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该企业最初与电网调度达成的协议是,适度参与调峰,保证该风电场的风电利用小时数比当地平均数高300小时。但由于未曾考虑到弃风严重、该省风电平均利用小时数下降的情况,实际运行中即便多发300小时,风场实际利用小时数仍低于最初的设计值。因此,项目盈利情况相当不乐观。
此外,热力站运营并不能如设想般全部采用低谷电量。该企业负责人告诉本报记者,统计下来,低谷用电量占总用电量80%左右,平段用电量与尖峰用电量占总用电量的20%。
吉林并非孤例。内蒙古一家风电企业负责人告诉本报记者,经转换测算,其热力站购买的电量价格约为0.46元/度,但每度电实际回收成本只有0.09元,而“风电站投资热力站的成本回收期至少为10年—20年”。
更为尴尬的是,风电供暖还面临利益协调的复杂格局。风电供暖利用低谷电价的运作模式,会影响到电网的收益,规模一旦上来,将极大降低电网的积极性。再者,供热公司也有其固有的利益格局。
据本报记者了解,蒙东某风电供暖项目已被紧急叫停。“如今,我们建设热力站前期已投入600余万元,但由于今年煤价太低,供热公司单方面终止合作,又烧起了煤炭。”该企业负责人一肚子苦水,“供热公司也是企业,他们也要追求利润最大化。现在我们双方都不提这件事了,因为在这种大环境下,继续推进项目只会损失更多。”
路在何方?
在多位业内人士看来,风电供暖项目能不能规模推广必须先考虑清楚三大问题:
首先,风电供暖是解决我国弃风限电的短期举措,还是需要长期坚持的政策?“如果‘十三五’期间弃风问题得到解决,那风电供热还要不要进行?兴建的这些热力站又如何处理?”
其次,风电供暖能否真正做到压减煤炭、提高地区清洁能源消纳比例?“能否真正做到弃风电量替代地区煤炭上网电量,而不是侵占其他风电场的上网小时数?”
再次,风电供暖本质是电力供暖,也是民生项目,但“风电现在都拿着国家补贴,可以说自己还是困难户。将风电与供暖项目捆绑,让风电企业牺牲经济利益去维持项目是否合适?”
“落实可再生能源发电保障性收购制度在电改9号文中一再被提及,首个配套文件《关于改善电力运行、调节促进清洁能源多发满发的指导意见》也已出台。此外,按照《可再生能源法》以及《节能发电调度办法》,风电本就不应出现与供暖打捆的现象。”一位行业权威人士告诉本报记者,“现在,风电企业都在退而求其次,希望配额制赶紧出台。”
法律执行不到位、政策难以落地,政府部门也是焦头烂额。
“风电供暖是主管部门在当前形势下为风电筹谋的一条出路,但这个政策在执行中确实出现了很多问题,违背了政府部门的初衷。”一家国字头风电企业总经理告诉本报记者,“从小处看,风电供暖政策是为解决地区弃风限电而生,目的是解决地区电力发展平衡问题;从深层次来看,其涉及的是国家总体电力规划问题。国家电力规划缺失,化石能源与可再生能源究竟如何协调发展?”
中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩告诉记者,目前情况下,风电供暖并非不可行,如何协调好风电场、火电企业、电网公司、供热方的利益,是风电供暖能否取得成效的关键。“比如运用利益补偿机制为风电供暖开拓市场空间,通过替代发电、辅助服务等市场机制,实现不同类型电源的利益调节;同时还可鼓励通过市场化方式确定调峰承担方,鼓励清洁能源直接购买辅助服务等。”秦海岩说。
他同时表示,从长远看,建立有效的电力市场,才是解决目前各方争论的最终出路。“需要一个开放、现代、有利于资源优化配置的电力市场环境。”
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