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摘要：“十三五”期间我国风电产业将加速“市场化、规模化、国际化”的发展进程，并呈现出行业集中度不断提升、政策导向性明显、海上风电市场亟待拓展、风电机组的单机容量增大四个方面的特征。但是在具体的开发中受到一些方面的阻碍，这样就需要采取相应的应对措施，确保风电项目的开展。本文主要对风电竞争性配置政策趋势及应对措施进行分析。
关键词：风电竞争性配置政策；应对策略；未来展望
一、前言
在新的形势下，风电的发展不仅面临着与传统能源的竞争，还面临光伏等其他可再生能源的挤压，风电行业内各企业之间也在相互竞争，所以今后几年对风电行业而言是关键时期。目前制约风电产业发展的主要矛盾已经发生根本转变，除了关注成本和技术等制约因素外，还必须要考虑弃风限电、竞争性开发等所带来的非技术因素影响，才能有效实现风电的平价上网，提高发电效率，确保风电项目的有效实施。
二、风电竞争性配置政策概述
1、风电项目竞争配置的是“年度开发规模指标”，不是“资源开发权”。
目前国家对风电建设管理主要依据《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》(国能发新能〔2017〕31号)。按照该文件，各省级能源主管部门，根据相关规划在落实电力送出和市场消纳的前提下，自主确定年度建设规模和具体风电项目，并形成年度风电建设实施方案后报送国家能源局。此次能源局印发的“指导方案”实际上是要求地方政府采用竞争的方式分配年度开发规模指标，明确了对于政府自己组织完成风电开发前期工作的场址区域，可以按照这个方式，通过招标竞争方式选择项目投资主体。同时，对于开发企业已经与当地政府签署了风电开发协议，完成了测风、场址勘察等前期工作的项目，只是通过竞争确定列入年度开发指标的顺序，资源开发权不因竞争而转移。
2、风电项目竞争配置的前提是解决弃风限电，消除非技术成本。
目前风电建设管理办法，实质是地方政府自主确定年度建设规模，并通过行政审批确定具体建设项目，这种方式促进了我国风电快速规模化发展。但在具体的指标分配上仍存在标准不统一、不透明、难以公平的问题。地方政府在指标分配上的自由裁量权较大还会导致很多问题：将风电资源配置给了不具备技术能力和资金实力的企业，倒卖路条行为加大了开发成本;项目建设过程中的消纳条件不能有效落实，风电项目建成后不能及时并网;以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向企业收费，增加了项目投资经营成本;以资源换产业投资，加剧了产能过剩，给制造企业增加负担，造成投资浪费。这些都是风电开发过程中的非技术成本。
此次“指导方案”实际上是要求地方政府，改变通过行政审批分配年度建设规模指标的方式，要采用市场竞争的方式配置资源，为地方政府分配指标提供了规则和依据。同时，“指导方案”也将解决弃风限电，消除非技术成本作为项目竞争的前提条件。文件要求所参与竞争的项目必须具备接网和消纳条件，确保项目建成后达到最低保障收购年利用小时数(或弃风率不超过5%)。所在地区要优化投资环境，进一步落实《关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》的各项要求，地方政府及相关部门不存在收取国家法律规定之外的资源出让金等费用的问题，地方政府无向项目摊派费用或强制采购本地设备等增加项目投资经营成本的要求。各地市(县)级政府相关部门推荐风电项目参加新增建设规模竞争配置时，应对上述建设条件做出有效承诺或说明，省级能源主管部门应对相关市(县)履行承诺的情况进行考核评估，并作为后续安排新增风电建设规模的重要依据。解决这两项不必要的成本，为实现风电平价上网扫清了障碍。
3、风电项目竞争配置将加快优胜劣汰，推动技术进步。
“指导方案”要求省级政府能源主管部门，制定具体的风电项目竞争配置办法，并对竞争要素提出了要求。包括：对开发企业的能力，包括投资能力、业绩、技术能力、企业诚信履约情况评价;对设备先进性，包括风电机组选型、风能利用系数、动态功率曲线保障、风电机组认证情况;对技术方案，包括充分利用资源条件、优化技术方案、利用小时测算、智能化控制运行维护、退役及拆除方案、经济合理性等。
这些竞争要素无疑对开发商和设备制造企业都提出了更高的要求。开发企业要更重视全生命周期的度电成本，选择风电机组不能再一味压低设备采购价格，要考虑风电机组的发电效率，增加10%的发电量，比降低10%的价格更有效益;要考虑机组的质量和可靠性，减少运维成本。带方案招标将是普遍的做法，甄别方案的真假优劣，需要统一标准和评价方法。整机制造企业，必须从卖设备向提供解决方案转变，这需要更多的技术能力。通过创新不断提高机组技术水平和质量，同时还要进一步控制成本，竞争无疑会更加激烈。
三、现阶段我国风电行业面临的主要问题
1、弃风是制约我国风电发展的最大障碍
近年来，我国不少省（市、自治区）均不同程度出现了风电送出和运行限电日益增多的情况。据国家电监会统计，从2010～2017年，全国累计“弃风”电量达到1500亿kW•h，直接经济损失800亿元以上。随着风电装机容量的进一步增长，弃风现象可能进一步加剧，严重影响风电企业的经济收入，加剧了资金紧张的局面，影响到新项目的按时实施和投运项目的正常运行，弃风限电问题已经成为目前制约我国风电产业发展的最大障碍。在国家“降低弃风率、降低弃风电量”的双降基调下，新增风电装机逐步往非限电地区（主要是中东部和南方地区）转移，以实现2020年弃风率5%的目标。
2、企业资金压力巨大
近两年全社会风电装机容量增速下滑，新增装机不断触底，我国风电增长速度放缓，并不是因为审批项目减少，而主要是风电项目开工率严重不足所致。究其原因，一方面在国家实行紧缩货币政策的大背景下,部分银行调低风电等可再生能源信贷额度，依靠银行贷款进行风电项目建设获得资金的额度减少。另一方面是可再生能源电价补贴缺口不断扩大，经测算，目前涵盖在以发放的前六批可再生能源补贴目录中，光伏项目每年所需要的补贴为177亿元，风电每年所需要的补贴为414亿元，在不考虑消纳的情况下，如果包括第七批可再生能源补贴目录，中国可再生能源基金年度支付需求超过1000亿人民币。这部分补贴不到位极大的增加了风力发电企业的资金压力。
3、无效竞争破坏市场环境
随着国内风电装机规模的日益扩大，风电设备制造行业竞争加剧，企业间非理性的低价竞争已成常态。风电设备市场长期的低价竞争，极易导致制造商以牺牲质量为代价去降低成本，更重要的是，由于低价策略导致设备制造企业利润大幅下降，直接影响企业的研发投入，制约技术进步，影响行业发展后劲。
4、电力安全
无论是风电还是光伏，发出的电波动性、间歇性较传统火电更大,如果在未做处理或处理不当的情况下并入电网，会影响电网安全运行和正常调度。当前，美国、日本等发达国家通过法律规定、税收减免、财政补贴以及直接赠予等方式，鼓励新能源领域搭配储能，以加强智能电网可靠性和稳定性。我国这方面的发展还较为滞后。
四、风电竞争性配置的应对策略
1、初步确定意向场址
风电竞争性配置项目的来源一般由市（县）级能源主管部门推荐，而各地方规划区域的初步意向或规划布局一般也已完成，建议提前对接相关部门，了解竞价风电规划场址情况，根据风能资源及建设条件选择投标意向场址。
2、准确的风资源评估
通过获取具有代表性的测风数据，掌握了准确的风资源参数，才能比选出最匹配的机型，再由机组选型确定项目规模和风机排布，最终计算得出风电竞争性配置的投标电价。因此准确的测风数据，是竞价上网中价值最高的基础资料,是决定投标电价是否计算精准、项目是否成功的关键。在风电特许权政策的实施过程中，个别项目曾出现测风塔数量不够，代表性不好的问题。建议项目公司提前掌握初步意向场址内的测风塔、气象站数量位置等情况，为投标工作做准备。
3、选择适合的风电机型
风电项目区域、地域特点很强，具有不可复制性。不同的湍流强度、极大风速、海拔高度、所处气候区域等，对风机叶片气动特性、轮毂高度、机组载荷的要求也会有所不同。在准确掌握风资源参数的基础上，选出最适合当地风能资源的机型，是提高发电量，降低度电成本的关键。
（1）风机选型应根据风场风资源、地形地质、运输安装等情况，在满足安全性的条件下，综合比选效率更高的的大叶轮直径风机机型，增加风场经济效益和设备可利用率。各机位风速差别较大的场址应增加多种机型混排的方案，最大化利用场址风能资源。
4、设计精细化工作
（1）风能资源评估时，宜收集场址周边多种数据源如中尺度数据、其他测风塔多年测风数据、附近已投运风场相关运行数据等综合评估场址风况水平。
（2）在项目测风阶段确定资源水平达到可开发价值后，将下阶段的设计工作尽量提前到前一阶段开展，如提前进行1:2000地形图测绘、场址周边敏感性对象调查、风机微观选址等，提高前期设计工作中的精细程度。
（3）建设单位及设计院应总结同区域范围内类似风场的设计、运行经验，设置合理的上网电量折减系数取值区间，减少受人为化折减系数影响的发电量估算偏差。
（4）在设计工作中，应根据场址自身特点，如高海拔、冰冻、雷暴、高湍流等方面，让风机厂家进行风机安全性复核及适应性分析，并提出针对性的措施方案，将结论与对应措施补充到竞争性配置投标方案中。
五、风电行业竞争配置下的未来展望
1、限电率逐渐达到“十三五”计划中的预定目标
在政府的利好政策，电力需求增长以及特高压线路投运的支持下，中国的风能利用率在2018年内持续改善-全国风电限电率在2018年第一至三季度下降3%至9％（2014年以来的最低水平），风电利用小时则同比增长13％至1565h。
随着国家限电率接近至十三五计划中2020年目标的5％以下，预计2019年的利用小时增长潜力相比2018年将不会那么显着。不过，有些省份目前的限电率仍处于较高水平，相信明年仍有很大的改善空间。例如，内蒙古，甘肃和新疆在今年前三季的平均限电率为13％/20％/25％。在2019年启动可再生能源配额制后，预计各省的限电率将逐步得到改善。
2018年的“红三省”，包括甘肃，新疆和吉林，今后吉林将有最大的机会从清单中被移除，这出于今年该地区的限电率有着最显着的改善，从2017年的21％下降至2018年第三季度的5%。这一改善主要归功于在今年1季度投运的扎鲁特-青州特高压线路。吉林省目前有1.7GW已批准但尚未投入运营的项目，其中包括545MW已获得融资/在建项目。假如吉林省从“红三省”清单上被移除，这些项目将会陆续在未来1-2年投运。
2、风电装机容量将在2019年增长25GW
根据国家能源局的数据，我国风电并网容量在前三季度增长了12.6GW，比2017年同期增长了30％，总并网量达到了176GW。预计中国2018年全年风电装机产能增加约20GW，同比增长约30％。其原因如下：
（1）竞价机制下争相开展项目。鉴于竞价上网的引入时间早于预期，运营商可能加速建设项目以避免电价的不确定性风险。中国目前有46GW的已获得融资/在建项目。这些项目可能会在未来一至两年内投运。
（2）离开红色预警后，部分区域将会恢复施工。如目前吉林省已经批准的1.7GW项目尚未投入运营，其中包括545MW已获得融资/在建项目，其后将恢复该省的新项目审批和电网连接工作。
（3）储备项目逐步释放，海上风电项目快速增长。由于陆上的新建项目增长放缓，近年来运营商更加关注海上风电。我国目前有6.2GW已获得融资或在建项目，和4.4GW已审批项目，这将在未来2-3年内逐步投运。我国风机公开招标市场在2018年前三季度同比增长12％至24GW，这也暗示了2019年将有更多的新增装机。估计风电装机容量在2018年将增加约20GW，在2019年增加约25GW，风力发电将占全国总发电量的5.6％。
3、海上风电项目保持良好增长势头
在陆上风电新建项目增长放缓的背景下，中国海上风电装机容量在过去两年中迅速增长，并在今年8月底达到了3.1GW的总装机容量。并在2018年底已有另外1.6GW的海上风电项目并网。2018年底，中国的海上风电装机总容量将达到4.7GW，这与“十三五”规划中的2020年目标5GW极为接近。未来几年中国海上风电装机容量将继续保持着强劲增长，原因如下：
（1）近年来陆上风电新建项目速度缓慢。在国内北方出现限电问题和南方严格的环境要求下，近年陆上项目发展变得更慢。开发商正在关注海上风电市场以寻求更大的产能增长。
（2）加速建设以避免电价的不确定性风险。海上风电项目的竞价将于2019年开始。虽然已经获得政府审批项目的电价不受影响，但开发商很可能加速建设这些项目，以避免未来电价的不确定性风险。
（3）根据彭博新能源财经的数据，中国目前拥有32GW的海上未完工项目，当中包括6.2GW已获得融资或在建项目，4.4GW已批项目，和21.3GW已宣布项目。该21.3GW的已宣布的项目需要通过竞价上网获得政府审批，而其他已获批项目预计将在未来2-3年内投运。
假设电价为0.85元/kW时，利用小时数为2534小时，运行和维护成本为人民币0.3-0.45百万/MW，估计海上风电项目的股权内部收益率介于9-12％之间，与陆上风电项目相当。运营商现在更关注发电效率的提高，以抵消竞价带来的电价风险。预计未来发电效率的改善主要来自：1）配置更大型的风机。目前大多数海上风电项目使用3～4MW的风机，但5MW或以上的大型风机将在未来几年投产；2）新项目会被放置在离岸更远的深水区域，这允许风机吸收更多海洋地带的风力资源，从而提高风电项目的利用率。
六、结束语
综上所述，风电竞争性配置新政给出了今后风电行业开发的几条基本原则，包括政府规划总量控制，项目单位公开竞争优选，电网企业接入消纳保障，电价竞争确定，优化行业投资环境等。总的来说，采取针对性的应对措施，能确保弃风限电进一步降低和发电企业获得合理电价和利润回报,起到鼓励风电市场发展并通过稳步发展的市场，带动技术进步和产业升级的效果。
参考文献
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