“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，在一场关于风电行业的发展研讨会上，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。
关于弃风限电
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%。
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。
那么造成“三北”弃风限电的具体原因有哪些？
1、从各地区来说，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；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。
2、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。
3、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。
4、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。
5、体制机制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。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。
关于“补贴缺口”
补贴缺口是制约我国风电行业发展的一大痛点。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。
另外，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。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。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。
该如何破局？
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。有人建议，可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。
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。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。
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。
另外，击破弃风限电困局可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。当然，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。
针对北方风电场，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。南方风电场，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。
对于补贴难题，业界普遍认为应尽快建立“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。
