四大问题悬而未决 风电如何实现高质量发展？

2021年一季度，频繁发布的政策礼包为接下来的风电发展铺就了更为明晰的利好环境。

日前，国家能源局《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知(征求意见稿)》发布，此次“征求意见稿”在确保落实各省非水电消纳责任权重的同时，创新性得提出了“保障性”与“市场性”两种并网方式的理念，为更大容量的风电并网提供了政策依据。

3月12日，五部委联合印发《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》，直面行业痛点，以补贴确权贷款、加大信贷支持力度、绿证缓解利息压力等金融举措积极缓解补贴资金滞后给行业带来的发展压力。

在3月15日召开的中央财经委员会第九次会议上，习近平总书记指出：“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，要重点做好以下工作，要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。

这是中央首次提出构建“以新能源为主体的新型电力系统”，进一步肯定了风、光在未来电力系统构成中的地位和作用。

多个政策的落地以及中央工作计划的提出，体现了我国遏制气候变化，加快能源转型步伐的决心和信心。来源：北极星风力发电网——作者：冉小冉

2020年是我国电力发展“十三五”规划的收官之年，7167万千瓦的年新增并网容量恰逢其时地为“十四五”开局做好了表率，提振了行业信心。在风电即将开启倍速发展的未来，行业是否做好准备了?我们还面临着哪些挑战?

“除非经由记忆，人不能抵达纵深”。风电行业只有形成严峻挑战下的深刻认知，才能在十四五期间稳步走入高质量的可持续发展之路。

行业仍面临并网消纳制约

国家气候中心专家曾于近期表示，全国陆地140米高度风能资源技术可开发总量达51亿千瓦，全国海上水深50米海域100米高度的风能资源技术可开发量约为4亿千瓦。且随着风电技术的日益更新迭代，风资源的利用将更加高效和精益化。

可见，资源上的“天花板”是没有的。那么我国风电发展的问题又在哪里?

目前来看，并网消纳可以说是当前风电发展的最大制约。

2018年，我国新疆、甘肃、内蒙古三省(区)弃风电量合计233亿千瓦时,占全国弃风电量的84%。在投资预警的监管下，甘肃、新疆等红色预警省份接连3年没有上马新建风光项目。2020年，全国弃风电量约166亿千瓦时，弃风弃光现象得到了有效控制。

但值得注意的是，2016-2019年间，我国风电新增并网年均20GW，2020年全年并网容量超过70GW，这意味着，2021年的消纳大考才是行业正在面临的重要挑战。

我们在3月份国家能源针对2021年风电、光伏发电开发建设的征求意见稿中可以看出，未来电网部门在可再生能源项目并网中的决策权重将进一步提升。但从可再生能源发展的长远来看，传统电力系统正在面临着不适应高比例可再生能源并网的困境，这也就出现了中央财经委员会第九次会议所提到的构建“新型电力系统”的需求。

可以预见的是，未来的电力系统不是在原基础上的修补升级，而是从顶层架构出发，重新梳理各种电源的定位和作用，以资源匹配的最优化设计，构建一个适应高比例可再生能源发展的稳定、安全的电力系统，从而跟上“碳达峰、碳中和”的步伐。

这一点在多个行业会议上也得到了认可，3月18日召开的“中国碳达峰碳中和成果发布暨研讨会”上，可再生能源学会风能专业委员会秦海岩秘书长指出，随着技术创新引领下的发电效率提高，未来制约风光发展的不再是成本，而是电网的发展了。

技术创新将是行业常态

在东南沿海地区，正处于建设热潮中的海上风电也面临着国家补贴即将退出的巨大压力。

海上风电是拥有高电力负荷的沿海发达地区实现能源转型、落实能耗“双控”目标、实现本地非水可再生能源消纳的重要抓手。作为战略型新型产业，也是未来浙江、福建、广东等省份的重要经济载体之一，拥有巨大的市场潜力。

从2009年我国第一个海上风电项目——东海大桥海上风电场并网投产迄今，我国海上风电在10余年内飞速发展，但能够支撑快速降本的技术储备还不够。

海上风电是资金密集型行业，项目收益对电价敏感度极高。但按照政策要求，2018年底前核准的海上风电在2021年12月31日前并网，才可以获得0.85元/千瓦时的含补贴电价。在产业一哄而上的抢装过程中，海上船机等施工资源一下子成为卖方市场，投资方议价权降低，安装价格翻倍增长，变相抬高了海上风电全生命周期的成本。

目前我国江苏地区海上风电单位千瓦投资约16000元、福建约为17500元/kW、广东约为17000元/kW，对应的0.85元/千瓦时的电价才能使项目达到收益率的标准。但截至目前为止，仅有广东省在《关于促进我省海上风电有序开发及相关产业可持续发展的指导意见(征求意见稿)》中明确提出了2022年之后关于海上风电的地方补贴政策。

因此，行业也在迫切地呼吁其他沿海省份出台接力海上风电地方补贴政策，为海上风电的降本乃至平价发展提供一定的缓冲，避免2022年之后产业面临“强弩之末”的尴尬境地。

另一方面，在当前我国能源结构调整和电力改革的浪潮中，技术的发展始终处于不可动摇的支撑地位。

以光伏发电成本为例，我国光伏发电的度电成本在10年间下降了90%，其本质光伏产业链从上至下的技术创新驱动下的成本降低。对海上风电自身而言，尽快降低工程、设备等全生命周期的投资成本，将是该产业十四五期间的重要工作。换句话说，由技术创新所引领的全产业链环节的降本增效，将是未来海上风电发展的重中之重。

建立绿色电力消费市场

中央财经委员会第九次会议强调：以经济社会发展全面绿色转型为引领，以能源绿色低碳发展为关键，加快形成节约资源和保护环境的产业结构、生产方式、生活方式、空间格局。

这释放出强烈的提升绿色电力消费能力的信号。

其实对于可再生能源来讲，未来最大的增长空间，也将来自于绿色电力消费市场的赋能，该市场也将成为“碳达峰、碳中和”目标实现的重要推手。

2020年我国全社会总用电量为75110亿千瓦时，以水、风、光为代表的新能源2020年总发电量约为20000亿千瓦时，绿电约占全社会总用电量的27.7%。

可以预见的是，作为绿电消费主要政策指引的可再生能源配额制，在国家强制消纳的政策引导下，以及市政、轨道交通、工商业乃至全民形成绿色电力消费体系后，占比不高的绿电将很快处于供不应求的状态。

国家发展和改革委员会能源研究所高级顾问韩文科曾在公开会议中指出，未来我国应以更有力度的政策引导清洁能源更大规模发展。这些政策包括但不限于严控化石能源消费、深化能源供给侧结构性改革、降低非技术成本，包括用地、项目审批、融资等成本。

这也就与我国持续推动、深化电力市场化改革产生了联系。以技术创新为引擎，“十四五”期间风、光行业需要进一步降低度电成本，提升竞争力水平，配合电力市场化改革，在发、输、售、用等全部环节共同发力，进一步降低绿电成本，还原电力的商品属性，促进绿电使用率的提升，助力全国范围内绿色电力消费市场的建立。

发展思路力求转变

从1989年达坂城风电场投产到2020年百万千瓦风电基地落地，我国风电发展进入而立之年。以“30 60”目标为契机、“十四五”为开端，未来风电产业的发展思路也将发生重大转变。

可以说，“十三五”乃至以前，风电将自身定位为一个电源品类，纵使电力改革如何深化，往往也能独善其身。但进入“十四五”阶段，尤其是构建“以新能源为主体的新型电力系统”提出后，未来风电将与整个电力系统乃至能源系统产生更多的触角关系。

2020年8月，两部委联合发布《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见》，预示着多能互补型综合基地、源网荷协调互动将成为十四五期间可再生能源开发的主流模式，“多元化协同”将是风电发展思路一大转变。

在此理念下，未来会催生更多的大到综合能源基地、小到智慧园区示范项目的建设，再结合国家能源局提出的“千乡万村驭风计划”以及“乡村振兴”国家战略，在未来的能源电力系统中，风电定然会成为一个集创新、融合、清洁、廉价于一体的新型产业，从根本上改变社会层面对风电的认知和接受程度，实现发展思路的创新升级。

此外，不同于传统煤炭、油气等有着天花板的自然能源产业，近年频繁被提及的智慧设备与智能生产，也预示着风电正在从一个能源资源向制造业属性转变，而后者对精益生产、流程智能、数据分析有着更高水平的要求。

从这个意义上讲，作为高端制造业与能源资源的融合产业，在全球“工业4.0”大潮以及我国“中国制造2025”战略部署下，风电未来将具备更加广阔的发展空间，也将更加具备创新驱动、智能转型和绿色发展的可能。

除此以外，笔者综合多位专家观点，认为十四五期间我国风电发展的理念还需要有如下转变：注重能源质量提升以及AI、5G等智能化、信息技术的深度融合;更注重长远发展，为2035年、2050年的长期发展找准方向;从十三五期间的注重“生产力建设”转变到更加注重“生产关系调整”上来。

在2020年11月发布的“十四五”规划和2035年远景目标建议中，以风光发电为代表的新能源被列入战略新兴产业中的一环，参与构成现在产业体系。形势大好的背后，产业仍然面临着诸多的发展难题。站在可持续发展的角度，行业呼吁国家及地方政府谨慎制定环保“一刀切”政策、降低非技术成本、加强电力系统灵活性建设，制定更为科学合理的政策，以进一步赋能可再生能源发展，助力碳达峰、碳中和目标的实现。