风电行业目前存在的弊病和困难剖析 |
| 2012-09-30 10:09 作者：傅玥雯 来源：新华网 关注： 编辑： 【搜索试试】
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硅谷网9月30日消息 据新华网新闻，从可再生能源发电当前的发展形势来看，可再生能源电力进一步发展的瓶颈，已从过去技术装备能力方面的约束，转变为市场和体制方面的制约。国家在2009年年底对《可再生能源法》进行了修正，提出“国务院能源主管部门会同国家电力监管机构和国务院财政部门，按照全国可再生能源开发利用规划，确定在规划期内应当达到的可再生能源发电量占全部发电量的比重，制定电网企业优先调度和全额收购可再生能源发电的具体办法”。
但目前风电的发展形势表明，通过一致认可的方式在实际中落实“全额保障性收购”存在着明显的难度。为此，国务院在2010年发布的《关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》中，指出将“推进体制机制创新，深化重点领域改革”，并提出要“实施新能源配额制，落实新能源发电全额保障性收购制度”，并将实施配额制作为促进新能源发展的重大体制机制创新手段。
从中国现有的可再生能源发展政策环境来看，虽然中国已经基本确立鼓励可再生能源发电的政策框架，但包括上网电价、财税优惠、费用分摊等政策，主要着眼于支持可再生能源设备制造企业及可再生能源项目开发企业等对象。从开始对制造业出现产能过剩的担忧及风电连续多年翻番发展的形势看，已达到了政策最初的设计目的。但推进过程中仍然有两个瓶颈：
第一，当前的市场环境下缺乏政府对电网企业利益诉求的响应机制。当前政策体系除对专门为发展风电等可再生能源上网而发生的输变电投资和运行维护费用有补贴外，对电力系统因发展可再生能源而增加的系统管理和运行成本，没有建立相应的成本核算及补偿机制，事实上在当前输配没有分离、电力交易没有放开的情况下，也无法做到应有的核算和补偿。因而，对电网企业发展可再生能源而言，更多的是强调电网企业的社会责任。随着可再生能源规模越来越大，电网公司的利益诉求没有获得市场响应，电力系统内各类不同的资源因可再生能源发电数量的增加而带来的利益冲突，可再生能源上网难的问题越积累越突出。
第二，是国家没有明确地方政府发展可再生能源的责任和义务。当前，很多“三北”（东北、华北和西北）资源丰富地区都把发展可再生能源作为促进地方经济发展的重要手段，在没有落实市场消纳归属的前提下，提出了过高、过快的发展目标，部分接网费用标准按线路长度制定：50km以内为1分/kWh，50-100km为2分/kWh，100km及以上为3分/kWh。地区无视发展节奏，提前透支了本地的发展潜力，加剧了风电并网和消纳困难的局面。对很多东中部电力负荷集中、消纳市场空间大的地区，却没有让本地区电力消费市场为风电等可再生能源电力提供统筹消纳服务的制度安排。
第三，缺乏合理的电网调度机制。事实上，从风电等可再生能源大规模发展的前景来看，对既有电力市场形成最大冲击的对象无疑就是火电。但无论对于可再生能源资源丰富还是不丰富的地区，按照当前的市场运行规则，在没有强制性要求的前提下，火电企业的发电计划指标都不可能为可再生能源电力做出实质性的让步，这直接导致了“全额保障性收购”实现起来难度极大。
从当前风电为代表的可再生能源发电面临的主要矛盾来看，解决风电上网和消纳困难是主要的目标。在这种情况下，有必要通过配额制的建立，将发输用有机结合在一起，其方式是通过对可再生能源电力消费主体、可再生能源电力输配主体和可再生能源电力生产主体提出可量化考核的强制性数量要求，从而达到落实“全额保障性收购”的目的。
地方政府作为“电力消费主体”的可考核代表，承担完成一定比例的配额要求，电网公司作为可再生能源输配的主体，是地方政府配额指标的实施责任主体。虽然当前的固定电价政策已确保了可再生能源电力生产具有一定的吸引力，但从确保配额应具有一定的数量保障的角度出发，需要对一定规模的火电企业，按照承担一定社会责任的原则出发，提出一定比例的配额要求。
目前国家已经在制定单位GDP能耗降低目标的同时，提出要实施“合理控制能源消费总量”，将能源发展模式从“敞口供应”，转变为“天花板”限制供应的新兴模式，能源发展约束性指标，也从“强度”的单控，转变为“强度”和“总量”的双控模式。其中，在合理控制能源消费总量的总体思路中，其核心是控制以煤炭为主的化石能源消费，因而，宜将可再生能源从“合理控制能源消费”中的控制对象中剔除，从而将发展并消费可再生能源作为一项鼓励地方政府本地消纳可再生能源的动力。只有解决了发展的动力，才能充分挖掘各方面的潜力，切实落实“全额保障性消纳”目标得到实现。
如何应对弃风
2011年出现大规模经常性限电“弃风”，特别是在中国东北、西北地区，风电被大规模限电“弃风”现象更加频繁和常态化，限电“弃风”无须作任何说明，甚至更加随意。据不完全统计，全国2011年全年限电“弃风”量超过69100亿kWh，相当于损耗330万t标准煤或向大气排放1000万t二氧化碳。2011年风电设备利用小时数大幅下降。全国并网风电装机的机组利用小时数从2010年的2047h下降到2011年的1903h，减少了144h，减少比例为7%（当年火电同比上升263h）。参与电网调峰和被限电“弃风”是重要原因。风电企业因为限电“弃风”损失（不包括碳交易收入）可达50亿元以上，约占风电行业盈利水平的50%。
2009年以来，由于风电大省（自治区）本地风电消纳能力不足，外送通道不畅，伴随着风电开发规模的快速扩大，风电窝电的波及范围和严重程度也随之加大。
从2011年情况看，内蒙古、黑龙江、吉林、甘肃等风电大省（自治区）的限电比例均接近或者超过了20%。此外，这些限电“弃风”严重地区风电的电量比例，即便是局部地区与国外相比，依然相对较低。丹麦、德国和西班牙全国风电装机容量的比例分别达到40%、15%和20%，电量则分别占到了22%、10%和18%。反观中国“弃风”严重的地区，除了内蒙古装机容量比例超过20%之外，其余地区还远远没有达到上述水平。例如，2011年吉林省风电发电量占本省全社会用电量的比例为6.32%，黑龙江的比例为5.57%，甘肃的比例为7.68%。如果放大到区域，则西北电网［陕、甘、青、宁、新五省（自治区）］2011年风电总发电量是112.11亿kWh，占西北五省（自治区）2011年全社会总用电量的2.8%。东北地区［含内蒙古东部四盟（市）］2011年风电发电量约226kWh，占全社会用电量的6.5%。华北地区［北京、天津、山西、河北、内蒙古五省（市、自治区）］2011年风电电量为332.33亿kWh，占全社会用电量的4.15%。这样的情况下限电“弃风”这么严重，真正的原因无人揭示，不能不引起疑问。这些情况需要电网企业做出合理解释，包括这些限电“弃风”现象是否必须，不这样做是否真正影响到电网安全，同时也需要电力监管部门加强监管。
接纳风电和所有可再生能源的电网规划和建设继续滞后，主要矛盾这两年不断加剧，没有得到缓解。由于电网不能适应且没有及时改造，为应对电网对可能的不安全的担忧，不得不进行大量低电压穿越改造并高标准加装无功补偿装置，为此所投入的花费或许数以百亿元计。更糟糕的是，2012年将有更大规模的风电装机不能联网，有更多的风能将被丢弃，中国风电效益还将会大幅下滑，这是可以预见的。
风电当地消纳也是一个重要问题。发展缺乏统筹规划、规划简单单调、规划目标和各目标的发展进度缺乏科学合理的衔接和协调。电网风电送出通道、调峰电源如燃气电厂建设、电源冲突如燃煤电厂被限出力的出路、储能性电源如抽水蓄能电站建设以及系统对风电消纳和消费的安排与相关设施的建设等，规划中没有充分的设计。分布式发展问题，在原来的规划里也没有很好的反映。
风电送出和消纳不畅问题难以缓解，其中更深层次的原因：一是认识问题：要不要大力发展风能等可再生能源，不同的利益集团有不同的认识，尚未达成一致；二是体制问题：缺乏监管的垄断企业在利益未明确前，往往会回避、不顾甚至排斥其社会责任；三是利益问题：新的产业打破了旧的利益平衡关系，在新的利益平衡关系尚未建立和完善之前，各方有得有失，这是三个问题的核心。（原标题：问诊风电消纳顽疾）
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