棄風限電如何破解？風電還面臨哪些發展桎梏？“十三五”期間產業如何升級優化？日前，在寧波舉辦的中國風電產業創新發展研討會上，風電開發企業、整機制造企業、產業鏈配套企業以及專家學者對產業未來的發展思路進行了交鋒。

“中國速度”何以實現

1986年，中國第一個風電場在山東榮成并網發電，從此拉開了我國風電發展的序幕。

中國國電集團公司副總經理謝長軍是一位“老風電人”，他親眼見證并親身參與了中國風電產業的發展歷程。“經過30年的探索和積累，中國風電產業走出了一條創新發展之路。”謝長軍說。

30年的產業發展史可謂波瀾壯闊。我國風電產業從“零”進步，一步一個臺階，發展到如今并網容量達1.5億千瓦，成為全球最大的風電市場；具備完整的產業鏈；整機制造在全球市場占有一席之地。可以說，在多個維度創造了風電產業的“中國速度”。

對于我國風電產業的發展經驗，謝長軍將其總結為“十個創新”：一是頂層設計創新，通過出臺《可再生能源法》，為風電開發提供了法律保障；二是開發模式創新，組織特許權招標，促進風電向規模化、產業化發展；三是稅收、補貼等配套政策創新，以保障風電持續發展；四是電價制度創新，確立階梯標桿電價，保障風電企業合理收益；五是發展規劃創新，提升指導產業發展的科學性、時效性；六是開發領域創新，中國風電產業實施“上山、下海、進軍低風速和走出去”的戰略轉型，開拓“藍海”市場；七是機組技術創新，大型化、智能化、高海拔、低風速形成趨勢；八是管理創新，提升風電開發效益；九是發展機制創新，CDM機制促進風電發展；十是體制創新，風電開發主體呈現“百花齊放”之勢，促進了風電產業的市場化發展。

“棄風”困局如何打破

風電產業成績斐然，但發展歷程并非一路坦途。如今，作為全球第一風電大國，中國風電產業仍面臨著種種深層問題的困擾。業內人士普遍認為，棄風限電仍是當前風電產業最迫切需要解決的問題。

據分析，“三北”地區大面積棄風限電，雖然有共性的問題，但每個地區也有自身的特殊狀況。例如，西北地區，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，用電需求增長緩慢，電力盈余，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；華北地區，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，外送通道建設與電源發展不匹配等問題。

因此，要解決棄風限電問題，除了化解新能源和傳統能源利益博弈，理順體制機制外，也要針對各個區域“棄風”的不同原因，有的放矢，采取個性化的解決措施。

在謝長軍看來，由于組織混亂、交易機制不完善，大規模的市場化交易并沒有明顯降低限電比例，反而造成風電企業被迫大幅度讓利。例如，寧夏的大用戶直供交易中，風電企業沒有報價、競爭等環節，讓利多少、成交電價多少全部由政府設定。對此，他建議，國家要出臺相關政策，制定公平、透明的交易規則，創造一個健康的交易市場，發揮好市場在資源配置中的基礎性作用。

國家能源局發展規劃司副司長何勇健表示，“棄風”的原因是復雜的，包括電源側、電網側、負荷側、體制機制等多個方面。

何勇健分析認為，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并未充分發揮。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。

“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，不利于風電競價上網。”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。此外，地方保護成為清潔能源發展的嚴重障礙，消費大省寧用當地火電也不要外來清潔電力。諸如此類因素共同作用，造成了當前嚴重的‘棄風’。”

謝長軍認為，需要各個層面協同努力，促進風電存量消納和增量保持合理水平。國家層面，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地區的風電發展，防止限電問題愈演愈烈。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苗頭的地區，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。開發企業層面，要保持定力，控制發展節奏，不受地方政府”忽悠”和“脅迫”。電網層面，要加快外送通道建設，提升風電跨區域送電比例。

“中國質量”怎樣躍升

快速發展的風電產業正處于變革的路口。業內認為，下一步，如何從“中國速度”提升為“中國質量”仍面臨著多方面的桎梏需要打破。

在謝長軍看來，除了棄風限電這一行業最大痛點之外，國家補貼資金滯后、地方保護主義嚴重、生態壓力與日俱增、風電場建設質量參差不齊、風電專業人才儲備不足等因素也都影響著風電產業下一步的發展。

據介紹，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。2016年底累計補貼資金缺口已達600億元，預計到2020年補貼缺口將擴大到3000億元以上。一方面，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；另一方面，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。

水電水利規劃設計總院副院長易躍春認為，從國內經濟形勢看，國家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并不現實。隨著燃煤標桿上網電價將逐步取消，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，迫切需要給風電的補貼部分提供一個市場化的風險對沖手段。未來，風電補貼機制必然要由現有的差價補貼向定額補貼轉變。

業內人士普遍認同，實現風火平價是大勢所趨，但前提是落實綠證和配額制、風電全額全價上網。

易躍春表示，《可再生能源法》規定，電價補貼只是可再生能源政策中的一部分。目前產業過度依賴電價補貼政策，忽略了與其它有效政策的搭配使用。電價補貼政策應和可再生能源配額制等政策搭配使用，建立“配額制+綠色電力證書交易”機制，為風電產業持續發展提供外在政策保障和資金支持。

風資源所在地的地方保護主義也被認為影響了風電產業的持續健康發展。“一些地方政府強力引進制造企業、收取補償和資源費、入干股、強迫采購當地設備等不合理的訴求明顯增多。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，增加了開發成本，影響了風電項目的經濟性。”謝長軍呼吁：“地方政府要減少對市場的過度干預，消除不合理訴求，允許開發企業自主選擇機型，允許企業根據市場供求情況自主做出項目建設進度決策。”

“風電產業進一步發展面臨越來越嚴峻的生態環保壓力。”謝長軍特別提醒行業注意，“在植被覆蓋較好的中、東、南部地區，部分風電場在建設過程中沒有注意水土保持和植被恢復，造成了一定程度的生態破壞，因此，只有注重生態環境保護，理性推進風電開發，才能保證產業持續發展。”

對于風電產業未來變革的大方向，謝長軍認為，風電產業將從追求發展速度向追求發展質量轉變；從追求裝機容量向追求發電量轉變；從集中大規模開發向大規模開發、分散開發相結合轉變；從注重經濟效益向注重經濟效益與生態環境和諧發展相結合轉變。