风电产业助推“双碳经济”新动能

2022年1月，中央政治局第三十六次集体学习和去年12月召开的中央经济工作会议对国家“双碳”工作进行了总体部署，碳中和时代大幕拉开，风电的“主力军”地位得到更广泛认可。必须落实高质量发展要求，保障能源安全，调整能源结构。实现碳达峰碳中和是一项复杂工程和长期任务，建设与经济发展相匹配的风电产业符合“能耗双控”向“碳双控”转型的要求，赋予了风电行业发展积极的意义。

风电产业关于能源供给的战略安全

2022年两会的政府工作报告再次就“双碳”提出了多项具体任务。我们要建设清洁低碳、安全高效的能源体系，提高能源供给保障能力。着力发展清洁能源，尽快构建以新能源为主体的新型电力系统，实现低碳产品的生产制造，才能从根本上和长远上保障我国的能源安全和经济持续发展。国家能源局提出了要加快实施可再生能源替代行动。推进东中南部地区风电就近开发消纳，积极推动海上风电集群化开发和“三北”地区风电基地化开发，抓好沙漠、戈壁、荒漠风电基地建设，启动实施“千乡万村驭风行动”“千家万户沐光行动”，有序推进生物质能开发利用。风力发电，成为低碳经济中的重要构成。

从可再生能源开发侧来看，强化沙漠风电和海上风电基地建设。

中国的风电产业从加大沙漠、戈壁、荒漠地区风光基地开发，以及海上风电大基地建设提被提到更加重要的位置，发展可再生能源必须因地制宜，根据当地的资源禀赋条件制定方案，使风电、光伏和水电、光热、生物质能等清洁能源技术协同发展，实现多能互补，多种能源综合利用，从而更好地发挥新能源的保供作用。大国新能源建设伴随着一系列的基础风电产业基础设施建设如火如荼展开，匹配“十四五”期间新增若干条特高压输变线路——这种全国范围内的资源配置，将成为促进国内风电装机增长的重要手段。各类风场电站实验站也批次设立，世界海拔最高风电场——哲古风电场是我国超高海拔风电科研示范项目，地处海拔4850米至5500米之间，项目总装机22兆瓦，机舱最高海拔达5139.1米。在规模化新能源项目滚动推进机制下，预计2022年国内风光新增装机规模将达到120GW左右。其中，海上风电、分散式风电、老旧风电场/机组改造将形成“多元化”的新能源增量市场，是支撑风电可持续发展的三个重要板块。

风电产业装机规模和配套容量增长，促可再生能源跨越式发展。

当前，中国的风电产业装机规模已突破10亿千瓦大关，可再生能源装机规模稳步扩大，可再生能源发电量持续增长，可再生能源利用率水平不断提升。2021年，中国风电在全国电源总装机容量中约占13%，发电量约占全社会用电量的7.5%。风电运营管理与电能汇集中心建设也随之增长。陆上集控中心是海上风电场的"大脑"，肩负着远程监控着所有风电机组并管理整个风电场的运行的职责。同时，作为风电场的“心脏”，海上升压站是海上风电场的电能汇集中心，也同期投产。据行业报告预测显示，2022年，我国风电后市场容量将达到356亿元。国内在建最大的海上风电场——三峡新能源阳西沙扒二、三、四、五期海上风电项目峡阳海风场500千伏峡陆升压站送电成功，标志着项目陆上集控中心和海上升压站全面投产。三峡阳西沙扒二至五期海上风电项目规划装机容量140万千瓦，项目总投资约267亿元，拟安装228台国产大容量风电机组。未来，随着可再生能源“质”和“量”的双方面提高，将在保障国家能源安全方面发挥越来越重要的作用。

中国人多地少资源贫乏，必须要扎实贯彻落实新发展理念，构建新发展格局，推动高质量发展，其中很重要的是推动“双碳”工作。以积极践行国家创新驱动发展战略为宗旨。在风能发电的产业发展中，需要推动产业发展数字化、绿色化转型，助力“碳达峰、碳中和”为目标。

风电将迎来“去补贴”后的市场化价格机制

党中央、国务院出台了“双碳”工作的意见和碳达峰行动方案，国家发展改革委会同相关部门研究风电产业开始“降成本”、“去补贴”。国家之所以下调财政补贴力度，是考虑到技术的不断进步推动着度电成本下降，有效弥补了补贴减少带来的影响，光伏行业已经从需要扶持的起步阶段迈向独立运作的成熟阶段。未来风电产业的“平价”将成为常态化，将成为光伏行业未来发展的新标签。

加快完成风电价格管理及市场化价格机制。

风电产业发展历程中，国家和地方的财政补贴始终扮演着重要角色，但长期风电补贴扰乱了电价市场机制，对于发电企业技术革新和产能市场化进程造成不利影响。数据显示，光伏和风电公司2019年政府补助金额合计达到38亿元，约占这些公司年度净利润的10%。所以设立两套风电管理及定价机制非常必要。国家发改委2021年新能源上网电价，新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴。这意味着从今年开始，户用光伏电站每千瓦时0.03元的补贴取消，大部分光伏项目都将告别多年来的补贴模式，真正迎来平价上网的大时代。2022年开始，国家能源局批复的国家新能源实证平台（基地）电站全发电量，上网电价按照电站投产年度当地燃煤发电基准价执行。可见，风电的联网价格市场化竞争愈发成熟。

风电联网电价保障性并网与市场化电价并存。

《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项》，建立了消纳责任权重引导机制、并网多元保障机制、保障性并网竞争性配置机制等长效机制。国家确定的保障性并网规模以内的项目，上网电价由两部分组成：保障收购小时数以内的发电量+保障收购小时数以外的发电量。市场化并网规模部分，即通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后的项目，上网电价也分为两部分：保障收购小时数以内的发电量+保障收购小时数以外的发电量。在兼顾老少变穷地区的风电建设的公平性，给予规模以外的项目建立保障收购价格，上网电价按当年当地指导价执行，不参与竞争性配置。

风电行业运维智能化升级势在必行

当前，我国风电在役机组数量超过15.5万台，按照风电行业质保期平均5年推算，2016年以前并网的约1.5亿千瓦风电机组已经悉数出了质保年限。随着运行年限增加，以运维技改、性能升级、退役回收为主的后市场业务急剧攀升，个性化需求日益增长。2020年以来，国家出台了一系列支持风电运维技改的政策，将风电场改造升级、风电设备退役循环利用列入能源行标重点方向。可以预见的是，随着新旧设备转换带来的年增50GW和2030年风/光总装机达12亿千瓦以上的目标达成，风电后市场正在展现出更加宏大的发展前景和创新空间。对于当前的老旧风电场改造，探索出成熟的商业模式更为重要，在风电运维智能化的当下，需要找出政策要求与开发企业需求的契合点，循序渐进地推进存量风电市场有序增长，以数字化和智能科技促进风电生产、运营、管理等环节的自动化，以谋求更大的市场份额，是提升整个风电发展质量的必由之路。

风电价格市场化改革促进风电企业技术创新。

作为新能源的重要领域，风电价格的调整通过市场化机制向社会释放出清晰的价格信号。国家在清洁能源布局政策上促进风电产业良性发展，解决高比例消纳问题，做好规划，有序发展，避免一哄而上，重复建设。就风电企业而言，要加快发电效能、电力传输、后台管理等关键技术创新，并保证产业链供应链安全，以解决稳定性、可靠性等关键问题。在电价联网阶段，要保持风电项目的投资收益率，从风力资源布局、技术创新、方案设计、施工建设等各个环节都要做出相应调整。当前，在风电产业链的一些环节，尤其是沙漠风电产业存在不够理性的低价竞争现象，后期经过调整，风电产业链的各个环节应回到一个相对健康、理性、平稳的阶段。市场化改革会促使风电企业自主技术创新和老旧机组迭代。比如，中国在沙漠、戈壁、荒漠规划建设4.5亿千瓦的大型风电光伏基地，一方面促使周边煤电企业建设超超临界发电机组，有序改造供电煤耗300克/千瓦时以上的老旧机组；另一方，风电基地的基础输电网络建设使得固有电力配送特高压输变电线路升级，这将构成跨区域能源供给和电力运输的新体系。

当前，能源革命在全球范围内呈不可阻挡之势，未来可再生能源替代化石能源是必然。碳达峰和碳中和目标的提出，加速了我国可再生能源的发展步伐。需要充分发挥传统能源的“压舱石”作用，在传统化石能源的基础上，增强火电的支撑和灵活调峰能力，通过技术创新逐步加大可再生能源发展比例，最终平稳实现可再生能源对传统化石能源的替代。风电行业的良性健康发展，需要洞察能源变革过程中的技术变化，寻找并长期支持致力于解决碳中和领域技术难点和瓶颈的优秀团队，构建零碳领域的技术生态，系统推动“能源来源可再生化”、“能源应用电气化”、“电力系统智能化”的风电产业大发展。

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