2019-07-01 11:08:41 中国电力新闻网 　 作者： 冯义军  

在建中的福建华电福清海坛海峡30万千瓦海上风电项目。苏晓明 摄

“对于风电行业而言，要做到全产业链的顺势而为，必须要苦练内功，主动适应平价上网的趋势，创新发展，推动产业升级，提质增效，全面降低行业的整体成本。可以说，目前，风电行业正处于提质增效的转折点。”中国广核新能源控股有限公司总裁李亦伦在近日举办的“2019中国风电产业创新发展论坛”上表示。

进入2019年，风电竞争性配置拉开帷幕，平价上网渐行渐近。面对新政策、新机制、新态势，如何牢牢抓住发展机遇，实现高质量发展，是风电行业在新时期面临的巨大挑战。

“平价时代需要更多的体制机制创新，包括技术的创新。和其他传统技术不一样，风电和光伏的创新有很多的想像空间。如果说在体制机制上再有一些更清晰的东西，会给能源转型带来一些新的气象，高质量发展最关键是能源的转型。”国家应对气候变化战略研究中心和国际合作中心首任主任李俊峰在上述论坛上谈道。

回到“三北”去

“‘三北’风电开发将是全面实施平价初期的重要开发模式。‘三北’风电开发迎来‘复苏期’。”国家发展和改革委员会能源研究所可再生能源中心副主任陶冶在上述论坛上表示。在陶冶看来，回到“三北”去并不是简单的重复原有的“三北”风电基地建设模式，也不是回到全部“三北”去。应积极关注东北平价问题，通辽、鄂尔多斯、陕西、青海输电通道配套，关注原有由于省间壁垒造成消纳困难的地区的市场条件改善。

在分析“省间壁垒”时，国家电网公司国调中心副总工裴哲义指出：“出于对本省发电企业利益保护的需要，各省消纳包括新能源在内的外省电力意愿普遍不强，省间壁垒凸显。个别省提出限价限量要求。”为此，裴哲义建议，加快市场机制研究，推动尽快完善市场规则、新能源交易机制、电价政策。

“十二五”以来，内陆低风速地区和高海拔山区逐渐成为风电开发的主战场，保障了风电产业规模与效益同步增长。我国风电产业规模持续扩大，并网规模从2010年的3131万千瓦增长到2018年的1.84亿千瓦，扩大了6倍。截至2018年底，内蒙古、新疆、甘肃、河北、山东、宁夏、山西、辽宁、云南9个地区风电装机容量超过或接近千万千瓦。

“‘三北’大基地最有望率先实现平价上网，其中一个重要因素就是大机组的规模应用带来的度电成本的降低。在高风速地区，大机组是最简单有效降低度电成本的方式之一。”中国三峡新能源(集团)股份有限公司总经济师刘姿在上述论坛上指出，通过对2019年各区域风电竞价的指导标杆电价、燃煤标杆电价、LCOE平均水平的分析，可以发现在风资源优异的“三北地区”，以及燃煤标杆电价较高、低风速机型适用的“中东南部平原地区”已基本具备平价上网的水平。

在众多专家看来，“三北”运行发展环境的改善(政策、市场、运行)为“回到‘三北’去”营造了外部条件。风电行业应充分发挥“三北”地区风资源优势，利用规模效益促进风电平价建设运行。

李亦伦在接受《中国电力报》记者采访时谈道：“展望风电发展前景，陆上风电以平价为主，并行开展竞价，预期国家会加大‘平价外送’新能源基地规划及建设，将陆续出现风、光百万千瓦级项目群，主流企业将积极回归‘三北’地区开发力度。”

“‘三北’等送端电网，随着新能源快速发展，风电已成为‘三北’地区第二大电源。新能源占比快速提高，但电网调节能力在不断下降。”裴哲义建议高度重视“三北”地区的电网调峰能力建设。

海上风电进入“突破发展模式”

“海上风电正在从‘探索模式’进入‘突破发展模式’。”李亦伦在上述论坛上表示。

2018年，我国海上风电新增装机容量达到180万千瓦，累计装机达到459万千瓦，在建约600万千瓦。目前建成并网的海上风电项目主要在江苏、上海，但最近几年福建、广东、浙江海上风电开发建设进度明显加快。国内沿海主要的海上风电大省均已推出明确的海上风电发展指导建议，并且拥有明确的海上风电建设规划。

“我认为现在的节奏不能说是过热，可能还不足。”在李亦伦看来，对于海上风电来讲，国内的资源和规划情况均可承载更多的增量。“与全球相比，我们的量并不大。欧洲、中东与非洲地区的海上风电新增装机容量占到了全球海上风电新增装机容量的60%。”李亦伦建议，“十三五”期间总体上应依照国家及各省已经批复规划开展建设，加强规划实施的严肃性、科学性。

“海上风电突破了关键的施工技术瓶颈，掌握了大直径单桩基础等海上风电核心施工技术，开启了规模化发展进程。”原中国国电集团公司副总经理谢长军在谈到风电行业转型升级时表示，“2018年5月，国家能源局发布竞价上网政策以来，各地方政府为了抢电价，出现集中核准海上风电项目的情况，这些核准项目的成熟度、建设条件是否都能落实存在疑问。”

记者注意到，近年来，海上风机大型化发展速度显著加快，广东要求5兆瓦以上，福建将标准提升至8兆瓦以上。“为了迎合海上风电大规模开发，各机组厂商都在加快推出6兆瓦及以上机型，但样机不多，且运行时间短，设备稳定性、发电量水平还有待市场检验，盲目投入市场存在一定的风险。”谢长军建议，“不应过分追求机组大型化，新机型至少需要2~3年的稳定期和成熟期，不能急于批量生产。”

“国内海上风电距离完全去补贴还有很长一段路要走。经研究，目前国内海上机组成本约占30%，海上支撑结构(含风机基础和风机塔筒)约占22%。海上基础与塔架采用分开单独设计，加上国内关键技术相对薄弱，导致双方都冗余设计，致总体成本偏高。”刘姿在上述论坛上指出。在海上风电电价问题上，谢长军也认为，海上风电电价的下调要适应技术进步和造价下降速度，幅度不宜太大、太快。

非技术成本亟待降低

“业内人士经测算指出，不包括弃风限电在内的其他非技术成本相当于每千瓦时风电成本抬高了0.05元左右，而在‘三北’地区，甚至达到每千瓦时0.1元左右。”刘姿在谈到风电非技术成本难以根除这一问题时指出。

记者注意到，1月9日，国家能源局下发的《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》中明确：优化平价上网项目和低价上网项目投资环境，切实降低项目的非技术成本。但是受各种条件限制，政策真正落地、非技术成本彻底消除，还有较大的难度。

“国家能源局近期出台的一系列政策中，都着重强调要降低风电行业非技术成本，要求地方政府不得以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向企业收费，要求项目直接出让股份或收益等。”谢长军建议国家出台一些政策规定，限制地方保护主义。同时，也希望地方政府能从长远利益出发，让风电产业在自由竞争环境中健康成长。

在谈到非技术成本下降的问题时，李亦伦强调：“平价、竞价风电在前期申报与投资决策过程中，将各项边界参数和敏感性的条件优化到了极致，抗风险的能力已经非常低，任何非技术的成本提高都将影响项目最终的命运，因此，建议有关部门与各级地方政府执行并确保降低非技术成本的实际效果。”

“未来各能源品种将在同等电力市场平台公平竞争，提升新能源行业竞争力，加快实现平价上网，将对风电成为未来主力电源、满足市场主体选择具有重要意义。”在水电水利规划设计总院新能源部副处长张佳丽看来，新能源成本仍会进一步下探，新能源在市场竞价中将逐步占据主导地位，加速替代传统能源的进程。

“风电平价是必由之路，在平价上网的大趋势下，不单单是以开发商为主体，或以整机制造商为主体，而是需要风机零部件—风机—EPC—投资商—运营商—电网等全产业链协同，需要集合全产业链的力量来推动风电的可持续健康发展。”刘姿表示。