配额制年内或难实施 风电开发商转战南方

　　房田甜

　　一些业内人士相信，正是基于风电发展进入“低谷期”的现状，国家能源局开始研究制定这项《可再生能源电力配额管理办法》(下称《配额管理办法》)，解决可再生能源，尤其是风能所面临的发电、并网和消纳难题。

　　2月7日晚间，全球风能理事会(GWEC)发布的全球风电市场装机数据显示，2011年底，中国的风电新增装机容量约为1800万千瓦，累计装机容量达到6200万千瓦。

　　相比于2010年的风电上网电量，1800万千瓦的新增装机量仍可谓差强人意。“2011年我国风电发电量与装机容量相比有很大差距。”国家能源局新能源与可再生能源司副司长史立山直言不讳。

　　来自国家能源局的数据称，2011年我国风电并网容量新增仅约1600万千瓦。“弃风的量确实很大，2010年电监会统计弃风比例约在10%，去年的情况应该至少在20%，尤其是北方风资源丰富的地方。”中国可再生能源学会风能专业委员会副理事长施鹏飞说。

　　“配额制老早就提过，现在要实行估计还是很困难，要看电网的执行力。”华电新能源发展有限公司计划投资部一位不愿具名人士表示。他认为，可再生能源的配额主要是配火电，但是现在火电并不被鼓励大规模的发展。

　　而在龙源电力(00916.HK)集团总工程师杨校生看来，配额制如果能实施对于新能源发展将是一大利好，只是这个配额针对的应是可再生能源的发电量，而不是装机。“从发电企业到电网调度，再到用户的配额应该是一致的。”

　　尽管还未最后成文，国家能源局新能源与可再生能源司副司长梁志鹏却表示《配额管理办法》可能在今年实施。但业内普遍认为实施难度较大，“这不是一纸行政文件能够解决的，还有一堆经济难题。”

　　配额制年内实施存疑

　　中东部省份要达到消纳额度，需从西北省份买额度，价格如何定？

　　按目前披露的信息来看，可再生能源配额制的基本思路是：国家对发电企业、电网企业、地方政府三大主体提出约束性的可再生能源电力配额要求。即，强制要求发电企业承担可再生能源发电义务，强制要求电网公司承担购电义务，强制要求电力消费者使用可再生能源发电义务。在制度设计上，允许配额指标交易流转，获取交易收入。

　　在可再生能源发电配额主体选择上，国家能源部门将电网企业作为可再生能源电力配额的实施主体；将一定规模的发电投资企业作为可再生能源发电配额义务主体，保证电网企业电力供应。

　　“配额制以前在可再生能源规划中就提到过，但是这几年已经不提了，因为实施起来很困难。”前述华电新能源发展有限公司计划投资部人士说。

　　他介绍，最早国家在做可再生能源规划时，就曾提出要求装机量在500万千瓦以上的发电企业要承担一定的可再生能源配额。但因为电网的制约，这一要求并未强制执行。

　　实际上，尽管风电在中国的发展遭遇包括风机质量、电网事故等问题，但几乎所有人都认定，并网、消纳难才是中国风电发展的最大阻碍因素。

　　甘肃省电力公司风电技术中心副主任何世恩并不否认这样的观点。他举例称，甘肃已经达到500万千瓦的风电可发电量，占到全省电力装机的比例约为1/5，但是多数时候都不能实现满发。“有一部分风电是甘肃电网自己管的，但是还有很大一部分属于西北网调，他们在给风电场下计划的时候常常要求不能满发。”

　　有消息称，国家将根据可再生能源发展目标，及能源消费总量指标，核算全国发电配额总数。再以省(市、区)为单位进行可再生能源电力消费配额分配，各地区配额总量有多有少，与能源消费总量分解原则相似。

　　在分配过程中，主要考虑各地自然环境、资源禀赋、人口分布和经济水平差异。原则是，不同资源条件省份应采用不同的指标分配方案，同类型的省份则承担同等的消纳义务。

　　但在何世恩看来，要实现配额制并不是件容易的事。“国家下文的话实施阻力不会太大，但是仍然有很多经济性问题需要解决。”

　　他分析，许多中东部省份发展可再生能源的资源有限，如果要达到自己的风电消纳额度，就需要从西北部地区买额度。“但是买了额度还是要输送，输电通道的问题依旧没有解决，而且中间的过网费、输电费如何计算？”

　　同样需要商定的还有各省间买卖可再生能源电量的价格该如何确定。“而国家能源局是无权定价的，这该由国家发改委管。”一位风电业内人士说，“而且新能源要与火电争夺输出、消纳的额度，是不是需要对火电少发的电给予补贴？”

　　基于此，这位人士表示，尽管将地方政府作为配额消费义务的责任主体，并以行政考核手段确保政策实施，但“今年内实施《配额管理办法》仍然有较大难度。”

　　风电行业普遍低迷

　　因为西部地区限电，去年一些风电场的发电小时数远达不到盈亏平衡

　　事实上，《配额管理办法》的出台，可能并不能真正解决风电外送、消纳的难题，但是会让更多人关注到这个问题。“弃风问题已经让很多风电场的运营出现亏损情况，而配额制出了以后客观上会促使电网和用户‘帮助’电力公司改善现状。”前述风电业内人士认为。

　　据了解，由于西部地区限电，去年一些风电场的风机发电小时数远达不到盈亏平衡的2100-2200小时。“甘肃这边好些风电场的风机利用小时数只有1500-1600小时。”何世恩说。

　　甘肃并非孤例。

　　郭成志所在的风电整机设备厂曾为大唐新能源(01798.HK)位于内蒙古霍林河地区的一个风场提供风机，这个5万千瓦的风场2010年全年发电1.4亿度，但是2011年的发电量只有约1亿度，“只完成了我们全年发电量指标的80%。”

　　一位大唐新能源的内部人士证实了这样的说法，他同时表示，大唐新能源在霍林河周边的13个风电场，都不同程度受到限电的影响。“能够发1亿度电已经算是多的了。”

　　这位人士说，每年冬季来临的时候风最大，当年10月至来年2月一般是风力发电的高峰期，但是因为北方冬季小火电机组必须要运转起来供热，造成了冬天反而比夏天发的电还要少。“甘肃一些地区在今年春节期间甚至硬性要求所有风机停机。”

　　而国家电网要求风机做低电压穿越能力检测，也在一定程度上加剧了风电场的亏损。“一个型号的风机检测要几百万，关键是你还要排很长的队，如果没有拿到检测认证，很多地方的电网就不给并网。而且，换个关键部件就要重新检测。”郭成志抱怨。

　　在日前由美国超导公司(AMSC.NSDQ)主办的低电压穿越技术圆桌论坛上，中国电科院新能源研究所风电并网研究和评价中心高级顾问戴慧珠介绍，这个国家电网惟一承认的低电压穿越能力检测中心，从去年10月中旬到今年初共完成了14个机型的检测。

　　她同时承认，按照风电机组型号的规定，主要的零部件换一个就要算一个新型的风电机组，就要重新做低电压穿越试验。“但现在做就是同容量的机型，如果变流器、控制系统参数发生了变化，就要做低电压穿越。如果仅仅是叶片的长度变化，这些就是做评估。”

　　此外，或许是因为风电装机的速度过快，一些风资源较好的地区提出了“并网配额”。“各个省的上网电量规模须报至国家能源局备案，进入这个配额的风电能够享受国家的风电补贴电价，超出的量国家就不补贴了，就算上网了也只是按照火电的标杆电价支付。”

　　南方上演资源争夺战

　　南方地区除了具有较完备的电网设施和用电企业，风电上网的补贴也更高

　　因为北方风资源地区限电严重，几乎所有的风电开发商都选择“南迁”。

　　前述华电新能源发展有限公司计划投资部人士坦言，南方地区的电网基础条件较好，眼下成为了风电开发商们争抢的资源。“华电在南方不少省份都有风场，大概能占到我们整个风电装机的20%。”

　　杨校生也向本报记者表示，“龙源电力从前年就已经开始开发南方风场。”他介绍，北方适宜建设风电场的土地资源还很多，但是限电厉害。而南方地区虽然风速较低，有些高原地区的环境恶劣，但是得益于低风速、高海拔风机的研制，也让南方的风资源具备了开发潜力。

　　事实上，南方的风资源平均在5.8-6米/秒，而为了适应这样的风速，整机厂商普遍开发出了大叶片的风机。“1.5兆瓦的风机叶片长都是89米，2兆瓦风机的叶片甚至有100米长。”郭成志说。

　　他介绍，南方地区除了具有较完备的电网设施和用电企业，风电上网的补贴也更高。“在国家0.61元/度的标杆电价之上，一些省份还会再追加补贴，比如山东省每度电再补0.09元，湖南省则额外再补贴0.15元/度。”

　　在不限电及较高电价的支持下，南方风电场项目如果可以保证一年满发小时数在1700-1800小时，就能实现盈亏平衡。

　　“但现在南方的资源也不好拿了，像云南、贵州、湖南、江苏和广东都已经开发了很多风电场，安徽、河南和湖北这些省份也都在陆续上项目。”郭成志介绍。

　　何浩也感到了南方市场的火爆。2007年在德国研究风电整机技术多年的他回到中国，与朋友一起合作在山东地区跑风电项目的路条。“那时一个项目的路条成本也就是300万元，我们转手能卖到700万元，现在一般都在2000万元左右。”

　　开发一个5万千瓦的风场，通常需要资金约4亿元，普通小公司较难有实力参与。而相比之下，获得项目路条的程序繁琐，但成本较低，成为小公司捞金的选择。

　　据了解，规划了项目并完成一年测风周期之后，需要项目所在省出具一张统一项目前期工作的函，这个函包括国土、环境、地震、水土保持、项目融资、电网接入等一系列文件，等各相关部门都给批文之后，再报至省发改委，并在国家发改委备案，然后由各省出具开工许可证，也就是所谓的“路条”。

　　但对于何浩来说，生意也在变得难做。“五大电力集团现在都到南方来了，他们资金太雄厚，我们很难跟他们竞争。”