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中图分类号：F407.61 文献标识码：A 文章编号：1003-2355(2009)12-0007-04
近年来，我国风电已经走上规模化发展的道路，成为优化能源结构、应对气候变化和推动可持续发展的重要新兴产业。但是，各方面对风电发展的思路、规模、布局等问题仍有争议，风电接入电网存在困难。尽管如此，许多发电企业、制造商和地方政府建设风电的热情仍然很高。本文试就这些问题作出一些具体分析，为各方面理性地看待风电未来，促进风电产业长期健康发展提出一些建议。
1 风电发展情况和影响因素
2009年年初，国家能源主管部门提出，将风电2010年规划目标调整为2000万kW，2020年调整为1亿kW左右。按照“建设大基地，融入大电网”的思路，制订千万千瓦级风电基地规划，力争用1 0多年时间在甘肃、内蒙古、河北、江苏等地形成几个上千万千瓦级的风电基地。国家已启动了甘肃酒泉千万千瓦基地一期500万kW的建设，近期将推动苏沪沿海千万千瓦级风电基地的建设工作。在风电发展的大好形势下，我们既需要看到它蓬勃向上的一面，也应对其制约因素有清醒的认识。
第一，风电作为清洁能源有良好的发展前景，但其电能特性也会对大规模应用产生影响 风电是无碳能源，这是世界很多国家鼓励其发展的重要原因。到2008年底，全球风电装机容量已达1.2亿kW，美国、德国、西班牙装机分列第一至三位，中国装机1217万kW，居第四位。美国和欧盟提出，到2030年，风电将分别占到全部发电量的20％、22％左右，装机容量均达到3亿kW。中国预计2009年风电新增装机容量可达到800万kW左右，累计装机2000万kW，提前实现调整后的规划。按照现在的势头，到2020年风电装机可能与美国、欧盟基本相当。
但是，风电具有随机性和间歇性的特点，目前还没有办法像其它常规电源那样对其出力进行安排和控制。风电大规模集中开发，对当地电网乃至更大区域电网的安全运行和电源结构配置会产生一定的负面影响。我国电源结构以煤电为主，系统调峰手段本来就有限，随着风电大规模集中开发，电网调节更为困难。近年来，河北张家口、吉林白城、甘肃酒泉、内蒙古巴彦淖尔、乌兰察布、锡林郭勒、赤峰和通辽等地区的风电建设规模增加很快，配套电网建设不足的问题已经开始显现。到2009年年中，全国仍有约500万kW的风电机组没有并网运行，按照每千瓦造价一万元计，就是500亿元资金的闲置。目前国内还有一批大型风电场在规划和建设当中。如此大规模集中开发、超远距离、高电压接入系统的风电基地建设，在世界上尚属首例，会在接入系统方面造成较大的困难。
第二，风机国产化水平明显提高，但风电开发需政府补贴的情况短时间难以改变 2006年以前，我国风电设备是外资占主导地位。2007年以来，国产风电设备市场份额已超过50％，涌现出了金风科技、华锐、东方汽轮机等风电设备制造龙头企业，带动了电机、齿轮箱、轴承、叶片等零部件制造企业的发展。我国已有十多家企业掌握了1.5MW以上风机的制造技术。
与其他常规发电方式相比，风电造价仍然偏高，每千瓦工程造价要1万元左右，现在水电造价约为7000元，而且风电设备利用小时数一般来说每年只有2000多h，电量较少。此外，我国风能资源又大都处于西部、北部欠发达地区，远离用电中心，当地的用电负荷和销售电价水平相对较低，难以全部就地消纳。如果建设昂贵的高电压等级输电线路，远距离、大规模输送发电量较少的风电，会较大幅度提高受端地区销售电价。因此，目前风电在各种发电方式中尚缺乏足够的经济竞争力。
第三，国家对风电的政策支持力度加大，国企成为开发主力，低水平设备制造能力快速扩张 2002年开始，国家发展和改革委员会开始组织风电特许权招标，迄今已完成了5期招标，涉及1 5个项目，每个项目都不低于1 0万kW，通过竞争机制有力推动了风电设备规模化发展。2005年开始，招标要求风电设备国产化率达到70％以上，制造商与开发商“打捆”提供市场保障，极大提高了风电设备本地化水平。国家从销售电量中每千瓦时加收0.2分钱，作为可再生电力补贴，每年约45亿元，主要用于风电，相当于每千瓦时风电补贴0.2元。此外，国家按高于常规燃煤发电的价格收购风电，对风电增值税实行减半征收，风电投资企业享受所得税减免。这些政策都为风电的快速发展创造了良好条件。
目前，国内风力发电项目业主大都是国有企业。我国风电开发的前七大省区中，共有风电企业92家，其中中央企业占总数的73％，装机容量达81％，媒体所谓跑马“圈风”基本上也是国有电力集团。其中一个深层次原因是，国有发电企业都在竞相扩大装机规模，而近两年国家严格控制新上火电项目，2008年和2009年又没有批准大型水电项目，大规模新上风电已成为提高企业装机容量的重要途径。现在这些国有发电集团与地方政府合作，普遍将大型风电项目拆分成稍小于5万kW的小项目，避开国家招投标与核准程序，直接由地方审批开工。
风机制造企业也正是看准了这一点，极力扩大产能，甚至认为现有产能还不能满足大规模扩大风电装机的需要。但是，大部分风电机组制造企业尚未掌握核心设计技术，只是花钱买外国企业的生产许可证，对引进技术的消化吸收力度不够，自主创新能力不强。
第四，国外在风电接入和管理方式上已取得很多成功经验，相比之下我国还有较大差距 发达国家风电发展的主要经验是，加强风电配套电网的规划和建设，尽可能在区域电网内解决风电的波动性；建立风电预测体系，减少风电间歇性的影响；优化电力调度，最大限度消纳新能源电力；适当增加电网的备用容量，扩大区域电网的互联互供，从而增强各层级电网对风电的接纳能力；建立风电设备并网技术标准，提高风电机组适应电网运行要求的性能。国外普遍在电力管理体制上实行市场化，电力系统的调度机构是独立于电网和发电企业的中立机构，由政府监管；输电环节的电网企业只负责输送电力，不经营购电、售电；对可再生能源发电必须按规定收购，收购风电超出电力市场价格部分，由政府财政给予补贴。
我国的差距表现在，与风电相关的电网规划和建设滞后，尚未建立风电预测体系和风电设备接入的技术标准体系。特别是电力体制改革滞后，至今仍在沿袭过去的计划经济体制。按照国务院已经批准的电力体制改革和电价改革方案，在实施厂网分开后，应尽快实施电网主辅分离、输配分开，从而实现对电网企业单独定价，以输电和配电电价的形式单独结算，使电网企业的经济利益与发电企业和电力用户相脱离；逐步将电力调度机构从电网企业里独立出来，由电监会监管。由于后续这些既定的改革措施一直没有出台，国资委还在考核电网企业利润，而风电配套电网建设量大面广，任务繁重，需要大量资金投入，特别是运行调度的难度较大，同过去相比，要在电网运行安全方面付出更多努力，承担更大的责任。因此，电网企业接入风电和全额收购风电的积极性自然受到影响。
2 如何看待风电发展的争议
面对风电快速发展形势和制约因素，主要存在以下几方面争议：
一是关于指导思想问题 普遍的看法是，中国风力资源良好，应当走“大规模、高度集中开发，远距离、高电压输送”的发展道路。也有专家认为，欧美“小规模、分布式，低电压、就地分散接入系统”的模式更符合风电特性和目前技术水平。
值得注意的是，中国所谓“大规模”指的是千万千瓦级风场，而欧美的“大规模”指的是几十万千瓦级的风场；中国所说的“远距离”指的是几百公里和上千公里的输送，欧美的“远距离”基本上在100km左右。以美国德克萨斯为例，该州地域较大，风电资源丰富，电力负荷低，与中国的情况有些相近。德州已投产风电装机836万kW，在建110万kW，在美国算是大型风场。但其最大风电场仅为73万kW，超过50万kW的风电场只有4个，风电集中输送也仅有上百千米。国外所说的“大规模”在中国只能算是“小规模”；他们所说的“小规模”，也就是星罗棋布、遍地开花的几千千瓦、几万千瓦的风场，在中国尚属少数。
风能的合理利用在一个电网里并不是越大越好。风电具有随机性、间歇性的特点，为电网调度增加困难。据国外经验，以分散方式、较低电压等级接入系统的风电，在电力调度上可以当作一种“逆负荷”管理，对电网主频率和电压等重要参数的影响甚小。而上千万千瓦级超大型电源建设，涉及电力系统规划的问题十分复杂，譬如，仅三峡工程电力输出规划就论证了十多年。因此，千万千瓦级的风电项目，需要有充分的时间进行接入系统论证。
从能源利用的一般规律看，分散稀薄的能源应当分散利用，如果集中利用代价会比较大，风电就属于这种情况。我国现在规划的风电资源地远离电力消费地，有必要认真论证“大规模、高集中度开发，远距离、高电压输送”的思路及其技术可行性和经济合理性。对于分散式、小规模、低电压，以及更便于电网接入的风场，应加强规划和开发。
二是关于发展总量问题 有观点认为，目前风电发展速度太快，已有的风场大部分经营困难，经济效益不高，可是企业还在跑马圈“风”。
应当看到，我国能源结构以煤为主，为了减少污染和温室气体排放，客观上需要加快风电开发步伐。考虑到目前离开国家的补贴和优惠政策，风电不可能发展，因此，确定我国风电发展的合理总量，既不应和过去比增长速度，也不应和国外比装机容量，而是要和国家的补贴能力来比。现有的补贴财力能够满足的开发规模，应当就是理想的装机规模。只要国家明确公布每年的补贴数额，以及中央补贴各地发展风电的资金量，投资者就能估计出风电的市场容量。未经国家批准，盲目新上的风场拿不到国家补贴就意味着亏损，这将有助于投资者作出理性预期。地方政府也会从一味鼓励新上风电，转变为主动控制风电规模。这将有助于抑制风电规模盲目扩大。
三是关于电源布局问题 很多地方制定了雄心勃勃的规划，酝酿建设大规模风场，出现了无序发展的情况。《可再生能源法》规定，可再生能源发电电网必须全额收购；地方政府拥有5万kW以下风电场项目的审批权，希望通过发展风电带动地方经济；大型国有发电集团借新上风电扩大装机容量。在这些因素作用下，鼓励了各地大上风电项目。又由于国家定死了风电上网电价，风电电价超出当地常规电力价格的部分均由国家补贴。因此，地方和企业把风电经济性的责任全都推给了国家，出现了“地方和企业请客，中央埋单”的情况。
为使国家有限的补贴资金发挥最大的效用，应当由国家结合补贴能力，统筹考虑资源条件、接入规划、与常规电源配套等因素，充分研究其技术可行性与经济合理性，确定各地在各时期的开发规模，不应将风电布局的决定权放给地方，从而避免风电一拥而上。
四是关于风电接入问题 很多发电企业认为，电网建设滞后，风电送出受到制约，电网接收风电时人为制造障碍，影响了发电企业的经济效益。电网企业则表示，已经尽了最大的努力保证风电及时上网；今后大规模接入风电必须制定准入标准，并且需要设高电压、远距离输电线路。
客观上说，在风电发展起步阶段，规模较小，对系统安全稳定影响不大的情况下，电网应该按政策要求全额收购；风电快速地大规模发展，保证风电电量全额收购会付出很大代价，确实存在不够经济，也不够安全的问题，需要实事求是地对待。但另一方面，解决风电接入困难，可以学习发达国家风电发展的经验，关键要进一步推进电力体制市场化改革，全面提高电网企业的公共服务能力。
五是关于设备制造能力问题 对风电设备低水平产能过剩问题，一种意见是采用行政办法加以限制，从以往其他行业限制过剩产能的经验看，这种做法效果十分有限。市场经济条件下，淘汰落后主要应当依靠鼓励竞争来实现。从风电特许权招标结果看，风电上网价格呈下降趋势，竞争有利于优势企业提高技术、改进管理、扩大规模，通过市场形成门槛，淘汰落后。我国应继续推进特许权招标，使风电电价尽快接近常规电力的价格，自然将使得资金、技术实力较差的企业被淘汰出局，从而解决风电低水平生产能力过剩问题。
3 进一步完善风电政策体系
风电的健康发展离不开国家政策支持。加强风电调控关键是抓住补贴、招标两个方面，再辅之以必要的体制改革措施，完全可以使风电实现有序开发，最终使风电招标的上网价格尽快达到常规电力的水平，具备与普通商业电力相同的竞争力。可以考虑从以下几个方面进一步完善风电政策体系。
第一，调整风电发展的指导思想 大力发展小规模、低电压、近消纳、直接接入配电网系统的分散式风电，积极开展大规模集中开发风电的研究，待时机成熟时再全面推开。
第二，加强风电发展规划工作 重点应解决三个问题，一是合理确定各地区风电规模。明确国家在支持风电上的补贴力度和资金来源，从而确定一段时间内各地风电发展的装机容量。二是统筹考虑风电电源布局。将风电规划纳入电力工业中长期发展规划，在综合平衡资源条件、接入能力，以及水、火、气等电源配套条件的情况下，分区域有计划、有步骤地开发一些风场。三是改革风电项目审批或核准方式。地方政府每年向国家上报拟开发的风电规模，经国家能源主管部门平衡后，将风电补贴规模分到地方，由地方政府组织招投标。
第三，通过竞争降低风电开发成本 继续开展风电开发特许权招标，通过竞争确定风电项目开发业主和上网电价。取消行政办法对风电上网的定价。
第四，提高风电接入能力 电网对国家特许权招标建设的风电项目，应及时签订购售电合同，全额收购风电上网电量，足额结算电费。加强风电配套电网建设，建立风电预测体系，适当增加电网的备用或可调节容量，建立风电并网技术标准。
第五，进一步深化电力体制改革 首先在实施特许权招标的风场所在省区，推广实施已经国务院批准的节能发电调度办法，确保优先调度已建成运行的风电；开展电力调度机构独立的研究和试点的前期工作；先行实施输配分开试点和对电网企业单独定价工作，将配电网企业及其资产划转由省级地方政府管理，通过体制改革提高电网消纳风电的能力；改革国有资产考核办法和指标，对国有发电企业考核单位资产利润率，对电网企业考核单位有效资产的过网电量。