碳中和，吹響“十四五”風電沖鋒號

王芳

“二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，爭取在2060年前實現碳中和。”國家主席習近平在聯合國大會上作出的莊嚴承諾，為我國構建高比例可再生能源系統進一步明確了發展方向，也賦予風電新時代的光榮使命。為達成總體目標，“十四五”時期，風電發展的合理目標應設定為多少？資源可開發量、消納空間、產業成熟度等條件是否具備？需要提供哪些更廣泛的政策支持？面對挑戰，風電行業該做好哪些準備，破解哪些瓶頸？這些都是制定“十四五”可再生能源發展規劃必須考慮的問題，從而真正釋放出風電的力量，為兌現“30·60”目標做好支撐。

勇擔大任，規劃目標總量需倍增

在2020年12月12日舉行的氣候雄心峰會上，國家主席習近平提出，到2030年，中國風電、太陽能發電總裝機容量將達到12億千瓦以上。擘畫出中國實現碳排放達峰目標的具體路線圖，展現了中國應對氣候變化的堅定決心和重信守諾的責任擔當。

中電聯的數據顯示，截至2020年10月底，全國風電、太陽能發電裝機規模均已達到2.3億千瓦，合計4.6億千瓦。生態環境部應對氣候變化司司長李高表示，到2030年的風電、太陽能發電裝機規模接近現有的3倍，相當于美國目前全部發電裝機規模，超過了當前全球風電、光伏的裝機規模。

以目標為導向，確定“十四五”風電的發展路線圖，多個機構據此做出相應推算，其數據更為樂觀。

清華大學氣候變化與可持續發展研究院發布的《中國長期低碳發展戰略與轉型路徑研究》報告顯示，中國要實現碳中和目標，到2025年，非化石能源在一次能源消費中的占比應達到20%。截至2019年年底，我國非化石能源在能源消費中所占的比重為15.3%，“十四五”期間必須至少增長5個百分點。據估算，非化石能源占比每提高1個百分點，需要新增風電、光伏裝機1億千瓦。因此，“十四五”期間我國風電、光伏新增裝機容量應達到5億千瓦。

全球能源互聯網發展合作組織發布的《中國“十四五”電力發展規劃研究》指出，綜合考慮能源轉型、經濟社會發展、產業結構調整等因素，預計“十四五”期間將新增風電裝機容量2.9億千瓦，年均新增5800萬千瓦。

國家發展改革委能源研究所、國家可再生能源中心等機構聯合發布的《中國可再生能源展望2019》指出，在平均溫升低于2℃的情景中，“十四五”期間的風電新增裝機容量將達到2.65億千瓦，年均新增5300萬千瓦。

2020北京國際風能大會發布的《風能北京宣言》提出，為達到與碳中和目標實現起步銜接的目的，在“十四五”規劃中應保證風電至少新增裝機2.5億千瓦，年均新增5000萬千瓦。

近日，有消息透露，國家能源局明確“2021年我國風電、太陽能發電合計新增1.2億千瓦”，這一目標高于普遍市場預期，將為風電行業帶來更大信心。

規劃數據雖略有不同，但“中國的可再生能源趕上了歷史最好的發展時期”。中國工程院院士、原副院長、國家能源咨詢專家委員會副主任杜祥琬多次鼓勵風電行業，“要做好各方面的準備，勇于擔當大任，占領新能源的戰略制高點”。

實現目標，條件與能力俱全

上述裝機容量目標能否實現，資源保證和消納能力是前提，產業基礎是關鍵。

“我國風能資源技術可開發量不存在‘天花板。”國家氣候中心高級工程師王陽表示，“基于高時空分辨率風能資源數據庫進行的研究顯示，剔除技術性、政策性、經濟性限制因素后，全國陸地140米高度的風能資源技術可開發總量為51億千瓦；全國海上水深50米海域100米高度的風能資源技術可開發量約4億千瓦。且隨著技術的進步、成本的降低，可以實現經濟性開發的風能資源量還會不斷增多。”

在電網接入方面，大量的國內外研究以及實踐均證明，構建以風、光為主體的電力系統不存在技術瓶頸。國家氣候中心聯合國家發展改革委能源研究所、北京大學、國網能源研究院等機構開展的研究表明，到2050年，如果風電裝機25億千瓦、光伏裝機26.7億千瓦，按照全國小時級的風、光發電和需求側電力電量互動平衡，不用儲能和需求側響應，僅靠風、光就可以滿足全國67%的電力電量需求，同時棄風、棄光比率為7.22%。研究還表明，在風電主導的可再生能源系統中，擴大空間范圍，即連接更大區域的風電場可有效平滑風電波動性，顯著提高電力系統穩定性。

美國落基山研究所和能源轉型委員會的研究成果《中國2050：一個全面實現現代化國家的零碳圖景》認為，“十四五”期間，中國無需新增煤電裝機，即可滿足2030年前新增電力需求和電力系統靈活性的要求。

從自身能力來看，我國風電產業基礎成熟，足以支撐產能的擴大。經過近30年的培育，我國風電技術水平大幅提升，成本快速下降，“三北”地區的風電度電成本低至0.16元/千瓦時左右，中東南部達到0.34元/千瓦時左右，風電已經成為技術成熟、成本優勢明顯的電力來源。同時，一條堅強的產業鏈條逐漸成形，通過模塊化設計、自動化設備應用、工藝優化等，生產效率持續提高，例如葉片的生產時間從最初的48個小時，降至目前的24個小時；組裝一個電柜原來需要一天，現在縮短到2個小時。這些都奠定了進一步釋放產能的基礎。目前，整機與供應鏈企業是否會做出擴大產能的決策，完全取決于產業規劃層面能否設定更高的開發目標。

全新挑戰，行業瓶頸仍待破解

盡管實現產能倍增的條件和能力已經具備，但風電產業下一階段發展仍面臨一系列亟待突破的瓶頸。

一是規劃與相關政策缺乏統籌，存在不銜接、執行不到位等問題。從此前全國人大常委會執法檢查組提交的可再生能源法執法檢查報告來看，一是國家可再生能源發展目標和規劃缺乏約束性；二是開發規劃與電網規劃實施中缺乏銜接，電網建設滯后于可再生能源發展，靈活性電源比例不盡合理；三是與土地管理、生態環境保護等政策銜接不夠，相關部門監管協同不夠，風電的建設布局、開發規模受政策調整影響較大。

二是地方政府的觀念有待轉變。政策的制定源于理念，缺乏正確認知導致政策在制定和執行過程中出現偏差。一些地方政府未能從戰略高度認識到風電開發在改善環境、調整能源結構、推動經濟綠色發展等方面的重大意義，主要表現為：對發展風電產業的積極性不高，甚至以不科學的理由限制開發，導致風電產業發展受阻。風電項目建設用地報批手續繁瑣，一些地方主管部門沒有明確審批節點時間要求，導致審批效率低。

三是非技術成本居高不下，企業負重難行。例如，一些地方在發電端索要資源費，而在售電端索要項目控股權，對基金索要高比例的分紅；巧立名目的亂收費和亂攤派、“地頭蛇”無理的阻工勒索等，都推高了風電成本。又如，強迫或者變相要求風電企業承擔不合理的輔助服務費用；要求風電企業加配儲能裝置的問題也愈演愈烈，嚴重影響項目經濟性，使投資不確定性激增。國家氣候中心開展的研究已經證明，這些做法完全是非必要的，只會增加風電成本，并引發安全等問題。

四是并網消納依然是主要制約，在“三北”地區表現突出。一方面，在火電裝機規模大大超過電力需求的情況下，多地仍在大量上馬，同時給予其事實上的優先上網權，嚴重擠占風電的消納空間，導致資產擱淺的巨大風險；另一方面，電力外送通道建設滯后，利用率低。2019年，“三北”地區10條外送通道的實際新能源輸送量僅為設計輸送量的40%。此外，全額保障性收購制度落實尚不到位，個別省份暫未達到國家規定的最低保障收購年利用小時數，棄風限電、保量不保價的問題突出。有的企業發電價格被壓低至幾分錢/千瓦時，甚至不降至零電價就拿不到上網電量。此類問題出現的根源在于現有的電力體制機制不能適應高比例可再生能源發展的需要，電力市場遭到割裂，現貨市場尚未建立，電力調度主要是基于利益博弈，而非實現全社會效益最大化的原則，風電無法運用邊際成本為零的優勢，實現優先上網。

五是風電項目開發中的用地問題突出。部分省份在林地、草原等的使用上，對風電項目采取“一刀切”的做法，強行拆除已建成的項目，損害了風電企業的合法發展權益。其根源在于，缺少相關的評價標準體系。事實上，單臺機組的實際用地面積不到100平方米，使用桁架式基礎更是僅占地幾平方米，卻能夠憑借靈活的商業模式，讓社區居民、村集體等獲得可觀的經濟收入，助力新農村建設、鄉村振興等戰略的實施。

六是資金鏈緊張，融資成本高。補貼退出后，風電雖然擁有大量的資產，但市值很低，基本上沒有融資功能，尤其是民營企業貸款難、貸款貴，存在很大的收益不確定性。目前，整個產業鏈仍無法享受綠色金融服務。某企業負責人表示，“銀行的利息還是保持原樣”，這對行業的發展十分不利。同時，存量補貼問題尚未解決，整個行業要承擔十幾億元的財務成本。據統計，風電行業被拖欠的補貼達1180億元，如果盡快把補貼問題解決好，相當于為行業注入1180億元的現金流。此外，可再生能源電力市場交易機制不健全，大部分電量需要進行低價市場化交易，發電企業的合法權益保障不足，從而影響整個產業鏈的健康發展。

七是技術創新需加強支持。“十四五”時期，我國風電將邁入平價上網時代，從技術角度降低成本帶來全產業鏈的創新問題，技術研發能力、裝備制造質量、工程技術創新，尤其是核心技術研發能力偏弱。軸承、控制機組核心元器件依賴進口，大容量、安全、經濟的儲能技術有待突破，電網接入和運行技術有待快速提升。但目前，國家對可再生能源開發利用的基礎研究投入不夠，對企業技術研發支持力度較弱。“與太陽能光伏的材料創新不同，風電行業的創新更多的是在工程技術層面上，如果沒有突破性的技術，是很難做的。”某風電制造企業負責人感慨道。

八是海上風電發展受困。“十四五”是海上風電產業的關鍵成長期，國家明確2021年12月31日之后將取消海上風電中央財政補貼，在其他支持政策尚不明確的情況下，海上風電發展面臨著巨大的壓力和挑戰。一方面，海上風電開發中單體項目規劃小而分散，不同業主對同一片海域需要多次重復評審，包括海域使用、環境評審、軍事等，造成成本支出較大，評審周期長，也不利于提高資源的利用率；另一方面，海上風電平價是系統工程，降本需要跨越式創新，離不開全產業鏈，包括設備、基礎、運輸、開發、運維等每個主體的創新。國家更應當從頂層設計、規劃管理、金融資本、產業進步等方面多管齊下。實際上，我國海上風電的度電成本有望在未來5年內再下降超過40%，到2025年實現平價上網。

解鎖風電，贏得未來

“石以砥焉，化鈍為利。”面對如此良機，又如此復雜的困難，各方亟需化被動為主動，為風電創造適合發展的外部環境。同時，行業也需做好自己，才能贏得未來。

首先，要從規劃和政策上為風電的開發與消納騰出空間。

從中央到地方，政策制定者應轉變觀念，統一思想，明確可再生能源的主體地位，認清發展風電的重要戰略意義，確立風電要成為我國能源轉型主力軍，將風電建設成為綠色、高效、智慧的高質量產業，形成市場主導、需求導向的可再生能源規劃。

在規劃布局上，建議大力開發西北地區清潔能源，建設大基地、融入大電網、建立大市場；因地制宜發展中東南部分布式能源，適度合理利用分布式電源；中央與各省要加強統籌海上風電規劃，堅持規模化、集約開發的原則，單體項目規模應不低于100萬千瓦。新疆金風科技股份有限公司董事長武鋼表示，“跨省區的特高壓輸電線路建設絕對不能減緩，更要加強內蒙古，還有其他地方特高壓、超高壓通道的建設。”

在電力消納的規劃上，電網要銳意改革進取，建立以可再生能源為主的電力系統規劃設計理念。堅持電網規劃和建設適度超前的原則，通過擴大電網的區域平衡建立靈活的調度機制，實現可再生能源高效消納和電力系統安全穩定運行。中國廣核集團有限公司總經理助理、新能源控股公司董事長陳遂建議，學習歐洲電力市場經驗，“歐洲的靈活電源都有容量電價和市場定價機制作為支撐。我國也需要適時開展容量市場試點建設，給予可再生能源發電功率預測一定的容錯裕度，同時學習歐洲公開透明的電力調度機制。”

風電規劃涉及自然資源部、工信部、生態環境部等多個部門，需要加強部門間的溝通協調。建議對風電選址用地較少的單個項目，將耕地占補平衡指標配置權限下放到省級。允許村集體土地以參股形式進行風電項目建設，審批權限下放到縣級。出臺點狀用地政策，允許“以租代征”，參照高壓線塔用地政策對桁架式基礎的風電機組用地進行管理。提高風電項目用地審批效率，明確各環節審批節點時間。為涉及“生態功能區”的風電項目開發建設制定更加細致科學的管理規范，因地制宜制定針對風、光資源開發的生態及環保標準。有企業代表建議，“弄一個負面清單，統一調研，明確哪些能做，哪些不能做。”

同時，針對政策執行過程中遇到的問題，為促進消納，建議將配額制上升至法律層面，參照節能減排指標考核辦法，將非水可再生能源消納責任指標與節能減排指標進行強掛鉤，并納入地方政府經濟社會發展考核指標。此外，需要加強可再生能源市場環境的監督與考核，禁止附加在項目建設上的不合理捆綁條件，例如采購本地設備、加裝儲能裝置等，降低非技術成本。

國家電力投資集團有限公司戰略規劃部戰略管理處處長李鵬提醒，風電裝機要增加到每年5000萬千瓦，至少需要1.6億～2億千瓦的核準項目。因此，風電企業從現在起就要提前做好項目儲備，因為從測風到最后建成，需要將近兩年時間，否則這個影響會在2022年顯現出來。

其次，發揮好綠色電力市場的作用，從需求側為消納打開通道。

一方面，必須打破省區間壁壘，構建全國統一的電力市場，允許符合條件的中小用戶及售電公司參與其中，為各類市場主體搭建綠色電力交易服務平臺，同時承擔相應的義務。電力現貨的不平衡資金，歐洲是由發電企業和用戶共同分攤的，而我國主要是由發電企業承擔。對此，李鵬表示，在具體綠電配額指標的確定上，應遵循度電同權的原則，除自發自用部分的電量外，消費者從大電網購入并實際消費的每一千瓦時電力其實都有著相同的排放強度，也必然要承擔相同的責任。為此，他建議：大力推動用戶側綜合智慧能源商業模式的創新，用戶側自發自用的分布式電源建設以及虛擬電廠等系統運行新模式的發展，這就需要進一步深化改革，全面放開用戶側的各類交易。

另一方面，相關管理機構有必要大力倡導、宣傳綠色電力消費，發布綠色電力生產和交易信息，完善綠色電力消費標識體系，將綠色電力消費與“能源雙控”“綠色制造”等相結合，出臺激勵政策，促使更多消費者認購綠色電力證書。

清華大學電機工程與應用電子技術系教授夏清指出，“釋放電力體制改革的紅利，絕對不能依賴單方面的降價，而是應該讓源網荷互動起來，讓用戶以最友好的方式配合新能源消納，以市場機制來激活用戶的互動能力，通過用戶互動創造紅利再去降低電價，才是正解。”

武鋼認為，下一個階段要保障規劃順利實施，一定要加大力度推動消費側改革。他呼吁所有的供應商和整機企業全部實現綠色制造，并倡議到2025年建設100個碳達峰先行示范單位。鼓勵普通消費者改變觀念，多用綠電。到那時候，可再生能源就會真正成為“搶手貨”。

不過，鑒于我國尚未建立完善的以市場為基礎的電力價格形成機制，為保障風電企業電價收益，建議地方應當嚴格執行全額保障性收購制度，并按照政策要求進行嚴格考核，切實保障平價風電項目優先發電、優先上網。同時給予風電固定電價，按照風電項目并網時的火電指導電價，簽訂長期購電協議（PPA），或者可借鑒英國的差價合約（CfD）機制，通過招標或其他方式確定一個固定電價，鼓勵風電參與電力市場交易，利用邊際成本低的優勢，實現全額優先上網，再根據交易價格與固定電價的高低，進行多退少補。

再次，簡化流程，創新商業模式。風電企業苦審批流程久矣，某開發企業透露，一個兩臺風電機組的項目竟蓋了一千多個章。對此，建議將風電項目許可改為備案制，企業可自主做出投資決策。取消規模指標管理，將政府規劃的剛性約束變為對產業的引導信號，由市場和各種電源的成本競爭力決定發展規模。針對風電領域缺少“源頭活水”，不少開發企業建議拓寬風電項目融資渠道，鼓勵金融機構發行綠色債券，創新融資模式，與地方形成產業利益機制，把風電開發與鄉村振興、地方經濟發展結合起來，通過社會融資，吸引銀行大幅降低貸款成本。

最后，業界需要做好自己，不斷創新。風電在全球興起，一個共同點就是科技創新蓬勃發展。“我國經濟由高速增長階段轉向高質量發展階段，堅持創新在我國現代化建設全局中的核心地位，將激發更多創新活力，從根本上支撐碳達峰目標與碳中和愿景實現。”中國能源研究會常務理事李俊峰對風電的技術創新寄予厚望。

平價之下，在高質量與低成本的新發展階段，風電行業也面臨著創新的壓力。對此，行業專家認為，對核心和關鍵技術領域要進行長遠布局，在政策上加強引導，加大對基礎研究和前沿技術創新應用的支持力度；行業組織和風電企業必須大力加強技術攻關，取得核心技術領域話語權，通過多元有機結合，形成真正的創新主體。提升風電產業的信息化、數字化、共享化水平，推動“互聯網+”智慧能源建設，攜手電網，增加電網友好型接入、多能互補等項目的研究。此外，不少風電整機企業和開發商認為，風電行業的制造業水平要提高，需要依靠第三方力量進行公允的評價，提高設備的性能指標、部件標準化水平。“目前，風電產業鏈的技術創新并沒有系統性的規劃。”明陽智慧能源集團股份公司董事長兼CEO張傳衛建議，建立技術創新平臺，加強上下游企業、國內外企業之間的技術交流與合作。

針對海上風電，建議地方政府承擔項目前期勘查、核準手續等工作；送出系統工程由電網公司負責建設，將投資成本納入輸配電價中；成立海上風電發展促進基金，降低融資利率；根據項目的實際建設情況，適時適度地階段性降低海上風電開發央企的項目收益考核標準；采取“以獎代補”的方式，鼓勵企業加大技術研發投入和加速創新技術應用。

為實現碳中和目標，“十四五”風電沖鋒號已經吹響。正值乘風破浪時，風電當掛云帆，濟滄海。