能源40年 | 谢长军：风电从规模化产业化发展到开拓新兴蓝海

　　风电从规模化产业化发展到开拓新兴蓝海

　　——专访原中国国电集团公司党组成员、副总经理谢长军

　　与改革开放40年同步，我国风电等非水可再生能源产业实现了从小到大、从弱到强的跨越式发展，走过了一条不平凡的成长之路。我国风电发展还面临哪些困境？未来应如何发展？记者专访了原中国国电集团公司党组成员、副总经理谢长军，对相关问题进行分析，并提出了发展建议。

　　记者：回顾改革开放40年，我国风电发展经历了哪些阶段？

　　谢长军

　　1986年，马兰风电场在山东荣成并网发电，装机容量165千瓦，安装3台55千瓦机组。这是全国首座并网发电的风电场，揭开了我国可再生能源开发建设的大幕。从165千瓦到1.64亿千瓦，我国风电产业发展经历了三个阶段。

　　第一个阶段是改革开放前十年，就是试验研究、示范先行，可以称为“青铜时代”。这一时期，可再生能源没有技术基础，没有相关政策扶持，也没有商业化风电场。我国在引进国外风电机组的同时，积极推进自主研制工作，处在风电设备研制的起步阶段。

　　第二个阶段是20世纪末到2006年，就是商业开发、积累能量，可以称为“白银时代”。经过10年蹒跚学步，我国风电事业进入了新的发展阶段。1995年，原电力工业部提出到2000年风电装机达到100万千瓦的目标，出台了电网允许风电场就近上网、全额收购风电场上网电量、对高于电网平均电价部分实行全网分摊的鼓励政策。这是中国第一个风电发展规划，也是第一个鼓励发展风电的政策。从1989年到2006年的10多年间，风电产业已经有了一定的技术积累和开发经验，出现了鼓励风电发展的政策雏形，出现了商业化开发、公司化运作的崭新体制。

　　第三个阶段从2006年1月1日《可再生能源法》正式实施开始，风电产业进入了大范围开发、规模发展的“黄金时代”。《可再生能源法》确立了可再生能源的法律地位、基本制度和政策框架，明确了政府和社会在可再生能源开发利用方面的责任和义务，加之可再生能源发电全额收购制度（2009年修订版完善为全额保障性收购制度）的出台，对风电产业的崛起和可持续健康发展起到了至关重要的引领和推动作用。此后，2006年我国确立可再生能源电费费用分摊制度，征收可再生能源电价附加，由全社会共同承担，保证了风电在售电侧的平等价格；2008年出台税收政策，对风电机组关键零部件、原材料进口关税实行先征后退，风电企业享受所得税三免三减半的优惠，进一步优化投资条件；2009年确立分类阶梯电价政策，解决了招标电价和审批电价的不确定性问题。

　　记者：风电从小到大，从弱到强，是如何实现规模化产业化发展的？

　　谢长军

　　风电场规模化开发建设成为实现风电产业化的关键。为此，进入21世纪以后，我国启动风电特许权项目招标，规划大型风电基地建设。2003年，在第一批风电特许权招标中，华睿投资集团和广东粤电集团分别中标江苏如东一期10万千瓦项目和广东惠来10万千瓦项目。但真正打响特许权项目“第一枪”的却是龙源电力。2004年，在第二批特许权项目招标中，龙源电力以0.519元/千瓦时的价格成功中标江苏如东（二期）15万千瓦项目。该项目于2006年10月实现首台风机并网，2007年底全部投产发电，成为全国投产的首座大型特许权风电项目。

　　此后几年，国家相继启动多次特许权招标，龙源、华能、国华、中电投、中广核等公司纷纷参与特许权项目角逐，江苏如东，吉林通榆，内蒙古巴音、辉腾锡勒，河北承德等多座10万千瓦以上的大型风电场相继开建，风电开发逐步由“游击队”向“正规军”转变。风电场在规模化开发过程中，土地开发、电网架设、配套设施的集约化利用带来了建设成本的下降，有力推动了大型风电基地的开发建设。风电大规模开发也促进了广大业主的投资热情，除了国有大型电力能源企业之外，地方国资企业、各类民营企业和风机制造企业等纷纷进入风电领域，投资风电的主体呈现多元化发展。

　　2008年，国家发展改革委提出在内蒙古、新疆、甘肃、河北、江苏和吉林建设6个千万千瓦级风电基地的目标，进一步加快风电发展速度，风电产业在短时间内迅速向规模化、产业化发展。2005年，我国风电装机为127万千瓦，2006年达到254万千瓦，2008年突破1000万千瓦，2009年突破2000万千瓦，2010年突破4000万千瓦，先后超越丹麦、德国和美国，成为世界第一风电大国，创造了风电发展史上的中国速度。截至2017年底，新疆、甘肃、蒙东、蒙西、河北、山东、宁夏、云南、山西9个地区风电装机容量超过或接近千万千瓦。

　　记者：技术国产化是我国风电发展的必经之路，那么我国风机制造技术经历了怎样的探索？

　　谢长军

　　改革开放初期，我国风机制造技术几乎是一片空白。1984年，国家计委启动我国首台国产风机设计制造，单机容量只有55千瓦。经过10个年头的漫长技术攻关，1993年4月，我国生产出第一台国产200千瓦机组。这两台试验机组都在福建平潭并网。到1999年底，我国投运风电机组594台、26.2万千瓦，其中国产机组只有29台、0.84万千瓦，容量只占全国的3.2%，平均单机容量不到300千瓦，并且这些国产机组并没有真正大批量生产。进口风机的垄断，居高不下的机组采购价格，导致中国风电产业化发展举步维艰。

　　1999年，新疆风能公司通过引进、消化国外大型风机先进技术，研制出600千瓦风电机组，国产化率达到90%以上，并投入达坂城1号风电场运行，主要经济指标达到国际90年代先进水平，为此后国产化风电机组的规模化生产奠定了基础。

　　经过多年的探索实践，进入21世纪，风机设备制造产业终于完成了由风机整机进口到关键零部件进口，再到关键零部件自主研发的快速升级。2006年以后，曾经在中国风电市场一统天下的国际知名风机制造商，纷纷加大在中国的投资力度，丹麦的维斯塔斯、西班牙的歌美飒公司、美国的GE公司、西班牙的EHN公司分别在天津、沈阳、南通建厂。同时，华锐、金风、联合动力、远景、明阳等一大批本土风机制造企业迅速崛起壮大。2007年新增风电装机中，国产设备占比已达到55.9%，首次超过外资设备；到了2009年，国产化率已达85%以上，1500千瓦、2000千瓦机组基本实现国产化，取代进口机组成为国内主流机型。

　　2010年以后，国产陆上2000千瓦以上、海上4000千瓦等多种机型先后问世，并大批量生产投入市场，满足了中国风电快速增长的需求。在2017年中国新增风电装机中，本土设备占比超过90%。风机设备国产化进程带来了机组采购价格的迅速下降，从2006年的6000元/千瓦，下降到今天的3000多元/千瓦，为我国风电规模化发展提供了技术保障。

　　记者：目前，我国风电发展面临哪些困境？应如何解决？

　　谢长军

　　一是风电市场出现非理性竞争。由于平价上网的预期，风电开发竞争日趋激烈，2016年和2017年中国风电机组价格连续两年快速下降，今年上半年已经降至3200元/千瓦左右。近期一个风电平价上网示范项目招标中甚至出现了3000元/千瓦的投标价格。低价中标模式凸显出严重的弊端，已逐渐引发非理性竞争态势。今年以来，风机制造行业自上游向下游挤压的情况逐渐显现，风机制造的重要原材料铸铁从2018年初的3400元/吨涨到11月底的4500元/吨，开发商也不愿轻易让渡利润，夹在中游的风机制造企业为了抢占市场，不得不大幅压缩设备报价。一方面，会助长制造商为拿订单虚高承诺电量的不正之风，不同企业的2兆瓦机型出现了造价相差300～400元/千瓦、发电量相差1000小时的巨大差别，严重扭曲风电开发实际；另一方面风机设备的无节制降价已无法有效向下游传导，一些零部件供应商选择退出风机制造领域，还有一些优质产能流向了利润更高的海外市场，今年已出现塔筒供应紧张的情况。因此，风电场开发建设不能单纯以低价为前提，要制定科学合理的招标机制，综合考虑风机价格、机组性能、安全性、市场业绩等多个方面，让有责任心、有创新意愿的制造企业体现出市场价值。

　　二是限电问题仍然不能掉以轻心。近年来，由于装机规模的快速增长、电源与电网建设速度不匹配等多重原因，“三北”等地区出现严重的限电问题。2016年和2017年全国风电限电量总计约900亿千瓦时。2017年3月限电问题写入《政府工作报告》以后，电网公司不断提高重视，严格控制接网批复，加之风电投资商放缓发展速度，限电形势得到了有效缓解，今年前三季度全国风电限电比例下降到7.7%，但限电电量依然高达222亿千瓦时，局部地区如新疆（24.6%）、甘肃（19.7%）等弃风形势仍然较为严重。所以，风电仍需坚持理性发展，要与经济发展、电网建设相适应相匹配，不能好了伤疤忘了疼。未来陆上风电每年新增1500～1800万千瓦为宜。

　　三是技术创新时间不足恐带来技术和质量风险。健康的降价之路不应一味通过压低机组价格来实现，而是依靠技术驱动实现机组发电能力的提升和制造成本的下降。大容量机组技术的研发，高塔筒新材料的应用，生产线的升级革新等，都需要一定的时间。若强行在2020年推行平价上网，新产品和技术进步的应用和验证时间明显不足，会导致整机厂家因为市场生存压力而降低创新动力和创新投入，只求加快产品上市节奏，放大机组技术和质量风险。事实上，近年来弃风限电的加剧在一定程度上掩盖了机组质量和效率问题，高塔筒、长叶片等新技术的应用没有经过长时间的验证。一旦出现质量问题，可能会引发批量性的事故，后果不堪设想。

　　四是环保问题处理不好将严重制约风电产业健康发展。在我国植被覆盖较好的中、东、南部地区，部分风电场没有注意水土保持和植被恢复，造成了一定程度的生态破坏，已有多个省份因此暂停发展风电。现在，“绿水青山就是金山银山”的理念已经深入人心，未来中央政府对项目生态环境保护的要求将更加严格，风电业主将承担更大的环境风险和法律责任。今年7月底，国家林业和草原局发文明确提出要严禁风电场项目使用重点林区林地。风电对生态环境的损害问题已经引起了中央的警觉，如果解决不好，将成为未来可持续发展的最大瓶颈。

　　记者：在大力发展新能源的大背景下，风电应如何发展？

　　谢长军

　　一是科学有序降低风机造价。设备制造成本要通过新技术研发和应用降下来，不能人为硬压下来。通过技术进步，提高机组发电量水平和管理水平，降低设备停机时间和运营成本，最终实现度电成本的下降，这才是实现平价上网的科学途径。例如，2017年主流机型2.5兆瓦-141、120米高塔筒，与2015年2.0兆瓦-115机型、80米高塔筒相比，由于机组容量、叶片长度、塔筒高度增加等技术创新，在平原高剪切地区发电量可提升15%以上，虽然生产成本也略微上升，但总的结果是风电场度电成本大幅下降。一味压低风机价格，会削减制造企业技术创新投入，更加无益于降低度电成本。

　　二是要尽快降低风电非技术成本。要顺利实现平价上网，必须降低风电非技术成本。一些地方政府将风电资源配置给了不具备技术和资金实力的地方性企业，出现倒卖“路条”行为，或者在资源分配时提出收取资源费等诉求；包括前面提到的不能及时落实送出条件造成弃风限电损失。只有消除以上不合规合理的非技术成本，才能还原风电开发真实成本，加快平价上网。

　　三是平价上网以市场为导向。平价上网是大势所趋，但是要在2020年完全实现风火同价是不切实际的。要明确一个概念，平价不能完全等同于同价。各地区电量消纳能力、资源与造价水平、燃煤标杆电价等条件各不相同，平价上网条件差异很大。新疆、内蒙古（西部）、甘肃是风电大省，但当地燃煤标杆电价分别只有0.26、0.28和0.30元/千瓦时。虽然三个地区资源条件很好，仍不足以支撑风电在这个电价水平生存。因此，要实行因地制宜地平价上网，有条件的省份可率先平价；暂时不具备条件的要随着技术进步逐步实现平价；对于一些风资源条件一般、燃煤发电电价又很低的省份（如宁夏、山西等），几年之内都不可能具备同价条件，要允许风电电价略高于火电电价。从明年开始，风电将全面推行竞价上网，风电产业进入完全竞争时代。要以市场为导向推进风火平价，不能搞人为地一刀切，预计2020年左右，风电在部分省份实现平价上网；到2022年左右，随着市场竞争更加充分、深入，才能逐步实现全国大部分地区平价。

　　四是南北方风电市场要协调平衡发展。限电严重的“三北”地区，2020年以前的两三年将迎来平稳过渡期，预计进入“十四五”以后“三北”地区整体消纳环境达到国家预期（限电5%）。2021～2015年，随着中、东、南部地区土地资源更加有限，风电开发重点将回归“三北”地区，并赢来新一轮的发展高潮。同时，大叶片机组技术将打破传统IEC风电场分级标准，通过优化控制策略改善机组载荷，“三北”高风速地区也可以应用大叶片机组，届时风电项目的经济效益将更加可观。南方地区由于人口密集、土地资源有限、环保等因素，应以发展分散式风电为主。未来，要形成“三北”地区集中式开发、中东南部和内陆低风速地区分散式开发并举的风电发展格局。

　　五是切实做好电网规划。目前弃风限电有所好转，但面对未来可预期的风电增量，消纳压力依然很大，进一步提升送出能力才是解决限电问题的根本之道。特别是明年将开启风电竞价上网，今年年内核准的一批存量保价项目将在未来1～2年内得到产能释放。若电网建设不能明确规划，不能匹配风电场建设速度，限电形势很可能会出现反弹。电网企业要明确具体的规划时间表，加快建设步伐，使电网与电源建设规划相匹配。今年9月，国家能源局下发《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》，将在今明两年核准9个重点输变电工程，包括12条特高压线路。要确保这些送出线路按规划时间投产，为未来风电消纳提供保障。（原文首发于《电力决策与舆情参考》2018年12月14日第47期）