弃风限电、补贴缺口如何破解?倒逼成本下降是否为可行之计?展望“十三五”，风电产业发展前景光明，但依然任重道远。

我国风电行业正走在由替代能源向主体能源过渡的关键节点，政策之手正大力推动风电成为主力电源。处于改革阵痛和攻坚阶段的风电行业，该如何破局？

“十二五”期间，我国风电装机容量就已跃居世界榜首。然而，驶入快车道已逾十年的风电行业，看似“驾轻就熟”的背后并非一路坦途。步入“十三五”，除了弃风限电、并网消纳难题以及补贴缺口扩大等沉疴旧疾，风电行业还将面对“风火同价、平价上网”等新变化、新挑战。

风电发展“十三五”规划指出，到2020年，我国风电并网装机容量达2.1亿千瓦以上，风电年发电量达4200亿千瓦时以上，约占全国总发电量的6%。这意味着我国风电行业亟需保持持续增长势头。

近日，由《能源》杂志主办的中国风电产业创新发展研讨会在宁波举行。在研讨会上，来自风电业主企业和设备制造企业，以及监管机构的业内人士对风电产业目前面临的挑战和机遇进行了深入的探讨，也为风电“十三五”的破局之路贡献了许多非常有价值的建议。

弃风限电顽疾

弃风限电是我国风电行业难以克服的一块沉疴旧疾，也是一直困扰我国风电发展的核心问题。2015年，我国弃风限电问题反弹，并有进一步恶化之势。数据显示，2016年全年风电弃风电量497亿千瓦时，同比增加158亿千瓦时;平均弃风率17%，同比上升2个百分点。按平均电价0.5元/千瓦时计算，2016年损失电量收益近250亿元。

分地区来看，我国重要的能源基地大多分布在“三北”地区。虽有天然的资源禀赋，但负荷中心主要集中在中东部，“三北地区”电力需求不足、电力市场狭小，受市场空间萎缩、消纳困难影响，发电与负荷的空间不匹配，产生输、受矛盾。2016年，“三北”地区弃风电量493亿千瓦时，占全国弃风电量的99%。

相较于北方弃风限电的严峻形势，南方地区则存在项目收益水平缺乏弹性的问题。据不完全统计，南方已规划平均风速中位数为5.57m/s，90%置信概率区间统计，平均风速为5.02m/s。新疆金风科技股份有限公司执行副总裁曹志刚在中国风电产业创新发展研讨会上表示：“南方平均风速低，导致等效发电小时数下降，项目整体收益水平下降且更加没有弹性。”

中国国电集团公司副总经理谢长军按照区域划分，分析了造成“三北”弃风限电的具体原因：首先是西北地区，由于风电装机增加迅猛，而电力通道有限，加之远离用电负荷中心，本地电力需求较低，导致电力供应过剩;东北地区则因用电需求增长缓慢，电力盈余，且本地有刚性供热需求，普遍存在较大的风电与供热之间的矛盾;而华北地区归因于靠近用电负荷中心，限电水平受外送通道送出计划及通道畅通性的影响较大，突出表现为电网网架结构不合理。

国家能源局发展规划司副司长何勇健认为造成弃风限电的原因是多方面且复杂的。他分析认为，从电源结构来看，“三北”地区水电稀缺且多为不可调径流式电站，抽水蓄能等调峰电源少，在煤电中供热机组比重高达56%，自备机组调峰积极性不高，导致系统调峰能力严重不足，不能适应大规模风力和光伏发电消纳要求。

从新能源送出角度来看，新能源发电与送出工程建设进度不同步，造成部分地区送出受阻。“三北”地区大部分跨省跨区输电通道立足外送煤电，输电通道以及联网通道的调峰互济能力并未充分发挥。从负荷侧来看，近几年电力需求总体放缓，新能源消纳空间受限。电力需求侧管理成效不明显，峰谷差进一步加大。《电力发展“十三五”规划》明确提出“新能源东移”战略，风电发展重点逐步向中东部地区倾斜，新增风电装机中，中东部地区约占58%。中东部地区市场容量随大，能够承载更大容量的新能源发电，但是新能源资源相对有限。

体制机制也在一定程度上是促使弃风限电问题加剧的幕后推手，“风电实施固定标杆电价，不能根据出力的变化，及时反映电力供需关系以及电力系统调峰成本，不利于风电竞价上网。”何勇健说，“在现行的调度机制下，发用电计划尚未完全放开，大多数电网企业按照省级政府部门制定的年度发电量计划安排电网运行方式，未针对可再生能源全额保障性收购进行实质性调整。”

补贴缺口、地方保护主义难祛

补贴缺口也是不断挑动我国风电发展问题的一大痛点。随着装机容量的增大，“十三五”风电降补贴压力凸显。目前，国家可再生能源补贴资金缺口超过500亿元，到2020年补贴缺口将扩大到3000亿元以上，严重影响企业现金流。

水电水利规划设计总院副院长易跃春认为，我国风电补贴资金缺口逐年扩大，将进一步阻碍风电发展目标，“2006年以来可再生能源电价附加征收标准由每千瓦时1分提高至1.9分，仍然难以满足可再生能源迅速发展的需求。”

《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》提出：2020年风电与煤电上网电价相当，即达到0.45元/千瓦时。从现在的情况来看，风电价格可能会降到预期目标，但依然意味着风电在2020年时还需要一定补贴，“从国内经济形势看，国家在努力降低实体经济企业成本，未来大幅提高电价附加标准并不现实”，易跃春表示。

谢长军认为导致电价补贴滞后的主要原因包括：可再生能源发展基金来源单一，电价附加资金收支不平衡，附加征收标准调整不及时，以及补贴资金资格认定周期较长，发放不及时、不到位，导致开发企业资金周转困难甚至亏损等等。