“十一五”風光無限、“十二五”爭議前行的風電，或在“十三五”迎來更好的發展機遇。

顯而易見，無論是媒體關注度還是指標明確度，風電“十三五”發展方向都超過了其他可再生能源。按照已公布的文件和發展思路，風電將在“十三五”期間完成2億千瓦的裝機目標，實現風電與煤電的上網電價相當，并逐步解決棄風限電問題。

如果從當前的產業布局和技術水平看，上述三點完成均有希望，前提是，國家要進一步優化風電和其他電源與能源以及電網發展布局，以頂層設計，給予風電足夠的發展空間。

實現2億千瓦裝機不確定性低

諸多目標中，2020年實現2億千瓦的累計裝機目標的不確定性應是較小的一個，這可以從近年較為穩定的年新增并網風電裝機數量以及資源、產業、項目儲備等諸多方面來分析。

當下無論是媒體還是輿論，更多的采用風電吊裝容量來描述風電產業現狀，但在業內人士看來，風電并網裝機容量比吊裝容量更能反映風電行業的真實情況。如果僅僅比較近年的風電年新增吊裝容量，各年之間有一定的差異，差距在400萬千瓦以上而各年風電新增并網容量則不然，“十二五”前三年基本保持年新增1500萬千瓦的規模，相對穩定，后兩年有望達到1500-2000萬千瓦的年新增規模。風電裝機穩定增加趨勢已現，并在未來幾年可能繼續這種態勢。如果考慮實現2億千瓦的裝機目標，“十三五”期間，風電年均新增裝機量需要接近2000萬千瓦，這一數值較2013年近1500萬千瓦的新增裝機多出500萬千瓦左右，但分析發展形勢，實現的不確定性較小。

首先，在風能資源上，未來可開發資源潛力巨大。根據中國氣象局風能太陽能資源評估中心在2014年國際風能大會上公布的評估報告，70米高度、能量密度不低于150瓦/平方米的可開發風資源量為60億千瓦，不低于200瓦/平方米的風能資源量為55億千瓦，新提出的能量密度不低于200瓦/平方米的風能資源數據，明顯高于其在2011年公布的36億千瓦的可開發量。這就意味著，從風電發展角度，風能資源基本不是約束條件。

其次，在項目儲備上，風電準備項目充足。近四年來國家能源主管部門已下發了四批擬核準風電項目計劃，加上之前國家和地方核準的項目，累計核準容量超過1.5億千瓦。這一數字超出“十二五”規劃目標，也增加了業界的信心。

第三，在消納送出上，將為風電營造更好的外部環境。2014年2月，在國家能源局局長吳新雄主持召開的落實大氣污染防治有關工作專題會議上，提出“加快十二條輸電通道項目進程”，通道建設將為風電在更大范圍內消納提供必要的硬件條件。

限電問題解決需多重發力

與相對容易預測的風電裝機規模相比，解決限電問題的時間表則不確定較大。

在2014年10月舉行的北京國際風能大會上，國家能源局新能源司的領導針對這一問題，原則性地提出了解決問題的時間點，表示，隨著風電優先上網和全額收購等政策的實施，希望能在2015年基本解決棄風限電問題。

2015年，距離棄風限電比例最高的2012年僅為三年。在國家能源局《關于做好2013年風電并網和消納相關工作的通知》中，2012年全國限制風電出力的棄風電量約200億千瓦時，是2011年二倍，全國限電比例達到17%，“三北”地區則普遍高達20%以上。限電最嚴重的東北地區，限電電量約占全國限電總量的一半。

之后的2013年，如何解決棄風限電成為風電業界最熱門、最緊迫的話題，也催生了國家連續出臺諸多政策，從規劃、技術、價格等各個方面試圖力挽狂瀾。

努力的成效反映在2013年的風電發展情況上。根據統計，2013年當年全國風電平均利用小時數2074小時，同比提高180小時左右，在風電裝機進一步增加的情況下，棄風電量同比下降約50億千瓦時。限電比例降為10.7%。風電棄風限電確實有了明顯好轉。進入2014年，棄風限電的比例進一步下降，根據國家能源局發布的《2014年上半年風電并網運行情況》，全國2014年上半年平均棄風率8.5%，同比下降5.14個百分點。

但仔細分析風電發電量數據，可以看出，風電限電問題在2014年實際上可能又加劇了。如果比較2013年和2014年的1-9月風電年等效利用小時數，后者下降了180左右，這也意味著在其他條件不變的情況下，2014年風電開發企業的實際收入在下滑，主要原因是2014年風資源較差，風電年等效利用小時數的降低，一定程度上掩蓋了限電情況回彈加劇的事實。

限電問題是可以逐步解決的，但在短短的幾年內盡快解決，難度較大，需要在各個方面多重發力。未來政策和措施的設計需考慮風電發展需求，在風電并網和消納的硬件和軟件上予以支持配合。

硬件需求顧名思義來自電網裝備和建設方面。如按照前文所述，“十三五”期間12條輸電通道如期完成，加上其他輸電線路建設和完善，應該是可以滿足風電并網消納硬件需要。

棄風限電問題的根本解決，更關鍵的是軟件，即風電相關的體制銜接問題，尤其是目前的煤電計劃電量制度使《節能發電調度運行管理辦法》基本成為一紙空文，壓縮了風電的出力空間。此外規劃問題，即各類電源規劃之間以及與電網規劃之間的不協調，以及地方政府追求增加經濟總量的直接目的，造成部分地區各類電源增長過快，而不充分考慮當地電力負荷和電網輸送容量有限的事實情況。

規劃成功與否，并非目標，而是細節。從當前的情況看，解決棄風限電問題的方向明確，但能否解決這一頑疾，關鍵要看如何細化規劃目標和政策，探索創新體制。

風電煤電上網電價相當難度較大

相對實現裝機目標和解決棄風限電問題，2020年使風電與煤電上網電價相當的難度較大。根據2014年各地區風電上網電量以及風電、煤電現行電價水平，風電的平均度電補貼水平略超過0.2元/千瓦時，因此，上網電價相當意味著要在未來6年左右的時間內將這一差距縮小為近乎零。

2014年前三季度，多家風電制造企業的業績大幅上升。以金風科技(002202,股吧)為例，其實現營業收入106.21億元，同比增長49.18%;歸屬于上市公司股東的凈利潤11.95億元，同比增長535.78%。更有風電證券機構作出預測，使金風科技在四季度將繼續觸底反彈。

風電制造業2014年較好的業績與“搶裝”現象不無關系。2014年兩會上，“適時調整風電上網電價”的提法就已拉開風電行業搶裝潮的大幕，9月國家發改委提出了陸上風電上網電價調整征求意見方案，各類資源區的電價下調幅度不一，為0.02~0.04元/千瓦時，風電行業反響強烈。如要在“十三五”實現風電和現有煤電價格相當，下調的幅度要達到0.2元/千瓦時左右，將影響企業的盈利甚至生存，這顯然是行業最為擔心的情況。

單純從風電角度以及可能的途徑看，如果想打消企業的擔心，要么實現風電成本下降，要么讓風電利用小時數上升。自2010年后，風機價格和風電場建造成本穩步下降，根據水電水利規劃設計總院和國家可再生能源信息管理中心發布的《2013年度中國風電建設統計評價報告》，2013年“三北”地區風電平均決算單位造價已經低于8000元/千瓦，未來價格可能還會下降，但降價空間是有限的。再看風電年等效利用小時數，2013年，全國風電平均利用小時數為2074小時，相比2012年激增180小時。但到了2014年上半年，風電平均利用小時數僅為979小時，同比下降113小時。

之所以出現這樣的反復，2014年的風資源情況不佳的自然原因固然是主因，但限電問題的可能反彈也不容忽視。實現風電與煤電上網電價相當，需要努力的不僅僅是風電行業，煤電乃至整個電力、能源系統的運行方式、機制需要做出改變，在市場空間一定的條件下，如能真正落實電力的節能調度，煤電實際的成本和價格需求將上升，風電的發展空間將增大，再考慮未來可能的環境稅、碳稅等的影響，從風煤環境約束等幾個方向上可以縮小風電、煤電的成本和價格差。因此，風電的長遠發展或需要國家在能源領域的頂層設計上進行調整。

在2014年11月公布的《中美氣候變化聯合聲明》中，我國政府提出到2030年非化石能源在一次能源中的占比要達到20%左右的新發展目標。風電將是實現這一目標的主力之一。一直以來，但凡提到風電煤電平價，更多的人想到的是從風電行業入手，或壓縮成本、或提高效率。但要實現這一目標，僅靠風電行業一方努力還不夠。只有做到頂層設計優化，“風煤”雙向調整，或才是完成目標、使風電在能源供應中發揮更大作用的可行途徑。(作者系國家可再生能源中心政策研究部主任)