风电产业如何迎接挑战

编者按：2012年，风电限电问题愈演愈烈，由之引发的一系列连锁反应，让风电产业链条上的各方都备受煎熬。如何消除并网消纳的难题，让风电回归健康可持续发展的道路，在“御风飞扬 共赢未来——斯维奇‘度电成本’调查结果发布会”现场，中国可再生能源学会风能专业委员会副主任施鹏飞、风电资深专家杨校生、国家可再生能源中心副主任高虎、中国电科院戴慧珠教授、新疆金风科技股份有限公司市场总监侯玉菡、斯维奇公司总裁兼首席执行官Jukka-Pekka Mäkinen纷纷为中国风电产业的发展献计献策。

《机电商报》：在您看来，2013年，中国风电产业的最大挑战是什么?

高虎：现在，围绕我国风电行业发展的问题已经从最开始的设备制造转移到到风电并网的矛盾上。我认为，包括2013年在内的未来三年，我国风电行业发展的最大挑战还是来自于风电并网。

杨校生：2013年，我国风电行业的挑战一方面来自于“弃风”的问题，另一方面是行业“三角债”引发的风电设备制造商现金流紧张的问题。

《机电商报》：您如何看待风力发电的度电成本，目前，影响这一成本的因素有哪些?

杨校生：风力发电的度电成本主要由几方面构成：一方面是风电场的造价，包括风电机组和风电工程的造价，以及管理的成本，这些成本的总和摊到风电机组整个生命周期内的每一年，就是每年风电场所要发生的费用;另一方面是风电场的发电量。用风电场的年发电量除以每年摊到风电场的造价就是度电成本。

目前，由于风电送出和消纳环节受阻，使得我国风电行业的弃风现象比较严重，这也使得风电的度电成本出现了一定程度的扭曲。

实际上，通过近几年的技术进步以及管理水平的提高，我国风电场的建设成本下降很快。 一方面，风电机组的价格已经从每千瓦6000多元下降到每千瓦3000多元。另一方面，随着风电机组技术水平地不断提高，使得风电的转换效率不断提高，单位千瓦的扫风面积不断增大。这些因素都应该使得我们的度电成本不断降低。但是因为弃风问题严重，度电成本根本降不下来。

2011年，全国共有123亿千瓦时的风电电量被弃，相当于损失66亿元，“三北”地区的风电场平均弃风率达16%，我们很难保证一个风场能够在弃风16%的情况下还有盈利的空间。弃风问题使得度电成本增加，并“吃”掉了所有技术改革的成果，开发商的盈利缩水，从而也引发了行业的“三角债”。

侯玉菡：作为风机制造企业，近两三年来，我们一直在关注度电成本的问题，并且看到在招投标过程中，越来越多的业主开始关注度电成本的概念。在此之前，我们基本上还是围绕着单位千瓦造价的概念来做招投标的工作。

作为直驱永磁机组路线的代表企业，由于生产制造成本特殊的原因和一些很客观的事实，导致我们的机组在价格上和双馈机组相比还是有些差距，这也直接影响到我们在整个投标过程中的中标情况。

往往不同机组的技术路线能代表它在不同风况的条件下，尤其是在特殊区域的条件下的不同表现。只有把全生命周期里每一度电运维的成本，包括前期投资的成本都精细化的核算下来，才能保证投资商在风电开发过程中良好的对成本进行掌控。我们非常期待着整个行业能够客观、科学地看待度电成本的问题。

我们始终坚持以为客户创造价值的理念，希望在每一度电上为客户尽可能减少成本，尽可能保证更多的发电量，以保证开发商在较低的运维成本中赢取更多的利益。所以我们期待风电制造商，能够在部件供应商的支持下，在投资商的引导和共同标准核算体系的支撑下，将降低度电成本的工作落实下去。

Jukka-Pekka Mäkinen：非常高兴大家现在都在关注度电成本，这也是今天要讨论的中心议题。我们一直都对风电充满激情，同时，也相信关心度电成本将是未来行业的发展趋势。我们愿意帮助中国的风电企业一起，在更低的度电成本下创造更多的收益。

目前，我们有很多模型和概念，可以在任何地方进行本地化的生产，在中国，我们有像金风这样非常成功的合作伙伴，未来我们很愿意支持中国企业走向世界。中国的风电企业不仅要在技术上，还要在整个运营、管理方面都更加成熟，才能够适应海外的市场。

《机电商报》：如何评价目前我国风电的电价水平?

戴慧珠：根据在各个风电场了解的情况看，我国现在根据不同的风况所制定的四种风电上网电价还是比较合理的。2012年1月，我去海南岛的三个风电场进行考察，这三个风电场使用的是0.61元/千瓦时的电价，我认为对于他们来说还是很不错的。因为南方电网的限电不明显，所以这三个风电场都是盈利的。

目前，很多风电开发商出现的经营困难主要是风电送出和消纳环节出了问题，我国的风电电价水平实质上是能够适应风电发展的。

《机电商报》：我国在可再生能源“十二五”规划中提到，国家将制定可再生能源配额制，这一标准何时出台?对于发电企业来说，他们主要将会采取的发电技术路线是什么?风电能在其中贡献多大?

高虎：目前，风电发展的最大核心问题就是风电并网和消纳问题，配额制的核心也就是从制度层面或者说从顶层设计的层面让风电的消纳问题得到有效的解决，也是在风电上网电价以及其他相关发电侧的激励政策之外，还能够让风电的终端应用端能够得到更好的激励。

具体的措施是国家对发电企业、电网企业、地方政府三大主体提出约束性的可再生能源电力配额要求。即强制要求发电企业承担可再生能源发电义务，强制要求电网公司承担购电义务，强制要求电力消费者使用可再生能源用电义务。

根据我国的思路，由于水电技术和产业发展已相当成熟，可以按照国家计划执行即可，不需要特殊的政策支持。因此，纳入配额管理范围的主要是并网的非水可再生能源发电，包括风电、太阳能发电、生物质发电、地热发电、海洋能发电等。发电企业可以在这几类资源里去选择最适合他们要求的技术种类。

目前这一政策已经在行业内开始征求意见。

《机电商报》：比起欧洲的一些国家来，目前，风电在我国总发电量中所占的比例还很小，我国风电的限电问题有多少是出自技术层面上的原因?我们在技术方面是否已经不能接纳更多的风电?

高虎：目前，风电的电量占全国发电总量的比例大概为2%左右，这一比例是很低的。但是拿东北地区来说，当地的总装机容量差不多是1亿多千瓦，整个风电消纳从电量的角度来说已经超过了6%，这一比例基本和欧盟地区的比例相当。欧盟在2011年底的时候是6.3%，东北是6.4%。

但由于我们国家还是存在一些自身的特点，比如，电源结构灵活性没有欧洲地区强，再加上我们的电源结构也在不断的调整，输电规划在不断的完善。同时，因为我们还缺乏一个电价或者说终端激励消费政策，因此，风电的电量要在全国范围内达到很高比例，可能还需要一段时间。

《机电商报》：目前我们看到风电开发已经由原来的一、二类风资源地区逐步过渡到四类风资源。由原来的丘陵、沿海相对条件好的风场过渡到比较艰苦的高原地区，无论是造价还是其他成本都在大幅度上升。如何看待这一发展趋势?

施鹏飞：“十二五”时期，分散式风电发展的规划目标大概为3000万千瓦，由于分散式的风电场的风资源要差很多、地形也要复杂，因此，风电场建设的成本要高很多。虽然现在很多风电设备制造商已经开发出了很多低风速和高海拔的风电机组，但是，在低风速风区要想同样获得更多的电量，机组的成本也是要增加的。

目前，我国最高的风电电价是0.61元/千瓦时，在这样的电价政策之下，开发商要通过精细的核算，计算出度电成本和将来的收益。如果有开发价值，我认为近几年开发商会将会把分散式开发列入重点开拓的区域，但是分散式的规模肯定是要小于北方大的风电基地的开发规模。待分散式风资源开发告一段落后，开发商未来还将转回风资源好的风区进行开发。

杨校生：目前，我国风电的开发形势有一个转变，很多开发商都关注到南方人口众多、地形复杂、条件恶劣的地区，甚至于高原环境差的地区，这是目前风电开发的一个趋势。龙源也早就敏锐地捕捉到了这一发展趋势，提前进行了相关的布局。