【中国环保在线 新能源设备】近日，国家能源局新能源和可再生能源处长李鹏在2014北京风能大会上表示，目前新能源各领域的“十三五”规划正在编制中，风电有望逐步改变当前被视作“替代能源”的地位，上升为未来扛鼎国家能源结构调整主体的地位。
　　　　28省份风电利用小时数负增长
　　
　　近日，国家能源局发布了2014年前三季度全国风电并网运行“成绩单”。数据显示，1—9月，全国风电新增并网容量858万千瓦，到9月底，全国累计并网容量8497万千瓦，同比增长22%；全国风电上网电量1060亿千瓦时，同比增长7.6%。此外，1—9月全国风电弃风限电形势有所好转，风电弃风电量86亿千瓦时，同比减少28.3亿千瓦时；平均弃风率7.5%，同比下降3.36个百分点。
　　
　　虽然弃风限电形势有所好转，但发电小时数普遍同比下降。据不完全数据统计，有28个省（市、区）风电利用小时数出现负增长，以新疆、重庆、山西下降为严重。风电分析师周忆忆表示，发电小时主要取决于风资源情况，一般在中国每4年有1个小风年，今年的风速相比去年明显下降。
　　
　　对此，业内人士任浩宁在接受相关媒体采访时也曾表示，虽然2014年以来的弃风电量和弃风率出现下降，但弃风现象并没有得到根本改善。任浩宁认为，这只是表明问题引起了有关部门的重视，但核心问题仍未解决，风电项目整体规划从国家到省级地方依然不够详细。
　　
　　2014年1—9月，全国风电平均利用小时数1336小时，同比减少196小时。30个省（市、区）中，只有江苏和云南呈正增长，另外28个省（市、区）对风电利用小时数出现负增长。以新疆、重庆和山西为严重，分别同比下降503小时、423小时和402小时。
　　
　　任浩宁分析，新增的风电并网项目量大，但不稳定，运行效率低，而风电利用小时是决定项目利润的核心指标，上不去谈不上赚钱，下降应该引起电网公司高度重视。
　　
　　一位不愿具名的风电场人士坦言，2015年陆上电价可能会下跌，必须赶在价跌之前把核准项目建了。然而，风电项目上马太快，超出了电网公司的基础设施建设速度。
　　
　　此前有媒体报道称，在弃风限电背后，也存在不少电网公司的不作为。任浩宁表示，对电网公司而言，担心由于风电不稳定且规模大影响整个电网的安全性和稳定性，这是电网公司的难处。而从技术层面上来讲，大规模并网发电的稳定与否还是性的难题。
　　
　　风电地位将升格
　　
　　然而，风电利用小时数负增长的现状似乎并不能佐证风电的“颓败”。
　　
　　日前，国家能源局新能源和可再生能源处长李鹏在2014北京风能大会上表示，目前新能源各领域的“十三五”规划正在编制中，风电有望逐步改变当前被视作“替代能源”的地位，上升为未来扛鼎国家能源结构调整主体的地位。
　　
　　李鹏透露，鉴于当前国内风电行业发展的整体状况，未来将挖潜“三北”地区大风电基地输电能力，大力推进陆地中低风速资源区风电项目开发，而备受业界关注的海上风电，其未来发展定位则调整为“积极稳妥”。
　　
　　与此同时，当前国内风电行业仍存在规划不完善、资源摸底不详尽、并网受阻等一系列问题，“十三五”期间政策方还将在化解行业瓶颈方面完善一系列体制机制。
　　
　　业内认为，无论从当前治理雾霾的现实需求，还是从国家能源结构调整的长远需要来看，大力发展可再生能源比以往任何时候都显得更加重要与紧迫。风电作为国内可再生能源发电形式中具规模和效率比较优势的新能源门类，未来理应承载起我国能源替代战略的中坚作用。这也是我国正在推进的“能源革命”的大注解。
　　
　　上述呼吁已开始得到政策制定方的呼应。李鹏表示，综合当前国内可再生能源发电各领域的现状，风电“十三五”期间有望逐步改变当前的“替代能源”地位，转为进入能源消费的主体地位。
　　
　　公开数据显示，截至2013年年底，风电发电量在我国能源消费总量中仅占比2.6%，而德国和丹麦同期风电消费量占比均超过20%，已成为各自国内主体能源。值得关注的是，独立于国家电网体系之外的蒙西电网，2013年风电发电量占全网发电量比例高达13.4%。
　　
　　河北建投集团一位负责人表示，当前的京津冀雾霾治理方案中，一项重要任务就是提高清洁能源的替代作用，到2017年，京津唐电网风电等可再生能源电力占电力消费总量比重将提高到15%。而当前这一比例仅为4%，其中风电占据八成比重。因此，要实现15%的既定目标，迫在眉睫的任务就是要大力发展风电。
　　
　　国家可再生能源中心副主任任东明表示，理论上预计，到2020年，国内风电累积总装机可达3亿千瓦；到2050年，风电总装机规模将在此基础上增长9倍达到300亿千瓦，其所消费电量将占据国内能源总消费量的80%，成为名副其实的主体能源。
　　
　　尽管风电在我国能源消费中的战略地位越来越受重视，但李鹏表示，“十三五”规划对于国内风电开发的整体布局仍将因地制宜地进行安排。
　　
　　李鹏表示，“十三五”期间，国家将针对这些地区的问题针对性地制定提高其电网消纳能力的措施，例如完善电力交易机制，建设一批风火互补调峰电源，提高其就地消纳能力，同时加快启动特高压外输通道建设。
　　
　　目前，国家能源局正在酝酿出台《可再生能源发电配额管理办法》，通过对电企及地方政府实施可再生能源发电量低配额指标制度，以此刺激相关方发展可再生能源的积极性。
　　
　　中国可再生能源学会专家表示，配额制一旦付诸实施，首先受益的无疑将是成熟度更高的风电行业，特别是属于低风速区域的中东部省区。
　　
　　博弈风电上网电价下调
　　
　　风电上网电价下调在短期内肯定会对企业盈利造成影响，但将盈利希望寄托于政府特殊照顾的价格机制无异于饮鸩止渴，随便装几台风机就想实现发电盈利的日子将一去不返。
　　
　　近日，关于发改委酝酿下调陆上风电上网电价的消息在风电业内引起热议。从公开的报道来看，无论是身处行业一线的风场开发商、设备商，还是行业协会组织，几乎都对此持有异议。反对者普遍认为：当前风电行业还面临弃风消纳未解、补贴不到位等难题，倘若此时下调上网电价无异于雪上加霜。
　　
　　但从整个电力全局来看，价格调整部门也是有着自己的苦衷。
　　
　　众所周知，目前风电上网电价执行的还是2009年的价格政策，当时，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，要求按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为4类风能资源区，4类资源区风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。
　　
　　根据我国《可再生能源法》，可再生能源发电价格高出常规能源发电价格部分，将在全国范围内进行分摊。2009年的风电上网电价政策也明确指出，继续实行风电费用分摊制度，风电上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过可再生能源电价附加分摊解决。也就是说，风电上网电价水平与燃煤电价是相互挂钩的。
　　
　　如今，五年过去了，燃煤发电价格已经有了几次不同程度的下调。今年8月，发改委印发《关于疏导环保电价矛盾有关问题的通知》，决定适当降低燃煤发电企业上网电价，各省区降价标准在0—0.0317元/千瓦时，此次电价调整，全国燃煤发电企业标杆上网电价平均每千瓦时降低了0.93分。从这点看，风电电价也到了该下调的时候。
　　
　　另一方面，由于风电、光伏等可再生能源的飞速发展，导致可再生能源电价附加资金连年吃紧，甚至达到入不敷出的程度。有数据显示，截至2011年底，可再生能源电价附加资金缺口已超百亿，达到107亿元，预计2015年缺口将进一步扩大到330亿元左右。迫于资金紧缺的压力，国家不得不将可再生能源电价附加标准由2006年的每千瓦时0.1分钱提高至1.5分钱。
　　
　　值得注意都是，作为风电上网电价补贴来源的可再生能源电价附加资金缺口正在放大，在燃煤电价已然下调的背景下，风电上网电价下调基本已经是“板上钉钉”的大概率事件。调价于法于理，都是说得通的。
　　
　　诚然，风电厂商反对调价的诉求也无可厚非，毕竟困扰风电行业多年的弃风难题还没有根除，部分风电开发商也一直在盈亏边缘徘徊，调价之后，企业的利润水平肯定会大打折扣。另外一方面，调价下带来的“逆替代”问题也是不容忽视的．
　　
　　然而，我们更应该从长远来看这个问题，吴可仲认为：风电上网电价调整带来的短期阵痛，换回的则可能是整个行业持续健康的大发展。
　　
　　在风电起步之初，现阶段这种依赖可再生能源电价附加补贴的全民买单模式，确实为行业发展注入了“强心剂”，但也埋下了苦果。中国风能协会发布的数据显示，我国的风电累计装机容量已经由2001年的381MW猛增至2013年的91413MW。与此同时，在突飞猛进发展的背后，弃风带来的产业“寒冬”也随之而来。事实证明，这种注重数量不重质量的发展模式已经使行业深受其害。
　　
　　对于风电等可再生能源而言，未来发展的根本出路在于企业提高自身竞争力，降低成本。这就如温室里的花朵难以经受风雨一样，长期在价格政策庇护下的风电不会培育出超强的市场竞争力，企业的发展质量水平也会受到抑制。也正如原国家能源局长张国宝所言：政府给补贴，可再生能源就做不大。
　　
　　可以预见的是，风电上网电价下调在短期内肯定会对企业盈利能力造成影响。但从长远看来，这也是实现优胜劣汰，优化产业发展的一个必然过程。未来随着行业准入门槛的提高，那种随便装几台风机就想实现发电盈利的日子也将一去不返。
　　
　　风电要想长远发展，其价格水平必然要与常规能源价格具备相当的市场竞争力，这才是风电的未来。如何提升自身实力，把行业蛋糕做大，摊薄生产成本，这才是企业应该关注的重点，将盈利希望寄托于政府特殊照顾的价格机制无异于饮鸩止渴。摆脱补贴幻想，勇敢面对市场竞争，迎来的将是浴火重生之后的凤凰涅槃。