碳中和，吹响“十四五”风电冲锋号

王芳

“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，争取在2060年前实现碳中和。”国家主席习近平在联合国大会上作出的庄严承诺，为我国构建高比例可再生能源系统进一步明确了发展方向，也赋予风电新时代的光荣使命。为达成总体目标，“十四五”时期，风电发展的合理目标应设定為多少？资源可开发量、消纳空间、产业成熟度等条件是否具备？需要提供哪些更广泛的政策支持？面对挑战，风电行业该做好哪些准备，破解哪些瓶颈？这些都是制定“十四五”可再生能源发展规划必须考虑的问题，从而真正释放出风电的力量，为兑现“30·60”目标做好支撑。

勇担大任，规划目标总量需倍增

在2020年12月12日举行的气候雄心峰会上，国家主席习近平提出，到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。擘画出中国实现碳排放达峰目标的具体路线图，展现了中国应对气候变化的坚定决心和重信守诺的责任担当。

中电联的数据显示，截至2020年10月底，全国风电、太阳能发电装机规模均已达到2.3亿千瓦，合计4.6亿千瓦。生态环境部应对气候变化司司长李高表示，到2030年的风电、太阳能发电装机规模接近现有的3倍，相当于美国目前全部发电装机规模，超过了当前全球风电、光伏的装机规模。

以目标为导向，确定“十四五”风电的发展路线图，多个机构据此做出相应推算，其数据更为乐观。

清华大学气候变化与可持续发展研究院发布的《中国长期低碳发展战略与转型路径研究》报告显示，中国要实现碳中和目标，到2025年，非化石能源在一次能源消费中的占比应达到20%。截至2019年年底，我国非化石能源在能源消费中所占的比重为15.3%，“十四五”期间必须至少增长5个百分点。据估算，非化石能源占比每提高1个百分点，需要新增风电、光伏装机1亿千瓦。因此，“十四五”期间我国风电、光伏新增装机容量应达到5亿千瓦。

全球能源互联网发展合作组织发布的《中国“十四五”电力发展规划研究》指出，综合考虑能源转型、经济社会发展、产业结构调整等因素，预计“十四五”期间将新增风电装机容量2.9亿千瓦，年均新增5800万千瓦。

国家发展改革委能源研究所、国家可再生能源中心等机构联合发布的《中国可再生能源展望2019》指出，在平均温升低于2℃的情景中，“十四五”期间的风电新增装机容量将达到2.65亿千瓦，年均新增5300万千瓦。

2020北京国际风能大会发布的《风能北京宣言》提出，为达到与碳中和目标实现起步衔接的目的，在“十四五”规划中应保证风电至少新增装机2.5亿千瓦，年均新增5000万千瓦。

近日，有消息透露，国家能源局明确“2021年我国风电、太阳能发电合计新增1.2亿千瓦”，这一目标高于普遍市场预期，将为风电行业带来更大信心。

规划数据虽略有不同，但“中国的可再生能源赶上了历史最好的发展时期”。中国工程院院士、原副院长、国家能源咨询专家委员会副主任杜祥琬多次鼓励风电行业，“要做好各方面的准备，勇于担当大任，占领新能源的战略制高点”。

实现目标，条件与能力俱全

上述装机容量目标能否实现，资源保证和消纳能力是前提，产业基础是关键。

“我国风能资源技术可开发量不存在‘天花板。”国家气候中心高级工程师王阳表示，“基于高时空分辨率风能资源数据库进行的研究显示，剔除技术性、政策性、经济性限制因素后，全国陆地140米高度的风能资源技术可开发总量为51亿千瓦；全国海上水深50米海域100米高度的风能资源技术可开发量约4亿千瓦。且随着技术的进步、成本的降低，可以实现经济性开发的风能资源量还会不断增多。”

在电网接入方面，大量的国内外研究以及实践均证明，构建以风、光为主体的电力系统不存在技术瓶颈。国家气候中心联合国家发展改革委能源研究所、北京大学、国网能源研究院等机构开展的研究表明，到2050年，如果风电装机25亿千瓦、光伏装机26.7亿千瓦，按照全国小时级的风、光发电和需求侧电力电量互动平衡，不用储能和需求侧响应，仅靠风、光就可以满足全国67%的电力电量需求，同时弃风、弃光比率为7.22%。研究还表明，在风电主导的可再生能源系统中，扩大空间范围，即连接更大区域的风电场可有效平滑风电波动性，显著提高电力系统稳定性。

美国落基山研究所和能源转型委员会的研究成果《中国2050：一个全面实现现代化国家的零碳图景》认为，“十四五”期间，中国无需新增煤电装机，即可满足2030年前新增电力需求和电力系统灵活性的要求。

从自身能力来看，我国风电产业基础成熟，足以支撑产能的扩大。经过近30年的培育，我国风电技术水平大幅提升，成本快速下降，“三北”地区的风电度电成本低至0.16元/千瓦时左右，中东南部达到0.34元/千瓦时左右，风电已经成为技术成熟、成本优势明显的电力来源。同时，一条坚强的产业链条逐渐成形，通过模块化设计、自动化设备应用、工艺优化等，生产效率持续提高，例如叶片的生产时间从最初的48个小时，降至目前的24个小时；组装一个电柜原来需要一天，现在缩短到2个小时。这些都奠定了进一步释放产能的基础。目前，整机与供应链企业是否会做出扩大产能的决策，完全取决于产业规划层面能否设定更高的开发目标。

全新挑战，行业瓶颈仍待破解

尽管实现产能倍增的条件和能力已经具备，但风电产业下一阶段发展仍面临一系列亟待突破的瓶颈。

一是规划与相关政策缺乏统筹，存在不衔接、执行不到位等问题。从此前全国人大常委会执法检查组提交的可再生能源法执法检查报告来看，一是国家可再生能源发展目标和规划缺乏约束性；二是开发规划与电网规划实施中缺乏衔接，电网建设滞后于可再生能源发展，灵活性电源比例不尽合理；三是与土地管理、生态环境保护等政策衔接不够，相关部门监管协同不够，风电的建设布局、开发规模受政策调整影响较大。

二是地方政府的观念有待转变。政策的制定源于理念，缺乏正确认知导致政策在制定和执行过程中出现偏差。一些地方政府未能从战略高度认识到风电开发在改善环境、调整能源结构、推动经济绿色发展等方面的重大意义，主要表现为：对发展风电产业的积极性不高，甚至以不科学的理由限制开发，导致风电产业发展受阻。风电项目建设用地报批手续繁琐，一些地方主管部门没有明确审批节点时间要求，导致审批效率低。

三是非技術成本居高不下，企业负重难行。例如，一些地方在发电端索要资源费，而在售电端索要项目控股权，对基金索要高比例的分红；巧立名目的乱收费和乱摊派、“地头蛇”无理的阻工勒索等，都推高了风电成本。又如，强迫或者变相要求风电企业承担不合理的辅助服务费用；要求风电企业加配储能装置的问题也愈演愈烈，严重影响项目经济性，使投资不确定性激增。国家气候中心开展的研究已经证明，这些做法完全是非必要的，只会增加风电成本，并引发安全等问题。

四是并网消纳依然是主要制约，在“三北”地区表现突出。一方面，在火电装机规模大大超过电力需求的情况下，多地仍在大量上马，同时给予其事实上的优先上网权，严重挤占风电的消纳空间，导致资产搁浅的巨大风险；另一方面，电力外送通道建设滞后，利用率低。2019年，“三北”地区10条外送通道的实际新能源输送量仅为设计输送量的40%。此外，全额保障性收购制度落实尚不到位，个别省份暂未达到国家规定的最低保障收购年利用小时数，弃风限电、保量不保价的问题突出。有的企业发电价格被压低至几分钱/千瓦时，甚至不降至零电价就拿不到上网电量。此类问题出现的根源在于现有的电力体制机制不能适应高比例可再生能源发展的需要，电力市场遭到割裂，现货市场尚未建立，电力调度主要是基于利益博弈，而非实现全社会效益最大化的原则，风电无法运用边际成本为零的优势，实现优先上网。

五是风电项目开发中的用地问题突出。部分省份在林地、草原等的使用上，对风电项目采取“一刀切”的做法，强行拆除已建成的项目，损害了风电企业的合法发展权益。其根源在于，缺少相关的评价标准体系。事实上，单台机组的实际用地面积不到100平方米，使用桁架式基础更是仅占地几平方米，却能够凭借灵活的商业模式，让社区居民、村集体等获得可观的经济收入，助力新农村建设、乡村振兴等战略的实施。

六是资金链紧张，融资成本高。补贴退出后，风电虽然拥有大量的资产，但市值很低，基本上没有融资功能，尤其是民营企业贷款难、贷款贵，存在很大的收益不确定性。目前，整个产业链仍无法享受绿色金融服务。某企业负责人表示，“银行的利息还是保持原样”，这对行业的发展十分不利。同时，存量补贴问题尚未解决，整个行业要承担十几亿元的财务成本。据统计，风电行业被拖欠的补贴达1180亿元，如果尽快把补贴问题解决好，相当于为行业注入1180亿元的现金流。此外，可再生能源电力市场交易机制不健全，大部分电量需要进行低价市场化交易，发电企业的合法权益保障不足，从而影响整个产业链的健康发展。

七是技术创新需加强支持。“十四五”时期，我国风电将迈入平价上网时代，从技术角度降低成本带来全产业链的创新问题，技术研发能力、装备制造质量、工程技术创新，尤其是核心技术研发能力偏弱。轴承、控制机组核心元器件依赖进口，大容量、安全、经济的储能技术有待突破，电网接入和运行技术有待快速提升。但目前，国家对可再生能源开发利用的基础研究投入不够，对企业技术研发支持力度较弱。“与太阳能光伏的材料创新不同，风电行业的创新更多的是在工程技术层面上，如果没有突破性的技术，是很难做的。”某风电制造企业负责人感慨道。

八是海上风电发展受困。“十四五”是海上风电产业的关键成长期，国家明确2021年12月31日之后将取消海上风电中央财政补贴，在其他支持政策尚不明确的情况下，海上风电发展面临着巨大的压力和挑战。一方面，海上风电开发中单体项目规划小而分散，不同业主对同一片海域需要多次重复评审，包括海域使用、环境评审、军事等，造成成本支出较大，评审周期长，也不利于提高资源的利用率；另一方面，海上风电平价是系统工程，降本需要跨越式创新，离不开全产业链，包括设备、基础、运输、开发、运维等每个主体的创新。国家更应当从顶层设计、规划管理、金融资本、产业进步等方面多管齐下。实际上，我国海上风电的度电成本有望在未来5年内再下降超过40%，到2025年实现平价上网。

解锁风电，赢得未来

“石以砥焉，化钝为利。”面对如此良机，又如此复杂的困难，各方亟需化被动为主动，为风电创造适合发展的外部环境。同时，行业也需做好自己，才能赢得未来。

首先，要从规划和政策上为风电的开发与消纳腾出空间。

从中央到地方，政策制定者应转变观念，统一思想，明确可再生能源的主体地位，认清发展风电的重要战略意义，确立风电要成为我国能源转型主力军，将风电建设成为绿色、高效、智慧的高质量产业，形成市场主导、需求导向的可再生能源规划。

在规划布局上，建议大力开发西北地区清洁能源，建设大基地、融入大电网、建立大市场；因地制宜发展中东南部分布式能源，适度合理利用分布式电源；中央与各省要加强统筹海上风电规划，坚持规模化、集约开发的原则，单体项目规模应不低于100万千瓦。新疆金风科技股份有限公司董事长武钢表示，“跨省区的特高压输电线路建设绝对不能减缓，更要加强内蒙古，还有其他地方特高压、超高压通道的建设。”

在电力消纳的规划上，电网要锐意改革进取，建立以可再生能源为主的电力系统规划设计理念。坚持电网规划和建设适度超前的原则，通过扩大电网的区域平衡建立灵活的调度机制，实现可再生能源高效消纳和电力系统安全稳定运行。中国广核集团有限公司总经理助理、新能源控股公司董事长陈遂建议，学习欧洲电力市场经验，“欧洲的灵活电源都有容量电价和市场定价机制作为支撑。我国也需要适时开展容量市场试点建设，给予可再生能源发电功率预测一定的容错裕度，同时学习欧洲公开透明的电力调度机制。”

风电规划涉及自然资源部、工信部、生态环境部等多个部门，需要加强部门间的沟通协调。建议对风电选址用地较少的单个项目，将耕地占补平衡指标配置权限下放到省级。允许村集体土地以参股形式进行风电项目建设，审批权限下放到县级。出台点状用地政策，允许“以租代征”，参照高压线塔用地政策对桁架式基础的风电机组用地进行管理。提高风电项目用地审批效率，明确各环节审批节点时间。为涉及“生态功能区”的风电项目开发建设制定更加细致科学的管理规范，因地制宜制定针对风、光资源开发的生态及环保标准。有企业代表建议，“弄一个负面清单，统一调研，明确哪些能做，哪些不能做。”

同时，针对政策执行过程中遇到的问题，为促进消纳，建议将配额制上升至法律层面，参照节能减排指标考核办法，将非水可再生能源消纳责任指标与节能减排指标进行强挂钩，并纳入地方政府经济社会发展考核指标。此外，需要加强可再生能源市场环境的监督与考核，禁止附加在项目建设上的不合理捆绑条件，例如采购本地设备、加装储能装置等，降低非技术成本。

国家电力投资集团有限公司战略规划部战略管理处处长李鹏提醒，风电装机要增加到每年5000万千瓦，至少需要1.6亿～2亿千瓦的核准项目。因此，风电企业从现在起就要提前做好项目储备，因为从测风到最后建成，需要将近两年时间，否则这个影响会在2022年显现出来。

其次，发挥好绿色电力市场的作用，从需求側为消纳打开通道。

一方面，必须打破省区间壁垒，构建全国统一的电力市场，允许符合条件的中小用户及售电公司参与其中，为各类市场主体搭建绿色电力交易服务平台，同时承担相应的义务。电力现货的不平衡资金，欧洲是由发电企业和用户共同分摊的，而我国主要是由发电企业承担。对此，李鹏表示，在具体绿电配额指标的确定上，应遵循度电同权的原则，除自发自用部分的电量外，消费者从大电网购入并实际消费的每一千瓦时电力其实都有着相同的排放强度，也必然要承担相同的责任。为此，他建议：大力推动用户侧综合智慧能源商业模式的创新，用户侧自发自用的分布式电源建设以及虚拟电厂等系统运行新模式的发展，这就需要进一步深化改革，全面放开用户侧的各类交易。

另一方面，相关管理机构有必要大力倡导、宣传绿色电力消费，发布绿色电力生产和交易信息，完善绿色电力消费标识体系，将绿色电力消费与“能源双控”“绿色制造”等相结合，出台激励政策，促使更多消费者认购绿色电力证书。

清华大学电机工程与应用电子技术系教授夏清指出，“释放电力体制改革的红利，绝对不能依赖单方面的降价，而是应该让源网荷互动起来，让用户以最友好的方式配合新能源消纳，以市场机制来激活用户的互动能力，通过用户互动创造红利再去降低电价，才是正解。”

武钢认为，下一个阶段要保障规划顺利实施，一定要加大力度推动消费侧改革。他呼吁所有的供应商和整机企业全部实现绿色制造，并倡议到2025年建设100个碳达峰先行示范单位。鼓励普通消费者改变观念，多用绿电。到那时候，可再生能源就会真正成为“抢手货”。

不过，鉴于我国尚未建立完善的以市场为基础的电力价格形成机制，为保障风电企业电价收益，建议地方应当严格执行全额保障性收购制度，并按照政策要求进行严格考核，切实保障平价风电项目优先发电、优先上网。同时给予风电固定电价，按照风电项目并网时的火电指导电价，签订长期购电协议（PPA），或者可借鉴英国的差价合约（CfD）机制，通过招标或其他方式确定一个固定电价，鼓励风电参与电力市场交易，利用边际成本低的优势，实现全额优先上网，再根据交易价格与固定电价的高低，进行多退少补。

再次，简化流程，创新商业模式。风电企业苦审批流程久矣，某开发企业透露，一个两台风电机组的项目竟盖了一千多个章。对此，建议将风电项目许可改为备案制，企业可自主做出投资决策。取消规模指标管理，将政府规划的刚性约束变为对产业的引导信号，由市场和各种电源的成本竞争力决定发展规模。针对风电领域缺少“源头活水”，不少开发企业建议拓宽风电项目融资渠道，鼓励金融机构发行绿色债券，创新融资模式，与地方形成产业利益机制，把风电开发与乡村振兴、地方经济发展结合起来，通过社会融资，吸引银行大幅降低贷款成本。

最后，业界需要做好自己，不断创新。风电在全球兴起，一个共同点就是科技创新蓬勃发展。“我国经济由高速增长阶段转向高质量发展阶段，坚持创新在我国现代化建设全局中的核心地位，将激发更多创新活力，从根本上支撑碳达峰目标与碳中和愿景实现。”中国能源研究会常务理事李俊峰对风电的技术创新寄予厚望。

平价之下，在高质量与低成本的新发展阶段，风电行业也面临着创新的压力。对此，行业专家认为，对核心和关键技术领域要进行长远布局，在政策上加强引导，加大对基础研究和前沿技术创新应用的支持力度；行业组织和风电企业必须大力加强技术攻关，取得核心技术领域话语权，通过多元有机结合，形成真正的创新主体。提升风电产业的信息化、数字化、共享化水平，推动“互联网+”智慧能源建设，携手电网，增加电网友好型接入、多能互补等项目的研究。此外，不少风电整机企业和开发商认为，风电行业的制造业水平要提高，需要依靠第三方力量进行公允的评价，提高设备的性能指标、部件标准化水平。“目前，风电产业链的技术创新并没有系统性的规划。”明阳智慧能源集团股份公司董事长兼CEO张传卫建议，建立技术创新平台，加强上下游企业、国内外企业之间的技术交流与合作。

针对海上风电，建议地方政府承担项目前期勘查、核准手续等工作；送出系统工程由电网公司负责建设，将投资成本纳入输配电价中；成立海上风电发展促进基金，降低融资利率；根据项目的实际建设情况，适时适度地阶段性降低海上风电开发央企的项目收益考核标准；采取“以奖代补”的方式，鼓励企业加大技术研发投入和加速创新技术应用。

为实现碳中和目标，“十四五”风电冲锋号已经吹响。正值乘风破浪时，风电当挂云帆，济沧海。