网电量，却要多分配上网电量给供暖风电项目，挤占了其他项目的上网电量。业内人士表示，该项目证明，风电供暖来解决消纳问题比较困难。

除了风电供暖，风电直供高耗能企业也是主管部门期望的模式，事实证明也不可行。以电解铝等高耗能行业为例，在煤价低廉的当下，自建燃煤火电厂度电成本仅有0.1元左右。如果用风电则需要按照当地脱硫煤标杆电价支付电费，是自建电厂成本的2倍以上。风电停机时企业还需要向电网买电，成本更高。除了价格方面的不利因素外，多数风电场都远离城市，实施风电供热和直供高耗能企业建设电缆需要巨大投入，单一风电场难以承受。

特高压外送难“突围”

本地消纳无望，外送成了众多企业的希望。

截至2015年底，中国风电装机容量81%以上分布在“三北”地区，能源生产区域和能源消耗区域的逆向分布被认为是造成弃风限电的主因。电网及新能源企业一直寄望于建设跨区域大功率电力输送通道，将风电等新能源送到需求地来实现消纳。

2015年，国家电网公司开工建设蒙西-天津南、酒泉-湖南、锡盟-江苏、上海庙-山东4个主要用于新能源输送的跨省跨区特高压输电工程。此前则已建成哈密-郑州特高压输电工程。

但一位不愿具名的能源专家表示，由于风电、光伏的波动特性，特高压并不能单独用来输送新能源，必须采用与煤电捆梆的方式进行输送，技术和经济性决定特高压能输送的新能源十分有限。

目前风电、光伏、煤电年利用小时数为分别为2000、1500、4500，这决定了送出的新能源电量仅占43%。在实际运行中，为了确保电网的安全稳定运行，风电、光伏、煤电平均分配肯定行不通。上述专家表示，已建和在建项目中，能够输送新能源电量占比仅10%左右。现在批复的特高压能否如期建成还未知。即便建成，也无法挽救装机巨大的风电。

此外，2015年以，全社会用电增速放缓，煤电面临严重过剩，国家层面对煤电新建项目进行限批、限建。这使得特高压输送风电面临新的变数。业内人士表示，没有火电项目配套，特高压就无法运行，谈不上输送风电。而为了输送风电配套建设火电又与控制火电的政策相悖。且特高压建设需要巨大的投资，决定了输电成本较高，也降低了需求方接纳风电的积极性。

“用远距输电解决弃风限电是个伪命题，这只是投资特高压电网，做大电网资产的一个理由。”清华大学机电系研究员、国家能源局电网“十二五”规划专家委员会成员王仲鸿表示，远距输电到其他地方，新的地方利益仍然存在，远距输电线没有调峰能力，不能解决地方提出的诸多矛盾，风电企业切不可盲目乐观。