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我国风电可持续发展的策略研究 　　摘 要：我国风电装机规模占全球首位，风电已成为我国继煤电、水电之后的第三大电源。随着风电行业的快速发展，当前急需解决弃风限电、标杆电价下调、盈利能力下降等问题，明确提高电网消纳能力、优化风电发展布局、加大风电产业扶持力度、提高行业盈利能力的策略，以推动我国风电可持续发展 关键词：风电；可持续发展；电力消纳；产业扶持；产业布局 中图分类号：F426.61 文献标志码：A 文章编号：1673-291X（2016）24-0043-02 一、我国风电行业发展现状 近年来，我国加快推进能源结构调整，风电作为最有发展前景的可再生能源，实现了高速发展。国家能源局统计，截至2015年底，我国风电累计并网装机容量约1.3亿千瓦，占我国全部发电装机容量的8.6%，占全球风电累计装机的33%。中国电力企业联合会（中电联）统计，截至2016年6月底，全国风电装机容量1.4亿千瓦，同比增长30.7%；其中，占6 000千瓦以上发电装机容量的比重从去年同期的7.7%进一步提高至9%，继续保持高速增长的态势。同时，我国风电装备制造业实现了快速发展，风电设备整体运行情况良好；但与美国、德国、丹麦等欧美风电强国相比，我国风电技术基础薄弱，在大容量风机叶片设计、风机自动控制系统、风向传感元件等方面却缺乏自主核心技术 二、风电发展面临可持续发展的挑战 2014年，国务院发布《能源发展战略行动计划（2014―2020年）》，强调我国将大幅增加风电等可再生能源消费比重，计划2020年风电装机达到2亿千瓦。但随着风电装机容量及发电量快速增长，目前面临弃风限电、标杆电价下调、项目盈利能力减弱等问题，直接影响了行业的可持续发展 1.弃风限电问题严重。长期以来，由于电力统筹规划较弱、配套电网建设滞后，风电送出消纳成为风电发展的核心问题。国家能源局统计，2015年弃风电量339亿千瓦时，约为2014年弃风电量的269%，平均弃风率从2014年的8%增至15%；风电平均利用小时数1 728小时，同比下降9%。中电联统计，2016年上半年全国风电设备利用小时917小时，同比降低85小时，同比下降9.5%；其中，甘肃、新疆、吉林等弃风率超过30%，新疆、甘肃风电设备利用小时仅有578小时、590小时，部分风电企业经营压力很大。后续，如果“三北”地区、中东部、内陆地区低风速项目与分散式接入项目并网与消纳不能有效解决，弃风问题将成为制约风电发展的瓶颈 2.标杆电价逐步下调。2014年，国家下调陆上Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区风电标杆上网电价2分钱，计划到2020年风电与煤电平价上网，不再享受电价补贴；调整后的4类资源区标杆电价分别为0.49元/千瓦时、0.52元/千瓦时、0.56元/千瓦时、0.61元/千瓦时。2016年，标杆电价继续下调为0.47元/千瓦时、0.5元/千瓦时、0.54元/千瓦时、0.6元/千瓦时，到2018年进一步调整为0.44元/千瓦时、0.47元/千瓦时、0.51元/千瓦时、0.58元/千瓦时。以Ⅳ类资源区为例，2018年电价相比2014年下降5%，盈利能力低的风电场将被淘汰。同时，风电标杆电价相比火电、水电较高，价格竞争力较弱。长期来看，风电的电价保护政策将逐步弱化，新疆、甘肃等众多风能资源丰富、装机规模大的地区受到严重影响 3.总体盈利能力逐步下降。风电项目资源方面，陆上风电已进入规模化开发阶段，风能资源富集、接入条件好、效益水平高的新项目越来越少；海上风电开发整体进展较慢，建设成本显著高于陆上风电，投资风险较大。市场竞争方面，风电项目核准权下放后，众多地方企业参与风电投资，导致风电项目竞争激烈，投资收益率下降。项目开发模式方面，风电早期多采用招投标的特许权项目方式，固定的入网电价低于当前的标杆电价，部分特许权项目经营困难 三、风电可持续发展的主要对策 当前，需要从国家主管部委、电网、风电产业等方面统筹考虑，共同解决弃风限电问题，优化风电发展的战略布局，维持适度产业扶持政策，降低风电建设及运维成本，实现风电的可持续发展 1.加强风电配套送出工程建设，提高电网调度能力。统筹规划建设大型风电基地与配套送出工程，重点提升“三北”等大型风电基地跨省（区）、跨区域通道等远距离输送能力，扩大风电消纳范围和消纳市场。增强电网的系统调峰能力，提高风电集中地区的抽水蓄能电站、燃气电站等调峰电源比重，建立调峰、调频等辅助服务的补偿机制，提高本地电网的风电消纳能力；以蒙西地区为例，通过配套建设规模约为风电装机32%的蓄能电站，可以基本解决弃风及调峰问题[1]。同时，由于我国单个风电场风功率预测精度超过80%，区域预测精度更高；电网需要提升新能源发电调度系统的管理水平，改变将风电看作随机负负荷对待的现