“十四五”，风电盼政策东风

本刊 | 王芳

经过十多年的快速发展，中国风电取得了举世瞩目的成就。“十四五”将迎来一个新的时代转变，以可再生能源为主要方向的能源转型已势不可挡。风电要实现高比例、高质量的发展，仍需借政策东风。

“十三五”以来，依托有利的政策环境，我国风电产业规模保持稳步扩大，技术水平大幅提升。“十四五”时期，我国风电将步入平价上网时代，产业发展的主要矛盾也由成本过高制约大规模应用，转变为传统电力体制机制不能适应高比例可再生能源发展。深水前行，在转型变革的攻坚期，风电面临的挑战更大。在此背景下，“十四五”规划应当延续发展高比例可再生能源的基本思路，提出更为合理的目标，并完善政策体系，充分发挥市场的作用，消除体制机制束缚，进一步优化“十四五”及未来风电发展的环境。

政策是我国风电壮大的关键驱动力

我国风电产业的起步虽然相对较晚，但近十多年来取得了举世瞩目的成就，在产业规模、技术提升、成本下降、市场建设等诸多方面实现飞跃，为拉动经济增长、优化产业结构和扩大就业、落实控制温室气体排放目标和治理大气污染等做出了积极贡献。

到2019年年底，我国可再生能源发电装机在电力总装机中的占比约为39.5%。风电发展的速度更是大大超过预期，全国风电累计装机突破2.1亿千瓦，稳居世界第一（见表1）。

表1 2015-2019年，我国各类电源累计装机容量（单位:万千瓦）

同时，我国风电技术水平得到显著提升，不仅具备大兆瓦级风电整机自主研发能力，而且形成完整的风电装备制造产业链。目前，国内推出的陆上和海上风电机组最大单机容量已分别达到5兆瓦和10兆瓦；最长叶片达102米；风轮直径达210米；轮毂高度超过160米；人工智能、物联网、大数据等新一代信息技术在风电行业得到广泛应用。

在规模化开发和技术进步的推动下，我国风电的度电成本快速下降。目前，陆上风电已经在大部分地区实现平价上网，部分地区甚至比煤电还低0.1元/千瓦时。

成绩的背后，政策成为我国风电壮大的关键驱动力。十多年来，针对行业发展不同阶段面对的主要问题，国家适时出台了各类法律法规、相关规划，从技术支持、电价补贴、财税激励等给予全方位的支持。尤其是“十三五”期间，为持续优化风电产业布局、不断拓宽发展空间，国家相关部门出台了一系列保障政策：就分散式风电发展出台建设暂行管理办法等，旨在规范分散式风电开发流程，提升各方积极性；在海上风电方面，确定整体并网规模，并分解到各省，发布开发建设管理办法、建设标准及上网电价方面的政策，为海上风电发展提供了清晰的预期；风电投资监测预警机制的建立和实施，切实发挥出政策指导和规范市场发展的作用；为探索产业向平价上网过渡的路径，相关部门颁布了配套支持政策，从平价项目的组织、建设、运行和监管等，对地方能源主管部门、电网企业等提出要求，并出台平价试点项目优先上网、全额保障性收购、试行绿色电力证书等政策，对推动产业技术进步、提升市场竞争力、积累平价上网经验具有重要现实意义。

可以说，科学谋划、与时俱进的政策为我国风电的长足发展奠定了重要基础。

“十四五”，可再生能源发展面临挑战

“可再生能源与其他传统能源之间的利益矛盾将更加突出。‘十四五’时期，可再生能源发展面临的最大不确定性，就是发展空间的问题。”中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩表示。

从规划上看，国家以建立目标导向的管理体系作为引导可再生能源开发利用空间的重点保障措施，但可再生能源装机容量和发电量的占比目标设置过低，给行业发展带来不确定性。阳光电源股份有限公司董事长曹仁贤表示，“十二五”期间，可再生能源装机规划目标是4.24 亿千瓦，结果大幅度超预期完成；“十三五”规划确定的2020年可再生能源装机目标为6.8 亿千瓦，但到2019年年底的装机已达到7.94 亿千瓦。前几轮规划低估了行业变革进步的速度，导致规划落后于发展，随之带来配套设施跟不上、补贴矛盾突出、电网建设滞后等问题。

全国人大常委会组织开展的可再生能源法执法检查结果显示，一些地方电网建设规划与可再生能源开发利用缺乏有效衔接，发电、输电、消纳规划不同步，电网建设滞后于可再生能源发展，输电通道不足，且部分输电通道能力未能充分发挥，可再生能源电力输出受阻问题比较明显，由此带来严重弃风现象。如我国“三北”地区新能源装机达到2.3亿千瓦，本地市场有限，跨区外送能力只有4200万千瓦，仅占新能源装机的18%。

可再生能源发展空间受限还体现在传统能源抢占发电空间。在我国整体电力产能过剩的情况下，大型火电机组仍然大量获批上马。据悉，疫情之后，曾经停建、缓建的火电项目再次启动，规模将达4000万千瓦。仅今年1－3月，我国新增火电装机702万千瓦，比风电新增装机高出近三倍。“十四五”末期，可再生能源发电成本及性价比有望低于化石能源，在此期间投建化石能源项目的需求将大幅降低，继续大规模上马火电项目，不仅加大我国减排和环境治理的难度，还将加剧电力的产能过剩，造成巨大的资源浪费。尽管国家多次出台相关政策保障可再生能源优先上网，但在现有电力体制下，火电有政府下达的计划电量和优先发电权，在电源消费总量基数不变的情况下，火电占比的上升势必会压缩可再生能源的份额。有业内人士严肃指出，如果不控制火电的装机规模，造成的矛盾将比弃风限电更大，可再生能源发展会面临停滞不前的风险。

在降成本方面，风电企业遭遇非技术成本的阻碍。此前，部分地方政府巧立名目的各种乱收费和乱摊派等做法严重推高了风电的度电成本。近些年来，电网公司向可再生能源企业提出不合理并网标准要求或者将辅助服务成本转嫁给可再生能源企业，无端拉高风电成本的问题日益突出，进而抬高电力系统的整体成本，侵蚀着技术进步的成果。

某能源企业战略规划的负责人表示，以强制储能为例，如果落地执行，可再生能源可能要增加1700亿元的费用。以一个5万千瓦的风电场为例，加装储能将使整个收益下降0.3～0.5个百分点，相当于2～3年左右的技术进步空间被抵消。在加装储能的同时，可再生能源企业还会被要求缴纳辅助服务费用，这无异于为同一事项支付两次费用。

关键性的可再生能源保障政策未能落地，给企业预期收益和平价上网带来巨大不确定性。长期以来，我国通过实施全额保障性收购制度来保证风电项目所发电量无歧视、无障碍上网。然而，由于电力管理体制机制落后于产业发展，这项制度在部分地区没能完全落地，有法不依的现象未得到有效遏制。从可再生能源法执法检查结果来看，个别省份尚未达到国家规定的最低保障收购年利用小时数，且存在以低于国家有关政策明确的电价水平收购的情况。这迫使可再生能源企业选择拿出更多电量参与市场交易，却无法获得预期收益。此类“保量不保价”的行为，表面上增加了可再生能源企业的发电利用小时数，减少弃电，却损害着可再生能源开发企业的合理收益。对此，秦海岩表示：“目前，弃风弃光比例虽然降低了，但实际上，全额保障性收购政策的保障能力越来越低了。”

补贴拖欠更加重了可再生能源企业的负担。“十三五”期间，90%以上新增可再生能源发电项目的补贴资金来源尚未落实，给风电、光伏投资企业带来约3000亿元的“应收账款”。部分地方税费征收不规范，税收减免措施落实不到位。这些都造成企业贷款难，融资成本居高不下，整个行业负重前行，一些开发企业被迫卖掉优质资产以维持正常运转。

此外，在中东南部地区，风电开发还面临着与生态环保方面的矛盾，其根源在于相关评判标准处于缺位状态，造成项目建设布局、开发规模受环保政策调整影响较大。在项目实施过程中，出现地方政府以禁代管的“一刀切”环保政策，国土与林业部门在项目建设上存在用地政策不一致、土地使用费用征收不规范等问题，导致项目延误、取消或拆除。

健全的电力市场有利于促使风电发挥自身边际成本极低的优势，也被视为促进风电消纳、保障风电利益的关键。然而，目前，我国电力市场功能仍不完善，现货交易市场建设刚刚起步。华北电力大学教授曾鸣认为，电力中长期市场与现货市场、辅助服务市场的协调运作机制尚未建立，各类市场主体之间存在一定的利益协调问题，在一定程度上制约了售电市场的进一步放开。

所有这些问题都迫切需要“十四五”能源发展规划的引领和政策体系的推动。国家能源局原副局长、“十四五”国家能源规划专家委员会组长吴吟一针见血地指出，“十四五”期间，就是要大力发展可再生能源，哪里存在影响可再生能源发展的障碍，哪里就是改革的重点。

坚定发展可再生能源的方向不动摇

当前，气候变化、生态环境、能源安全问题日益受到重视，能源的绿色低碳化成为全球普遍共识与一致行动，可再生能源已经是全球能源转型的主要方向。

原国电集团党组成员、副总经理谢长军表示，“‘十四五’能源规划，从编制指导思想上要强调能源的高质量发展，多发展可再生能源。有人认为火电也可以少污染、低污染，但毕竟有污染。”实际上，在煤电生产过程中，除按照环保部政策必须进行评估的排放物外，还会产生几十种其他污染物。为了降低污染而增加减排装置，则会带来煤电成本的增加，进一步降低其经济性。

从应对气候变化角度而言，全球也不允许再安装更多的煤电机组。国家发展改革委能源研究所能源系统分析研究员姜克隽表示，中国承诺2030年碳排放达峰，但目前经过重新测算，这很难实现《巴黎协定》提出的“将全球平均气温较工业化前水平升高控制在2摄氏度之内”的目标，现在正在要求各国修改承诺，未来中国煤电很可能面临更严峻的碳排约束。

在生态环境方面，我国降低碳排放的任务依然严峻，环保压力很大。生态环境部环境规划研究院党委书记陆军表示：“‘十四五’时期，污染物排放仍处在高峰平台期，生态环境压力还处于高位。”

这可以从空气质量标准的对比管窥一二。世界卫生组织界定的空气质量PM2.5国际标准值为年均浓度小于10微克/立方米；我国采用世卫组织过渡期的标准，PM2.5日均值35微克/立方米为空气质量一级标准，75微克/立方米为达标，与国际标准相距甚远。以北京为例，2019年，PM2.5创造了7年来的最低值，但浓度依然达到42微克/立方米。

从能源安全角度考虑，提高可再生能源占比能够显著加快本国的能源自主化进程。中国工程院原副院长、院士，国家能源委员会专家咨询委员会副主任杜祥琬表示：“我国资源禀赋中，除了‘富煤、缺油、少气’之外，还有丰富的可再生能源资源。阳光照在我们的国土上，风在我们的国土上刮，这些资源都可为我们所用，装机多少、发多少电，也是我们自己可以掌控的，不受国际地缘政治变化的影响。随着技术进步，价格降低，可再生能源高比例发展，能源的对外依存度会大幅降低，不仅能源的供需安全更有保障，而且能源的环境安全和气候安全也得到了保障。”

此外，可再生能源在支持经济社会可持续发展、协调区域发展和创造就业机会等方面的价值，已经广泛释放出来。正是看到这些优势和巨大潜力，各国相继制定以可再生能源为主导的能源变革战略和中长期发展目标。例如，《欧洲绿色新政》提出，将2030年中期减排目标上调为50%～55%；2050年实现净零排放，成为碳中和区域。丹麦提出到2050年完全摆脱化石能源。据了解，挪威正试图将可再生能源投资作为整个国家经济转型的重要途径。美国加利福尼亚、夏威夷、新墨西哥、华盛顿等州均通过立法，要求2045年实现100%清洁能源发电或可再生能源发电（见表2）。

“化石能源与燃油汽车一样，电动车必然要替代燃油车，可再生能源必然要替代化石能源，可再生能源的资源利用方向没有问题，要顺应能源发展规律的大势。”吴吟强调。

“

十四五”，可再生能源规划目标需提高

可再生能源项目具有重资产的特性，有了明确的规划目标，才能为企业提供明晰的预期，提振市场信心。不少企业负责人表示，目标确定之后才能有效地让电网明确积极的规划和技术上的要求，包括地方政策配套、消费侧的消纳等一系列措施，都会因为新目标的设立而做出相应改变。

中广核新能源投资者关系部总经理覃欣认为，测算目标时需要考虑两个因素：一是在满足相关规划和生态环保，土地政策要求的前提下，梳理未来风电、光伏有多少合法合规的技术可开发资源；二是要测算推动上游产业链持续进行科技创新降低成本、保持全行业高质量发展需要多大的增量空间。

对于“十四五”风电规划的规模，谢长军认为，风电每年新增装机规模应不少于3000万千瓦，如果以年平均利用小时数2300小时计算，大概能提供700亿千瓦时的电量。光伏要达到相同电量，每年需要新增约5000万千瓦的装机，这样既能保障电网消纳，行业也可以实现有序发展。

从记者搜集的信息来看，多数业内专家认为，原来设定的2030年非化石能源占一次能源的比重达20%的目标，至少可以提前到2025年，且可以作为最低目标。德国能源转型经验表明，煤电随着竞争优势的丧失，其退出成本将变得越来越高。德国的“退煤计划”仅给煤电厂的补偿就达400亿欧元。我们不能走德国的老路。

表2 欧美主要国家和地区制定的中长期能源转型目标

鉴于欧洲很多国家做出退煤、脱煤的安排，多位专家也表示，“十四五”及今后要制定化石能源的退出机制、路线图和时间表，包括对重点地区煤炭消费总量的控制目标。

此外，一些企业负责人表示，希望规划目标涉及的相关部门，要加强与生态环保、国土空间的统筹协调，做好相应的配套政策支持，为可再生能源长期的发展预留空间。

完善配套政策，腾出更大发展空间

围绕破解可再生能源在发展中遇到的瓶颈问题，专家们给出了较为一致的意见，希望 “十四五”时期能够提供相应的政策支持。

第一，稳定的市场空间是风电产业保持健康发展的必要条件。为此，必须增强配额制的约束力。

秦海岩建议将配额制写入法律中，使之成为具有约束力的法律法规。同时，尽快出台配套的可再生能源配额制考核管理办法及奖惩机制，明确各个责任主体应承担的义务，并强化对相关执行情况的监管。由此促使各地发展可再生能源的动力由利益驱动转变为责任推动，为可再生能源打开更大的发展空间。

第二，必须给予企业清晰、可预期的收益保障。

针对于此，秦海岩建议，“十四五”时期，一方面，应当继续实施全额保障性收购政策，并进行严格考核，切实保障风电平价项目优先发电、优先上网。另一方面，还需要给予风电固定电价保障，可按照风电项目并网时的火电指导电价为准，签订长期购电合同（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，再结合交易价格与固定电价的高低，进行多退少补。

第三，需完善绿色电力证书交易制度，构建自愿认购与强制约束交易并行的体系，运用市场化手段来体现可再生能源的环境价值。

在国家提出的能源革命内容中，消费侧是排在第一位的。某风电企业负责人表示，如果在规划中能综合考虑消费侧的用能，可以将整个可再生能源产业链带动起来。目前已经有不少国际大客户在交付产品时，要求提供产品的碳排放数据。不少行业领军企业明确了实现100%可再生能源的时间点。由此看来，绿色发展已经成为重要的市场约束机制。

因此，要持续扩大绿证买方市场范围和规模，保障绿证的市场需求、合理价格和长期绿证市场建设。同时，营造绿色电力消费氛围，倡导全社会使用绿色电力，从而提高绿色能源占比。

第四，消除因辅助服务以及加装储能装置带来的非技术成本问题。

秦海岩明确表示，实际上，只有超出计划之外的波动性才需要调峰辅助服务。

事实上，未来，随着电价机制与发电结构更加匹配，可再生能源需要调节的量会非常小。

“‘十四五’能源规划要明确电网的责任，调频、调峰、储能应由电网负责。我国电网一直被认为是世界上技术最先进、最坚强、最智能化的电网，完全有能力兼顾灵活性与稳定性。”中国光伏行业协会副秘书长刘译阳总结道。

水电水利规划设计总院副院长易跃春建议，可通过发电侧、电网侧、用电侧三方面提高系统灵活性，保障可再生能源消纳。在发电侧，通过可调节水电、抽水蓄能等储能设施、燃气机组、火电深度调峰改造等措施提高灵活性；在电网侧，通过扩大电网平衡区、建立灵活调度机制保障可再生能源在更大范围内消纳；在用电侧，通过储能、电动汽车、电储热锅炉、虚拟电厂新技术实现负荷侧响应可再生能源波动性。

第五，“十四五”期间，要实现可再生能源在系统中的高比例应用，必须打破原有体制机制束缚，为可再生能源发展创造公平环境。

从整个电力系统来看，需要深化电力体制市场化改革，通过健全电力市场，从消费侧为用户提供选择绿色能源的机会。

秦海岩认为，“十四五”期间，要建立现货市场，取消不合理的计划电量，全面放开用户侧市场化交易，落实节能调度管理办法，通过市场化资源配置方式推动可再生能源成本快速下降，使可再生能源投资与服务获得更大的市场空间与价值，最终解决消纳问题。

从区域来看，需为可再生能源在全国跨省区的自由输送提供政策支持。至2019年年底， 在非化石能源占比方面，东部发达地区的很多省份并未达到全国平均水平。对此，专家们建议，“十四五”期间应加强中央对地方相关政策的主导权，进一步明确地方政府在调整能源结构、发展非化石能源方面的责任。同时，在规划中增加对地方政府行业监管方面的禁止性条款，从而提升东部发达地区消纳可再生能源的意愿，推动打破省际壁垒，消除地方保护主义，实现能源转型全国一盘棋，避免资源浪费。

“要从多方面健全区域协调发展新机制，抓紧实施促进区域协调发展的有关政策措施，推动区域、城乡一体化发展，形成全国统一开放、竞争有序的商品和要素市场。”吴吟对此强调。

第六，建议加大对可再生能源技术创新的政策支持和资金投入。目前，可再生能源技术成为世界能源版图的竞争制高点，世界主要国家和地区均将此作为新一轮能源革命和工业革命的突破口。尤其在风电机组的大型化、智能化以及海上风电工程开发领域，投入大、风险高，不少风电企业负责人表示，有必要加大对风电产业技术研发的支持力度，做好知识产权保护工作，增加科研经费，促进多学科的融合，打造协同创新平台。

世界能源系统正面临百年未有的大变局。在政策支持和技术创新的驱动下，全球正在形成以可再生能源为主导，以电能为中心的能源格局。我国的“十四五”能源政策，应当着力调整能源生产关系，促进以风电、光伏为代表的可再生能源发展，由此必将推动我国能源及经济进一步向可持续发展模式转变。