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风电“十三五”破局之路
来源:江苏省可再生能源行业协会-中国绿色能源网 浏览:600次 发布于2017-7-28
风电“十三五”破局之路

摘要:弃风限电、补贴缺口如何破解?倒逼成本下降是否为可行之计?展望“十三五”,风电产业发展前景光明,但依然任重道远。

  弃风限电、补贴缺口如何破解?倒逼成本下降是否为可行之计?展望“十三五”,风电产业发展前景光明,但依然任重道远。

  我国风电行业正走在由替代能源向主体能源过渡的关键节点,政策之手正大力推动风电成为主力电源。处于改革阵痛和攻坚阶段的风电行业,该如何破局?
  “十二五”期间,我国风电装机容量就已跃居世界榜首。然而,驶入快车道已逾十年的风电行业,看似“驾轻就熟”的背后并非一路坦途。步入“十三五”,除了弃风限电、并网消纳难题以及补贴缺口扩大等沉疴旧疾,风电行业还将面对“风火同价、平价上网”等新变化、新挑战。
  风电发展“十三五”规划指出,到2020年,我国风电并网装机容量达2.1亿千瓦以上,风电年发电量达4200亿千瓦时以上,约占全国总发电量的6%。这意味着我国风电行业亟需保持持续增长势头。
  近日,由《能源》杂志主办的中国风电产业创新发展研讨会在宁波举行。在研讨会上,来自风电业主企业和设备制造企业,以及监管机构的业内人士对风电产业目前面临的挑战和机遇进行了深入的探讨,也为风电“十三五”的破局之路贡献了许多非常有价值的建议。
  弃风限电顽疾
  弃风限电是我国风电行业难以克服的一块沉疴旧疾,也是一直困扰我国风电发展的核心问题。2015年,我国弃风限电问题反弹,并有进一步恶化之势。数据显示,2016年全年风电弃风电量497亿千瓦时,同比增加158亿千瓦时;平均弃风率17%,同比上升2个百分点。按平均电价0.5元/千瓦时计算,2016年损失电量收益近250亿元。
  分地区来看,我国重要的能源基地大多分布在“三北”地区。虽有天然的资源禀赋,但负荷中心主要集中在中东部,“三北地区”电力需求不足、电力市场狭小,受市场空间萎缩、消纳困难影响,发电与负荷的空间不匹配,产生输、受矛盾。2016年,“三北”地区弃风电量493亿千瓦时,占全国弃风电量的99%。
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  相较于北方弃风限电的严峻形势,南方地区则存在项目收益水平缺乏弹性的问题。据不完全统计,南方已规划平均风速中位数为5.57m/s,90%置信概率区间统计,平均风速为5.02m/s。新疆金风科技股份有限公司执行副总裁曹志刚在中国风电产业创新发展研讨会上表示:“南方平均风速低,导致等效发电小时数下降,项目整体收益水平下降且更加没有弹性。”
  中国国电集团公司副总经理谢长军按照区域划分,分析了造成“三北”弃风限电的具体原因:首先是西北地区,由于风电装机增加迅猛,而电力通道有限,加之远离用电负荷中心,本地电力需求较低,导致电力供应过剩;东北地区则因用电需求增长缓慢,电力盈余,且本地有刚性供热需求,普遍存在较大的风电与供热之间的矛盾;而华北地区归因于靠近用电负荷中心,限电水平受外送通道送出计划及通道畅通性的影响较大,突出表现为电网网架结构不合理。
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  国家能源局发展规划司副司长何勇健认为造成弃风限电的原因是多方面且复杂的。他分析认为,从电源结构来看,“三北”地区水电稀缺且多为不可调径流式电站,抽水蓄能等调峰电源少,在煤电中供热机组比重高达56%,自备机组调峰积极性不高,导致系统调峰能力严重不足,不能适应大规模风力和光伏发电消纳要求。
  从新能源送出角度来看,新能源发电与送出工程建设进度不同步,造成部分地区送出受阻。“三北”地区大部分跨省跨区输电通道立足外送煤电,输电通道以及联网通道的调峰互济能力并未充分发挥。从负荷侧来看,近几年电力需求总体放缓,新能源消纳空间受限。电力需求侧管理成效不明显,峰谷差进一步加大。《电力发展“十三五”规划》明确提出“新能源东移”战略,风电发展重点逐步向中东部地区倾斜,新增风电装机中,中东部地区约占58%。中东部地区市场容量随大,能够承载更大容量的新能源发电,但是新能源资源相对有限。
  体制机制也在一定程度上是促使弃风限电问题加剧的幕后推手,“风电实施固定标杆电价,不能根据出力的变化,及时反映电力供需关系以及电力系统调峰成本,不利于风电竞价上网。”何勇健说,“在现行的调度机制下,发用电计划尚未完全放开,大多数电网企业按照省级政府部门制定的年度发电量计划安排电网运行方式,未针对可再生能源全额保障性收购进行实质性调整。”
  补贴缺口、地方保护主义难祛
  补贴缺口也是不断挑动我国风电发展问题的一大痛点。随着装机容量的增大,“十三五”风电降补贴压力凸显。目前,国家可再生能源补贴资金缺口超过500亿元,到2020年补贴缺口将扩大到3000亿元以上,严重影响企业现金流。
  水电水利规划设计总院副院长易跃春认为,我国风电补贴资金缺口逐年扩大,将进一步阻碍风电发展目标,“2006年以来可再生能源电价附加征收标准由每千瓦时1分提高至1.9分,仍然难以满足可再生能源迅速发展的需求。”
  《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》提出:2020年风电与煤电上网电价相当,即达到0.45元/千瓦时。从现在的情况来看,风电价格可能会降到预期目标,但依然意味着风电在2020年时还需要一定补贴,“从国内经济形势看,国家在努力降低实体经济企业成本,未来大幅提高电价附加标准并不现实”,易跃春表示。
  谢长军认为导致电价补贴滞后的主要原因包括:可再生能源发展基金来源单一,电价附加资金收支不平衡,附加征收标准调整不及时,以及补贴资金资格认定周期较长,发放不及时、不到位,导致开发企业资金周转困难甚至亏损等等。
  新疆金风科技执行副总裁曹志刚预计2018年以后电价会进一步下调,他认为补贴不到位严重影响企业现金流,随着年度可再生能源装机规模不断增加,旧的补贴没有到位,新的需求加速,导致补贴资金缺口不断扩大。
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  地方保护也是风电发展一道难以跨越的障碍,我国风电行业存在清洁能源消纳不合理的现象,虽然“十三五”规划确立了清洁能源优先发展的原则,但我国目前电力消纳以省内消纳为主,消费大省只有省内电力不足时,才考虑调用外来清洁电力。谢长军表示,一些地方政府引进制造企业、扶贫、收取补偿和资源费、入干股、采购当地设备等不合理的诉求明显增多。“在建项目开发速度成为后续资源分配的重要参考,如不及时按地方政府要求开工,项目开发权面临被收回的风险。”
  此外,规划、环评、土地、林地、接网等审批收紧,逐渐成为各地控制风电发展的手段,项目建设条件落实更加艰难。土地税收与补偿标准日益提高,部分省区要求项目业主自建或代建送出工程,增加了开发成本,影响了项目的经济性,“一些开发业主使用本企业生产的风电机组,影响了设备制造产业的公平竞争”,谢长军补充道。
  除去以上因素,风电标杆电价下调速度加快让风电行业承受不小的压力。近年来,根据风电产业发展实际,国家实行陆上风电电价逐年退坡机制,过去三年,标杆电价下调三次,2018年以后的风电项目电价已经分别降至0.4、0.45、0.49和0.57元/千瓦时。曹志刚认为,随着装机容量的增大,“十三五”风电降补贴压力凸显,预计2018年以后电价会进一步下调,风电项目投资收益受到挤压。
  困局何解?
  从风电“十三五”规划来看,我国风电行业亟需保持持续增长势头,沉疴旧疾需要一剂猛药。从宏观层面来说,需要深化体制机制改革。何勇健建议,要有序放开发用电计划,建立健全电力市场体系,制定公平有序的电力市场规则,启动现货交易市场,充分发挥市场配置资源的决定性作用。此外,还需完善调峰、调频、备用等辅助服务价格,合理补偿电力调峰成本,激发其他常规电源参与调峰的积极性。最后,还需打破省间壁垒,用市场机制化解能源送、受方利益矛盾,充分发挥跨省跨区联网输电通道的调峰作用。
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  提高风电消纳比例是困局破解的重中之重,需要调整新能源开发布局,暂停“弃风弃光”严重地区的集中式风电和光伏发电项目建设,将开发中心向中东南部地区转移。2020年,“三北”风电占比将从目前的77%降低至64%,中东南部地区新增规模占全国增量的60%以上。谢长军提议,在国家层面需继续严格落实“最低保障性利用小时”政策和“红色预警机制”,严控“三北”地区,特别是限电严重的甘肃、新疆、蒙东、吉林、黑龙江等省区的风电发展,防止限电问题愈演愈烈。
  有业内人士不满地说到:“在地方政府层面要纠正GDP至上的错误观念,限电严重地区坚决不上项目;一些已经存在限电或者出现限电抬头趋势的地区(例如山西北部、河北北部、陕西北部、云南西部),要避免局部地区大规模上项目,在年度开发计划中引导省内分散开发。在电网层面,要加快外送通道建设,提升风电跨区域送电比例。”
  除了政策猛药,破解弃风难题还需寻找盘活全国风电生产、输送与消纳的“活棋”。面对弃风限电困局,中国风电企业“上山、下海、进军低风速和走出去”,使出浑身解数不断开拓“蓝海”市场寻找出路。
  何勇健认为,击破弃风限电困局应该优先发展分散式风电和分布式光伏,“通过实施终端一体化集成供能系统、微电网示范项目等,加强热、电、冷、气等能源生产耦合集成和互补利用,促进新能源就地消纳。”此外,还需破除地方及行业壁垒,促进跨省跨区外送,优先利用存量跨省跨区送电通道的输电能力、跨省跨区输电通道的调峰作用。
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  针对北方风电场和南方风电场的不同特点,曹志刚给出了具体的破局路径:北方项目应以降本为主,“通过扩大项目规模,共用升压站、接入送出系统、场内道路等来拉低项目初始投资。”南方项目应以提高发电量为主,“在目前电价情况下,成本降低1%对IRR影响约0.25%~0.34%,发电量增加1%对IRR影响约0.58%~0.74%,成本与发电量对IRR的贡献影响比约为3:7。”
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  对于补贴难题,业界普遍认为应尽快出台绿证与配额制,建立“配额制+绿色电力证书交易”机制,增加可再生能源企业收入,缓解补贴压力,保障风电全额消纳。
  谢长军建议说,在国家层面要尽快确立交易渠道,充分调动各方购买绿证的积极性,建立公平、透明、有序的“绿证”买卖和竞争市场。在地方政府层面,要完善可再生能源跨区辅助服务机制,明确规定东、南部发达省份对西部富余可再生能源电量的电量配额,对售电方进行一定的经济补偿,对未完成配额考核的发达省份进行考核处罚,从而打破地方政府条块分割的现状。
  降成本、电价退坡两大任务
  历史证明,没有任何行业能够依托补贴做大做强,达到一定规模后必将受到补贴资金的制约,无法继续发展。大唐集团新能源股份有限公司副总经理焦建清在中国风电产业创新发展研讨会上表示,如果不能逐步减少对补贴的依赖,随着风电等新能源装机比重不断增加,可再生能源附加和绿色证书收入终将无法支撑行业继续发展。
  降成本、坚持风电电价退坡是“十三五”可再生能源发展的两大重要任务。随着燃煤标杆上网电价的逐步取消,风电差价补贴模式也难以为继。同时,电力市场改革倒逼风电上网电价机制调整,新能源工程造价呈下降趋势,未来补贴强度将进一步降低,参与电力市场化程度日益提高,盈利不确定性显著增大。
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  谢长军认为,在全国范围电力产能过剩的背景下,要通过持续的电价下调控制风电发展节奏,到2020年末取消风电补贴,并在未来实行风电与超低排放燃煤机组电价并轨的浮动电价政策。
  何勇健则认为,可再生能源产业需要一个相对合理的能源价格和电力价格来支撑中国经济的可持续发展,现在国家已有很明确的政策导向了,降电价是必然趋势,补贴也不可能全部满足,必须倒逼成本下降,优胜劣汰。
  焦建清对此问题持相同的态度。他说:“从当前行业现状来看,风电开发的隐形成本不容忽视,部分地方政府随意征收各种费用,强迫与其他产业捆绑,部分地区变相降低风电电价。”他呼吁相关政府部门采取有力措施,充分发挥市场机制作用,为风电开发创造宽松的开发环境。设备厂商和开发企业共同加强新技术研究与应用,不断通过技术进步和创新降低开发成本。通过各方努力,逐步摆脱对补贴的依赖,为行业发展开创更广阔的空间。
  风电“十三五”,电力市场改革倒逼新能源上网电价机制调整。风电平价上网时代已触手可及,“风火同价”与“平价上网”近在眼前,在与传统能源争夺市场份额的同时,风电行业发展的痛点也将进一步暴露。“十三五”期间,在政策之手推动下,倒逼成本下降已成必然趋势。(《能源杂志》席菁华)

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