【中國環保在線 新能源設備】近日，國家能源局新能源和可再生能源處長李鵬在2014北京風能大會上表示，目前新能源各領域的“十三五”規劃正在編制中，風電有望逐步改變當前被視作“替代能源”的地位，上升為未來扛鼎國家能源結構調整主體的地位。
　　　　28省份風電利用小時數負增長
　　
　　近日，國家能源局發布了2014年前三季度全國風電并網運行“成績單”。數據顯示，1—9月，全國風電新增并網容量858萬千瓦，到9月底，全國累計并網容量8497萬千瓦，同比增長22%；全國風電上網電量1060億千瓦時，同比增長7.6%。此外，1—9月全國風電棄風限電形勢有所好轉，風電棄風電量86億千瓦時，同比減少28.3億千瓦時；平均棄風率7.5%，同比下降3.36個百分點。
　　
　　雖然棄風限電形勢有所好轉，但發電小時數普遍同比下降。據不完全數據統計，有28個省（市、區）風電利用小時數出現負增長，以新疆、重慶、山西下降為嚴重。風電分析師周憶憶表示，發電小時主要取決于風資源情況，一般在中國每4年有1個小風年，今年的風速相比去年明顯下降。
　　
　　對此，業內人士任浩寧在接受相關媒體采訪時也曾表示，雖然2014年以來的棄風電量和棄風率出現下降，但棄風現象并沒有得到根本改善。任浩寧認為，這只是表明問題引起了有關部門的重視，但核心問題仍未解決，風電項目整體規劃從國家到省級地方依然不夠詳細。
　　
　　2014年1—9月，全國風電平均利用小時數1336小時，同比減少196小時。30個省（市、區）中，只有江蘇和云南呈正增長，另外28個省（市、區）對風電利用小時數出現負增長。以新疆、重慶和山西為嚴重，分別同比下降503小時、423小時和402小時。
　　
　　任浩寧分析，新增的風電并網項目量大，但不穩定，運行效率低，而風電利用小時是決定項目利潤的核心指標，上不去談不上賺錢，下降應該引起電網公司高度重視。
　　
　　一位不愿具名的風電場人士坦言，2015年陸上電價可能會下跌，必須趕在價跌之前把核準項目建了。然而，風電項目上馬太快，超出了電網公司的基礎設施建設速度。
　　
　　此前有媒體報道稱，在棄風限電背后，也存在不少電網公司的不作為。任浩寧表示，對電網公司而言，擔心由于風電不穩定且規模大影響整個電網的安全性和穩定性，這是電網公司的難處。而從技術層面上來講，大規模并網發電的穩定與否還是性的難題。
　　
　　風電地位將升格
　　
　　然而，風電利用小時數負增長的現狀似乎并不能佐證風電的“頹敗”。
　　
　　日前，國家能源局新能源和可再生能源處長李鵬在2014北京風能大會上表示，目前新能源各領域的“十三五”規劃正在編制中，風電有望逐步改變當前被視作“替代能源”的地位，上升為未來扛鼎國家能源結構調整主體的地位。
　　
　　李鵬透露，鑒于當前國內風電行業發展的整體狀況，未來將挖潛“三北”地區大風電基地輸電能力，大力推進陸地中低風速資源區風電項目開發，而備受業界關注的海上風電，其未來發展定位則調整為“積極穩妥”。
　　
　　與此同時，當前國內風電行業仍存在規劃不完善、資源摸底不詳盡、并網受阻等一系列問題，“十三五”期間政策方還將在化解行業瓶頸方面完善一系列體制機制。
　　
　　業內認為，無論從當前治理霧霾的現實需求，還是從國家能源結構調整的長遠需要來看，大力發展可再生能源比以往任何時候都顯得更加重要與緊迫。風電作為國內可再生能源發電形式中具規模和效率比較優勢的新能源門類，未來理應承載起我國能源替代戰略的中堅作用。這也是我國正在推進的“能源革命”的大注解。
　　
　　上述呼吁已開始得到政策制定方的呼應。李鵬表示，綜合當前國內可再生能源發電各領域的現狀，風電“十三五”期間有望逐步改變當前的“替代能源”地位，轉為進入能源消費的主體地位。
　　
　　公開數據顯示，截至2013年年底，風電發電量在我國能源消費總量中僅占比2.6%，而德國和丹麥同期風電消費量占比均超過20%，已成為各自國內主體能源。值得關注的是，獨立于國家電網體系之外的蒙西電網，2013年風電發電量占全網發電量比例高達13.4%。
　　
　　河北建投集團一位負責人表示，當前的京津冀霧霾治理方案中，一項重要任務就是提高清潔能源的替代作用，到2017年，京津唐電網風電等可再生能源電力占電力消費總量比重將提高到15%。而當前這一比例僅為4%，其中風電占據八成比重。因此，要實現15%的既定目標，迫在眉睫的任務就是要大力發展風電。
　　
　　國家可再生能源中心副主任任東明表示，理論上預計，到2020年，國內風電累積總裝機可達3億千瓦；到2050年，風電總裝機規模將在此基礎上增長9倍達到300億千瓦，其所消費電量將占據國內能源總消費量的80%，成為名副其實的主體能源。
　　
　　盡管風電在我國能源消費中的戰略地位越來越受重視，但李鵬表示，“十三五”規劃對于國內風電開發的整體布局仍將因地制宜地進行安排。
　　
　　李鵬表示，“十三五”期間，國家將針對這些地區的問題針對性地制定提高其電網消納能力的措施，例如完善電力交易機制，建設一批風火互補調峰電源，提高其就地消納能力，同時加快啟動特高壓外輸通道建設。
　　
　　目前，國家能源局正在醞釀出臺《可再生能源發電配額管理辦法》，通過對電企及地方政府實施可再生能源發電量低配額指標制度，以此刺激相關方發展可再生能源的積極性。
　　
　　中國可再生能源學會專家表示，配額制一旦付諸實施，首先受益的無疑將是成熟度更高的風電行業，特別是屬于低風速區域的中東部省區。
　　
　　博弈風電上網電價下調
　　
　　風電上網電價下調在短期內肯定會對企業盈利造成影響，但將盈利希望寄托于政府特殊照顧的價格機制無異于飲鴆止渴，隨便裝幾臺風機就想實現發電盈利的日子將一去不返。
　　
　　近日，關于發改委醞釀下調陸上風電上網電價的消息在風電業內引起熱議。從公開的報道來看，無論是身處行業一線的風場開發商、設備商，還是行業協會組織，幾乎都對此持有異議。反對者普遍認為：當前風電行業還面臨棄風消納未解、補貼不到位等難題，倘若此時下調上網電價無異于雪上加霜。
　　
　　但從整個電力全局來看，價格調整部門也是有著自己的苦衷。
　　
　　眾所周知，目前風電上網電價執行的還是2009年的價格政策，當時，國家發改委發布《關于完善風力發電上網電價政策的通知》，要求按風能資源狀況和工程建設條件，將全國分為4類風能資源區，4類資源區風電標桿電價水平分別為每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。
　　
　　根據我國《可再生能源法》，可再生能源發電價格高出常規能源發電價格部分，將在全國范圍內進行分攤。2009年的風電上網電價政策也明確指出，繼續實行風電費用分攤制度，風電上網電價高出當地燃煤機組標桿上網電價的部分，通過可再生能源電價附加分攤解決。也就是說，風電上網電價水平與燃煤電價是相互掛鉤的。
　　
　　如今，五年過去了，燃煤發電價格已經有了幾次不同程度的下調。今年8月，發改委印發《關于疏導環保電價矛盾有關問題的通知》，決定適當降低燃煤發電企業上網電價，各省區降價標準在0—0.0317元/千瓦時，此次電價調整，全國燃煤發電企業標桿上網電價平均每千瓦時降低了0.93分。從這點看，風電電價也到了該下調的時候。
　　
　　另一方面，由于風電、光伏等可再生能源的飛速發展，導致可再生能源電價附加資金連年吃緊，甚至達到入不敷出的程度。有數據顯示，截至2011年底，可再生能源電價附加資金缺口已超百億，達到107億元，預計2015年缺口將進一步擴大到330億元左右。迫于資金緊缺的壓力，國家不得不將可再生能源電價附加標準由2006年的每千瓦時0.1分錢提高至1.5分錢。
　　
　　值得注意都是，作為風電上網電價補貼來源的可再生能源電價附加資金缺口正在放大，在燃煤電價已然下調的背景下，風電上網電價下調基本已經是“板上釘釘”的大概率事件。調價于法于理，都是說得通的。
　　
　　誠然，風電廠商反對調價的訴求也無可厚非，畢竟困擾風電行業多年的棄風難題還沒有根除，部分風電開發商也一直在盈虧邊緣徘徊，調價之后，企業的利潤水平肯定會大打折扣。另外一方面，調價下帶來的“逆替代”問題也是不容忽視的．
　　
　　然而，我們更應該從長遠來看這個問題，吳可仲認為：風電上網電價調整帶來的短期陣痛，換回的則可能是整個行業持續健康的大發展。
　　
　　在風電起步之初，現階段這種依賴可再生能源電價附加補貼的全民買單模式，確實為行業發展注入了“強心劑”，但也埋下了苦果。中國風能協會發布的數據顯示，我國的風電累計裝機容量已經由2001年的381MW猛增至2013年的91413MW。與此同時，在突飛猛進發展的背后，棄風帶來的產業“寒冬”也隨之而來。事實證明，這種注重數量不重質量的發展模式已經使行業深受其害。
　　
　　對于風電等可再生能源而言，未來發展的根本出路在于企業提高自身競爭力，降低成本。這就如溫室里的花朵難以經受風雨一樣，長期在價格政策庇護下的風電不會培育出超強的市場競爭力，企業的發展質量水平也會受到抑制。也正如原國家能源局長張國寶所言：政府給補貼，可再生能源就做不大。
　　
　　可以預見的是，風電上網電價下調在短期內肯定會對企業盈利能力造成影響。但從長遠看來，這也是實現優勝劣汰，優化產業發展的一個必然過程。未來隨著行業準入門檻的提高，那種隨便裝幾臺風機就想實現發電盈利的日子也將一去不返。
　　
　　風電要想長遠發展，其價格水平必然要與常規能源價格具備相當的市場競爭力，這才是風電的未來。如何提升自身實力，把行業蛋糕做大，攤薄生產成本，這才是企業應該關注的重點，將盈利希望寄托于政府特殊照顧的價格機制無異于飲鴆止渴。擺脫補貼幻想，勇敢面對市場競爭，迎來的將是浴火重生之后的鳳凰涅槃。