“十四五”，風電盼政策東風

本刊 | 王芳

經過十多年的快速發展，中國風電取得了舉世矚目的成就。“十四五”將迎來一個新的時代轉變，以可再生能源為主要方向的能源轉型已勢不可擋。風電要實現高比例、高質量的發展，仍需借政策東風。

“十三五”以來，依托有利的政策環境，我國風電產業規模保持穩步擴大，技術水平大幅提升。“十四五”時期，我國風電將步入平價上網時代，產業發展的主要矛盾也由成本過高制約大規模應用，轉變為傳統電力體制機制不能適應高比例可再生能源發展。深水前行，在轉型變革的攻堅期，風電面臨的挑戰更大。在此背景下，“十四五”規劃應當延續發展高比例可再生能源的基本思路，提出更為合理的目標，并完善政策體系，充分發揮市場的作用，消除體制機制束縛，進一步優化“十四五”及未來風電發展的環境。

政策是我國風電壯大的關鍵驅動力

我國風電產業的起步雖然相對較晚，但近十多年來取得了舉世矚目的成就，在產業規模、技術提升、成本下降、市場建設等諸多方面實現飛躍，為拉動經濟增長、優化產業結構和擴大就業、落實控制溫室氣體排放目標和治理大氣污染等做出了積極貢獻。

到2019年年底，我國可再生能源發電裝機在電力總裝機中的占比約為39.5%。風電發展的速度更是大大超過預期，全國風電累計裝機突破2.1億千瓦，穩居世界第一（見表1）。

表1 2015-2019年，我國各類電源累計裝機容量（單位:萬千瓦）

同時，我國風電技術水平得到顯著提升，不僅具備大兆瓦級風電整機自主研發能力，而且形成完整的風電裝備制造產業鏈。目前，國內推出的陸上和海上風電機組最大單機容量已分別達到5兆瓦和10兆瓦；最長葉片達102米；風輪直徑達210米；輪轂高度超過160米；人工智能、物聯網、大數據等新一代信息技術在風電行業得到廣泛應用。

在規模化開發和技術進步的推動下，我國風電的度電成本快速下降。目前，陸上風電已經在大部分地區實現平價上網，部分地區甚至比煤電還低0.1元/千瓦時。

成績的背后，政策成為我國風電壯大的關鍵驅動力。十多年來，針對行業發展不同階段面對的主要問題，國家適時出臺了各類法律法規、相關規劃，從技術支持、電價補貼、財稅激勵等給予全方位的支持。尤其是“十三五”期間，為持續優化風電產業布局、不斷拓寬發展空間，國家相關部門出臺了一系列保障政策：就分散式風電發展出臺建設暫行管理辦法等，旨在規范分散式風電開發流程，提升各方積極性；在海上風電方面，確定整體并網規模，并分解到各省，發布開發建設管理辦法、建設標準及上網電價方面的政策，為海上風電發展提供了清晰的預期；風電投資監測預警機制的建立和實施，切實發揮出政策指導和規范市場發展的作用；為探索產業向平價上網過渡的路徑，相關部門頒布了配套支持政策，從平價項目的組織、建設、運行和監管等，對地方能源主管部門、電網企業等提出要求，并出臺平價試點項目優先上網、全額保障性收購、試行綠色電力證書等政策，對推動產業技術進步、提升市場競爭力、積累平價上網經驗具有重要現實意義。

可以說，科學謀劃、與時俱進的政策為我國風電的長足發展奠定了重要基礎。

“十四五”，可再生能源發展面臨挑戰

“可再生能源與其他傳統能源之間的利益矛盾將更加突出。‘十四五’時期，可再生能源發展面臨的最大不確定性，就是發展空間的問題。”中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖表示。

從規劃上看，國家以建立目標導向的管理體系作為引導可再生能源開發利用空間的重點保障措施，但可再生能源裝機容量和發電量的占比目標設置過低，給行業發展帶來不確定性。陽光電源股份有限公司董事長曹仁賢表示，“十二五”期間，可再生能源裝機規劃目標是4.24 億千瓦，結果大幅度超預期完成；“十三五”規劃確定的2020年可再生能源裝機目標為6.8 億千瓦，但到2019年年底的裝機已達到7.94 億千瓦。前幾輪規劃低估了行業變革進步的速度，導致規劃落后于發展，隨之帶來配套設施跟不上、補貼矛盾突出、電網建設滯后等問題。

全國人大常委會組織開展的可再生能源法執法檢查結果顯示，一些地方電網建設規劃與可再生能源開發利用缺乏有效銜接，發電、輸電、消納規劃不同步，電網建設滯后于可再生能源發展，輸電通道不足，且部分輸電通道能力未能充分發揮，可再生能源電力輸出受阻問題比較明顯，由此帶來嚴重棄風現象。如我國“三北”地區新能源裝機達到2.3億千瓦，本地市場有限，跨區外送能力只有4200萬千瓦，僅占新能源裝機的18%。

可再生能源發展空間受限還體現在傳統能源搶占發電空間。在我國整體電力產能過剩的情況下，大型火電機組仍然大量獲批上馬。據悉，疫情之后，曾經停建、緩建的火電項目再次啟動，規模將達4000萬千瓦。僅今年1－3月，我國新增火電裝機702萬千瓦，比風電新增裝機高出近三倍。“十四五”末期，可再生能源發電成本及性價比有望低于化石能源，在此期間投建化石能源項目的需求將大幅降低，繼續大規模上馬火電項目，不僅加大我國減排和環境治理的難度，還將加劇電力的產能過剩，造成巨大的資源浪費。盡管國家多次出臺相關政策保障可再生能源優先上網，但在現有電力體制下，火電有政府下達的計劃電量和優先發電權，在電源消費總量基數不變的情況下，火電占比的上升勢必會壓縮可再生能源的份額。有業內人士嚴肅指出，如果不控制火電的裝機規模，造成的矛盾將比棄風限電更大，可再生能源發展會面臨停滯不前的風險。

在降成本方面，風電企業遭遇非技術成本的阻礙。此前，部分地方政府巧立名目的各種亂收費和亂攤派等做法嚴重推高了風電的度電成本。近些年來，電網公司向可再生能源企業提出不合理并網標準要求或者將輔助服務成本轉嫁給可再生能源企業，無端拉高風電成本的問題日益突出，進而抬高電力系統的整體成本，侵蝕著技術進步的成果。

某能源企業戰略規劃的負責人表示，以強制儲能為例，如果落地執行，可再生能源可能要增加1700億元的費用。以一個5萬千瓦的風電場為例，加裝儲能將使整個收益下降0.3～0.5個百分點，相當于2～3年左右的技術進步空間被抵消。在加裝儲能的同時，可再生能源企業還會被要求繳納輔助服務費用，這無異于為同一事項支付兩次費用。

關鍵性的可再生能源保障政策未能落地，給企業預期收益和平價上網帶來巨大不確定性。長期以來，我國通過實施全額保障性收購制度來保證風電項目所發電量無歧視、無障礙上網。然而，由于電力管理體制機制落后于產業發展，這項制度在部分地區沒能完全落地，有法不依的現象未得到有效遏制。從可再生能源法執法檢查結果來看，個別省份尚未達到國家規定的最低保障收購年利用小時數，且存在以低于國家有關政策明確的電價水平收購的情況。這迫使可再生能源企業選擇拿出更多電量參與市場交易，卻無法獲得預期收益。此類“保量不保價”的行為，表面上增加了可再生能源企業的發電利用小時數，減少棄電，卻損害著可再生能源開發企業的合理收益。對此，秦海巖表示：“目前，棄風棄光比例雖然降低了，但實際上，全額保障性收購政策的保障能力越來越低了。”

補貼拖欠更加重了可再生能源企業的負擔。“十三五”期間，90%以上新增可再生能源發電項目的補貼資金來源尚未落實，給風電、光伏投資企業帶來約3000億元的“應收賬款”。部分地方稅費征收不規范，稅收減免措施落實不到位。這些都造成企業貸款難，融資成本居高不下，整個行業負重前行，一些開發企業被迫賣掉優質資產以維持正常運轉。

此外，在中東南部地區，風電開發還面臨著與生態環保方面的矛盾，其根源在于相關評判標準處于缺位狀態，造成項目建設布局、開發規模受環保政策調整影響較大。在項目實施過程中，出現地方政府以禁代管的“一刀切”環保政策，國土與林業部門在項目建設上存在用地政策不一致、土地使用費用征收不規范等問題，導致項目延誤、取消或拆除。

健全的電力市場有利于促使風電發揮自身邊際成本極低的優勢，也被視為促進風電消納、保障風電利益的關鍵。然而，目前，我國電力市場功能仍不完善，現貨交易市場建設剛剛起步。華北電力大學教授曾鳴認為，電力中長期市場與現貨市場、輔助服務市場的協調運作機制尚未建立，各類市場主體之間存在一定的利益協調問題，在一定程度上制約了售電市場的進一步放開。

所有這些問題都迫切需要“十四五”能源發展規劃的引領和政策體系的推動。國家能源局原副局長、“十四五”國家能源規劃專家委員會組長吳吟一針見血地指出，“十四五”期間，就是要大力發展可再生能源，哪里存在影響可再生能源發展的障礙，哪里就是改革的重點。

堅定發展可再生能源的方向不動搖

當前，氣候變化、生態環境、能源安全問題日益受到重視，能源的綠色低碳化成為全球普遍共識與一致行動，可再生能源已經是全球能源轉型的主要方向。

原國電集團黨組成員、副總經理謝長軍表示，“‘十四五’能源規劃，從編制指導思想上要強調能源的高質量發展，多發展可再生能源。有人認為火電也可以少污染、低污染，但畢竟有污染。”實際上，在煤電生產過程中，除按照環保部政策必須進行評估的排放物外，還會產生幾十種其他污染物。為了降低污染而增加減排裝置，則會帶來煤電成本的增加，進一步降低其經濟性。

從應對氣候變化角度而言，全球也不允許再安裝更多的煤電機組。國家發展改革委能源研究所能源系統分析研究員姜克雋表示，中國承諾2030年碳排放達峰，但目前經過重新測算，這很難實現《巴黎協定》提出的“將全球平均氣溫較工業化前水平升高控制在2攝氏度之內”的目標，現在正在要求各國修改承諾，未來中國煤電很可能面臨更嚴峻的碳排約束。

在生態環境方面，我國降低碳排放的任務依然嚴峻，環保壓力很大。生態環境部環境規劃研究院黨委書記陸軍表示：“‘十四五’時期，污染物排放仍處在高峰平臺期，生態環境壓力還處于高位。”

這可以從空氣質量標準的對比管窺一二。世界衛生組織界定的空氣質量PM2.5國際標準值為年均濃度小于10微克/立方米；我國采用世衛組織過渡期的標準，PM2.5日均值35微克/立方米為空氣質量一級標準，75微克/立方米為達標，與國際標準相距甚遠。以北京為例，2019年，PM2.5創造了7年來的最低值，但濃度依然達到42微克/立方米。

從能源安全角度考慮，提高可再生能源占比能夠顯著加快本國的能源自主化進程。中國工程院原副院長、院士，國家能源委員會專家咨詢委員會副主任杜祥琬表示：“我國資源稟賦中，除了‘富煤、缺油、少氣’之外，還有豐富的可再生能源資源。陽光照在我們的國土上，風在我們的國土上刮，這些資源都可為我們所用，裝機多少、發多少電，也是我們自己可以掌控的，不受國際地緣政治變化的影響。隨著技術進步，價格降低，可再生能源高比例發展，能源的對外依存度會大幅降低，不僅能源的供需安全更有保障，而且能源的環境安全和氣候安全也得到了保障。”

此外，可再生能源在支持經濟社會可持續發展、協調區域發展和創造就業機會等方面的價值，已經廣泛釋放出來。正是看到這些優勢和巨大潛力，各國相繼制定以可再生能源為主導的能源變革戰略和中長期發展目標。例如，《歐洲綠色新政》提出，將2030年中期減排目標上調為50%～55%；2050年實現凈零排放，成為碳中和區域。丹麥提出到2050年完全擺脫化石能源。據了解，挪威正試圖將可再生能源投資作為整個國家經濟轉型的重要途徑。美國加利福尼亞、夏威夷、新墨西哥、華盛頓等州均通過立法，要求2045年實現100%清潔能源發電或可再生能源發電（見表2）。

“化石能源與燃油汽車一樣，電動車必然要替代燃油車，可再生能源必然要替代化石能源，可再生能源的資源利用方向沒有問題，要順應能源發展規律的大勢。”吳吟強調。

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十四五”，可再生能源規劃目標需提高

可再生能源項目具有重資產的特性，有了明確的規劃目標，才能為企業提供明晰的預期，提振市場信心。不少企業負責人表示，目標確定之后才能有效地讓電網明確積極的規劃和技術上的要求，包括地方政策配套、消費側的消納等一系列措施，都會因為新目標的設立而做出相應改變。

中廣核新能源投資者關系部總經理覃欣認為，測算目標時需要考慮兩個因素：一是在滿足相關規劃和生態環保，土地政策要求的前提下，梳理未來風電、光伏有多少合法合規的技術可開發資源；二是要測算推動上游產業鏈持續進行科技創新降低成本、保持全行業高質量發展需要多大的增量空間。

對于“十四五”風電規劃的規模，謝長軍認為，風電每年新增裝機規模應不少于3000萬千瓦，如果以年平均利用小時數2300小時計算，大概能提供700億千瓦時的電量。光伏要達到相同電量，每年需要新增約5000萬千瓦的裝機，這樣既能保障電網消納，行業也可以實現有序發展。

從記者搜集的信息來看，多數業內專家認為，原來設定的2030年非化石能源占一次能源的比重達20%的目標，至少可以提前到2025年，且可以作為最低目標。德國能源轉型經驗表明，煤電隨著競爭優勢的喪失，其退出成本將變得越來越高。德國的“退煤計劃”僅給煤電廠的補償就達400億歐元。我們不能走德國的老路。

表2 歐美主要國家和地區制定的中長期能源轉型目標

鑒于歐洲很多國家做出退煤、脫煤的安排，多位專家也表示，“十四五”及今后要制定化石能源的退出機制、路線圖和時間表，包括對重點地區煤炭消費總量的控制目標。

此外，一些企業負責人表示，希望規劃目標涉及的相關部門，要加強與生態環保、國土空間的統籌協調，做好相應的配套政策支持，為可再生能源長期的發展預留空間。

完善配套政策，騰出更大發展空間

圍繞破解可再生能源在發展中遇到的瓶頸問題，專家們給出了較為一致的意見，希望 “十四五”時期能夠提供相應的政策支持。

第一，穩定的市場空間是風電產業保持健康發展的必要條件。為此，必須增強配額制的約束力。

秦海巖建議將配額制寫入法律中，使之成為具有約束力的法律法規。同時，盡快出臺配套的可再生能源配額制考核管理辦法及獎懲機制，明確各個責任主體應承擔的義務，并強化對相關執行情況的監管。由此促使各地發展可再生能源的動力由利益驅動轉變為責任推動，為可再生能源打開更大的發展空間。

第二，必須給予企業清晰、可預期的收益保障。

針對于此，秦海巖建議，“十四五”時期，一方面，應當繼續實施全額保障性收購政策，并進行嚴格考核，切實保障風電平價項目優先發電、優先上網。另一方面，還需要給予風電固定電價保障，可按照風電項目并網時的火電指導電價為準，簽訂長期購電合同（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，再結合交易價格與固定電價的高低，進行多退少補。

第三，需完善綠色電力證書交易制度，構建自愿認購與強制約束交易并行的體系，運用市場化手段來體現可再生能源的環境價值。

在國家提出的能源革命內容中，消費側是排在第一位的。某風電企業負責人表示，如果在規劃中能綜合考慮消費側的用能，可以將整個可再生能源產業鏈帶動起來。目前已經有不少國際大客戶在交付產品時，要求提供產品的碳排放數據。不少行業領軍企業明確了實現100%可再生能源的時間點。由此看來，綠色發展已經成為重要的市場約束機制。

因此，要持續擴大綠證買方市場范圍和規模，保障綠證的市場需求、合理價格和長期綠證市場建設。同時，營造綠色電力消費氛圍，倡導全社會使用綠色電力，從而提高綠色能源占比。

第四，消除因輔助服務以及加裝儲能裝置帶來的非技術成本問題。

秦海巖明確表示，實際上，只有超出計劃之外的波動性才需要調峰輔助服務。

事實上，未來，隨著電價機制與發電結構更加匹配，可再生能源需要調節的量會非常小。

“‘十四五’能源規劃要明確電網的責任，調頻、調峰、儲能應由電網負責。我國電網一直被認為是世界上技術最先進、最堅強、最智能化的電網，完全有能力兼顧靈活性與穩定性。”中國光伏行業協會副秘書長劉譯陽總結道。

水電水利規劃設計總院副院長易躍春建議，可通過發電側、電網側、用電側三方面提高系統靈活性，保障可再生能源消納。在發電側，通過可調節水電、抽水蓄能等儲能設施、燃氣機組、火電深度調峰改造等措施提高靈活性；在電網側，通過擴大電網平衡區、建立靈活調度機制保障可再生能源在更大范圍內消納；在用電側，通過儲能、電動汽車、電儲熱鍋爐、虛擬電廠新技術實現負荷側響應可再生能源波動性。

第五，“十四五”期間，要實現可再生能源在系統中的高比例應用，必須打破原有體制機制束縛，為可再生能源發展創造公平環境。

從整個電力系統來看，需要深化電力體制市場化改革，通過健全電力市場，從消費側為用戶提供選擇綠色能源的機會。

秦海巖認為，“十四五”期間，要建立現貨市場，取消不合理的計劃電量，全面放開用戶側市場化交易，落實節能調度管理辦法，通過市場化資源配置方式推動可再生能源成本快速下降，使可再生能源投資與服務獲得更大的市場空間與價值，最終解決消納問題。

從區域來看，需為可再生能源在全國跨省區的自由輸送提供政策支持。至2019年年底， 在非化石能源占比方面，東部發達地區的很多省份并未達到全國平均水平。對此，專家們建議，“十四五”期間應加強中央對地方相關政策的主導權，進一步明確地方政府在調整能源結構、發展非化石能源方面的責任。同時，在規劃中增加對地方政府行業監管方面的禁止性條款，從而提升東部發達地區消納可再生能源的意愿，推動打破省際壁壘，消除地方保護主義，實現能源轉型全國一盤棋，避免資源浪費。

“要從多方面健全區域協調發展新機制，抓緊實施促進區域協調發展的有關政策措施，推動區域、城鄉一體化發展，形成全國統一開放、競爭有序的商品和要素市場。”吳吟對此強調。

第六，建議加大對可再生能源技術創新的政策支持和資金投入。目前，可再生能源技術成為世界能源版圖的競爭制高點，世界主要國家和地區均將此作為新一輪能源革命和工業革命的突破口。尤其在風電機組的大型化、智能化以及海上風電工程開發領域，投入大、風險高，不少風電企業負責人表示，有必要加大對風電產業技術研發的支持力度，做好知識產權保護工作，增加科研經費，促進多學科的融合，打造協同創新平臺。

世界能源系統正面臨百年未有的大變局。在政策支持和技術創新的驅動下，全球正在形成以可再生能源為主導，以電能為中心的能源格局。我國的“十四五”能源政策，應當著力調整能源生產關系，促進以風電、光伏為代表的可再生能源發展，由此必將推動我國能源及經濟進一步向可持續發展模式轉變。