福建华电福清海坛海峡30万千瓦海上风电项目在建。苏小明
“对于风电行业来说，要想跟随全产业链的趋势，就要苦练内功，积极适应廉价上网的趋势，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毅伦在近日举行的“2019中国风电产业创新发展论坛”上表示。
2019年，风电竞争性配置开始，平价上网渐行渐近。面对新政策、新机制、新形势，如何牢牢把握发展机遇，实现高质量发展，是新时期风电行业面临的巨大挑战。
“平价时代需要更多的体制机制创新，包括技术创新。与其他传统技术不同，风电和光伏的创新有很多想象空间空。如果在体制和机制上有一些更清晰的东西，会给能源转型带来一些新气象。高质量发展的关键是能源的转换。”国家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发言。
回到“三北”
“‘三北’风电开发将是全面实施平价上网初期的重要发展模式。‘三北’风电发展迎来了‘恢复期’。”国家发改委能源研究所可再生能源中心副主任叶涛在上述论坛上表示。在叶涛看来，回到“三北”并不是简单重复原来的“三北”风电基地建设模式，也不是回到所有的“三北”。要积极关注东北平价问题，支持通辽、鄂尔多斯、陕西、青海等地的传导渠道，关注因省际壁垒导致消费困难地区市场状况的改善。
国家电网公司副总工程师裴在分析“省际壁垒”时指出:“出于保护本省发电企业利益的需要，各省吸纳外省电力包括新能源的意愿普遍较弱，省际壁垒突出。个别省份提出限价要求。”为此，裴建议加快市场机制研究，推动尽快完善市场规则、新能源交易机制和电价政策。
“十二五”以来，内陆低风速地区和高海拔山区逐渐成为风电发展的主战场，保证了风电产业规模和效益的同步增长。中国风电产业规模持续扩大，并网规模从2010年的3131万千瓦增加到2018年的1.84亿千瓦，增长了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1000万千瓦。
“‘三北’基地最有可能率先实现低价上网，其中一个重要因素就是大机组大规模应用带来的用电成本降低。在风速高的地区，大机组是降低电费最简单有效的方法之一。”中国三峡新能源有限公司首席经济学家刘紫在上述论坛上指出，通过对2019年各地区风电竞价指导基准价、煤电基准价和LCOE平均水平的分析可以发现，风资源优良的“三北地区”和煤电基准价高、风速机型低的“中东南平原地区”基本达到了低价上网的水平。
在不少专家看来，“三北”经营发展环境的改善，为“回三北”创造了外部条件。风电产业应充分发挥“三北”地区的风资源优势，利用规模经济推动风电平价建设和运营。
李毅伦在接受《中国电力报》采访时表示，“展望风电发展前景，陆上风电将以平价为主，竞价并行。预计国家将加大‘平价出口’新能源基地的规划建设，风光百万千瓦级项目将陆续出现，主流企业将积极回归‘三北’地区发展。”
随着新能源的快速发展，风电已经成为“三北”地区的第二大电源。新能源比重快速增加，但电网调节能力下降。裴建议，要高度重视“三北”地区电网的调峰能力建设。
海上风电进入“突破性发展模式”
“海上风电正从‘探索模式’走向‘突破发展模式’。”李一伦在上述论坛上表示。
2018年，我国海上风电新增装机达到180万千瓦，累计装机459万千瓦，在建约600万千瓦。目前并网的海上风电项目主要在江苏和上海，但近年来福建、广东和浙江的海上风电开发建设进度明显加快。我国沿海主要省份都出台了明确的海上风电发展指导意见，并有明确的海上风电建设规划。
“我认为目前的节奏不能说过热，但可能还不够。”在李依轮看来，对于海上风电来说，国内的资源和规划可以承载更多的增量。“与世界相比，我们的数量并不大。欧洲、中东和非洲海上风电新增装机容量占全球海上风电新增装机容量的60%。”李毅伦建议，“十三五”期间，按照国家和各省批准的规划进行建设，加强规划实施的严肃性和科学性。
“海上风电突破了施工技术关键瓶颈，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。”在谈到风电产业转型升级时，中国国电集团公司原副总经理谢长军表示，“自2018年5月国家能源局发布竞价上网政策以来，为了抢电价，地方政府集中审批海上风电项目。这些被批准的项目的成熟度和建设条件能否落实，值得怀疑。”
记者注意到，近年来，海上风力发电机组的大规模开发明显加快。广东要求5兆瓦以上，福建将标准提高到8兆瓦以上。“为了迎合海上风电的大规模发展，各机组厂家都在加快引进6 MW及以上机型，但样机不多，运行时间短。设备的稳定性和发电水平还有待市场检验，盲目投入市场存在一定风险。”谢长军建议，“不要过分追求大户型。新车型至少需要2-3年的稳定期和成熟期，不能急于量产。”
“国内海上风电完全补贴还有很长的路要走。通过研究，目前国内海上机组成本约占30%，海上支撑结构约占22%。海上基础和塔架分开设计，国内关键技术相对薄弱，造成双方重复设计，导致整体成本高。”刘紫在上述论坛中指出。在海上风电价格问题上，谢长军也认为，海上风电价格下调要适应技术进步和成本降低的速度，幅度不能太大，也不能太快。
非技术成本亟待降低。
“据业内测算，不包括风电限电在内的其他非技术成本，相当于每千瓦时增加0.05元左右，在‘三北’地区甚至达到每千瓦时0.1元左右。”刘紫指出，风电的非技术成本很难根除。
记者注意到，1月9日，国家能源局《关于积极推进风电、光伏发电非补贴平价上网的通知》明确提出:优化平价上网项目和低价上网项目投资环境，切实降低项目非技术成本。然而，由于各种条件的限制，政策的实施和非技术成本的完全消除仍然很困难。
“国家能源局近期出台的一系列政策中，强调降低风电行业的非技术成本，要求地方政府不得以资源转让、企业帮扶、捐赠等名义变相向企业收费，要求项目直接转让股份或利润。”谢长军建议国家出台一些政策法规限制地方保护主义。同时也希望当地政府能从长远利益出发，让风电行业在自由竞争的环境下健康成长。
在谈到非技术成本的下降时，李依轮强调:“前期申报和投资决策过程中，所有边界参数和敏感条件都已经优化到极致，抗风险能力已经很低。任何非技术成本的增加都会影响项目的最终命运。因此，建议相关部门和各级地方政府落实并确保降低非技术成本的实际效果。”
“未来各能源品种在同一电力市场平台上公平竞争，提升新能源产业竞争力，加快实现平价上网，对风电成为未来主要电源、满足市场主体选择具有重要意义。”在水电水利规划设计研究院新能源部副主任张佳丽看来，新能源的成本将进一步挖掘，新能源将在市场竞价中逐渐占据主导地位，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，不仅仅是开发商或整机厂商是主体，风电机组零部件-风机-—EPC-—投资者-运营商-电网等全产业链都需要协同，需要聚集全产业链的力量，推动风电的持续健康发展。”刘紫说。
