本文旨在简要介绍国内风电项目开发历程的基础上，结合福建省风电开发的真实的情况着重分析风电开发的现状，以及面临的送出工程滞后、省内陆上风资源后续开发利用、风电电价补贴调整趋势、风场并网技术门槛和风电行业政策走向等问题及新常态，提出了快速推进内陆风电前期规划和项目选址工作、做好风机设备选型、快速推进海上风电建设、提高风电场运维管理集约化水平等风电项目开发的一系列思路和对策。

  风电作为最成熟的可规模化发展，并具有商业化开发价值的可再生源能源，已成为国家能源结构调整和应对气候平均状态随时间的变化的重大举措。我国风电项目开发已经历了加快速度进行发展、爆发式增长两个阶段。

  90年代末，我国陆续启动了一系列支持风电项目发展的政策和科技支撑计划。2005年2月，国家出台了《可再次生产的能源法》，以法律形式解决了可再生能源并网发电项目的上网和电能量全额保障性收购问题。2009年7月，国家发改委出台《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，制定了Ⅰ～Ⅳ风能资源区相应的风电标杆上网电价。随着上网保障、电能电价、税收优惠、补贴机制、技术上的支持等全方位风电产业鼓励扶持政策的落地和实施，我国风电也进入快速地发展的快车道。2003年，全国风电装机仅40万千瓦。2010年，我国风力发电装机迅速增加至6300万千瓦，短短几年时间，在装机总量上首次超越美国，跃升为全球第一风电大国。我国风力发电总量也在“十一五”末首超核电，成为继煤电、水电之后的中国第三大主力电源。

  2013年5月起，国家发改委、国家能源局将风电项目审批权限下放至省级政府，审批下放，被业界认为对可再次生产的能源发展构成重大利好。我国风电项目在经过一轮之后，出现并网消纳难问题。原因之一是风电电源、电网规划不统一、不协调。由于5万千瓦以上风电项目由国家层面核准，5万千瓦以下由省级政府核准。在地方政府积极推动下，一些发电企业将大型风电项目分拆成多个小于5万千瓦的小项目（多为4.95万千瓦）做申报，获得核准后，形成多个风电场分期接入电网、局部地区风电接入过于集中的局面。另外，2013年，关于风力发电标杆价格下调的消息不断传出，包括央企在内的各风电企业纷纷加快了风电场的投资建设步伐。2014年，国家发改委宣布下调Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ类资源区风电标杆上网价格。由于这一政策适用于2015年1月1日以后核准的陆上风电项目，以及2015年1月1日前核准，但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目。各风电企业为能够享受之前的电价政策，对风电项目投资建设步伐进行了大提速，以争取在最后期限前完成投运，风电市场出现了“抢装潮”，风电装机规模爆发式增长，2015全年风电新增装机容量3297万千瓦，新增装机容量再创历史上最新的记录，累计并网装机容量达到1.29亿千瓦，新增风电核准容量4300万千瓦，同比增加700万千瓦，累计核准容量2.16亿千瓦，累计核准在建容量8707万千瓦。

  根据国家能源局统计，2016年，全国新增风电装机1930万千瓦，累计并网装机容量1.49亿千瓦，占全部发电装机容量的9%，风电发电量2410亿千瓦时，占全部发电量的4%。

  福建省是是我国风能资源最丰富的地区之一，由于台湾海峡“峡管效应”，年平均风速高，有效风速时间长，全省陆地风能资源总储量达4131万kW，技术可开发区域风资源储量773万kW。特别是福建中南部沿海的平潭、福清、长乐、莆田、泉州风能资源最为优越。风资源富矿地区交通便利，接入电网条件优越，而且靠近负荷中心，电能消纳较有保障。另外，我省风电秋冬季节为出力高峰期，春夏季为出力低平谷期，与水电出力形成互补关系，具有发展风力发电得天独厚的有利条件。据国网福建公司统计，2016年底福建省总装机容量为5209.5万千瓦，全年发电量2004.6亿千瓦时。其中风电装机214万千瓦，占总装机的4.1%，发电量50亿千瓦时，占总发电量的2.5%。新能源装机在福建电网的占比不高，基本保障电能的全额上网。

  福能新能源有限责任公司于2008年1月15日注册成立，系福能集团权属企业福建福能股份有限公司的全资子公司。公司从莆田石城（40MW）、石井（40MW）两个风电项目起步，在各级政府的全力支持下，经过近十年的发展，共建成投产项目16个，主要分布在莆田、漳州、泉州等地区，拥有全资和控股子公司13家。目前累计投产风机315台，装机规模63.2万kW, 其中出质保期的风机193台（容量为38.6万kW），以及云南保山管粮山3万kW光伏电站，在建风电项目总装机容量25.4万千瓦。十三五末将实现陆上风电100万装机规模。

  我国风电在迅速增加的同时，面临着项目建设和运维管理方面的一些新情况。政策层面趋紧、局部地区弃风限电，跨区域送电缓解风电消纳问题待解，投产风机设备质量良莠不齐，电价形成逐步下调趋势、绿证交易取代新能源补贴等情况。

  风电装机快速地增长的局面，所带来的隐忧，也日益凸显。风电并网消纳难、弃风问题日渐严重、风电事故频发等一系列问题是最直接的表现。首先，我国的风能资源大多分布在在‘三北’地区，这些地区远离负荷中心，电能消纳水平有限，又受跨区输送通道建设滞后的影响，致使新能源电力保障上网矛盾较为突出。其次，部分风电投资主体盲目“跑马圈地”，急于扩大规模、抢占市场占有率，在不具备电网送出条件的前提下，不计后果持续上马新项目，加剧了风电的“窝电”问题。第三，风电、电网和用电端没有统一规划，风电发展太快，电网无法同步发展，风电必然遭遇并网困难和电能消纳能力不够的矛盾。其实，不仅在“三北”地区，由于2016年南方地区降雨量较多，“风水矛盾”（风电与水电争发，风电为水电让路）致使云南大理因此弃风电量也达到10%左右。

  据统计，2010年至2016年，我国“弃风”造成的电量损失累计高达1512亿千瓦时，相当于三峡及葛洲坝两座电站2016年发电量之和的1.5倍，也相当于火电燃用4600万吨标煤、等效排放1.3亿吨二氧化碳。弃风问题已成为风电产业高质量发展的主要瓶颈。目前，我国因弃风直接引发的经济损失累计已达700多亿元，这一数据甚至高于国家前六批可再次生产的能源补贴的总额。

  2017年2月22日，国家能源局发布《关于2017年度风电投资监测预警结果的通知》，明确2017年风电投资监测预警结果，内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆（含兵团）等六省（区）为风电开发建设红色预警区域。

  目前，福建省的福州中南部沿海、莆田沿海、泉州沿海这三个陆上风能开发的首选地区，因风能资源条件好、并网不受限制、前期工作进展顺利的规划项目，已基本按省发改委核准计划集中开发殆尽。另外由于上述地区人口密度大，土地资源紧缺，可用于建设陆上风电场的面积有限，省内风电开发的重点已逐步转移到沿海低风速地区及内陆山区。

  ⑴、低风速风资源区开发大部分基于丘陵地带，地形复杂、微观选址难度系数较高；

  ⑵、风电项目环境的迥异性，这就要求其规划设计、风场选址、风机选型、微观选址都要有个性化的方案，必然造成隐性成本增加；

  ⑶、地形复杂意味着土石方工程及防雷接地工程建设价格不可控，项目开发造价可能比预期大幅度增加；

  ⑷、由于地形起伏比较大，湍流强度比较大，振动比较高，导致风机在实际出力过程中可靠性有可能会出现问题。

  此外，还得考虑根据省内外多方项目业主的投资经验，对于低风速风电场来说要达到1800～2000满发等效小时数，才具有经济性。虽然各风机设备厂商陆续开展了风机定制化生产，以适应当地资源条件。但是，采用高塔筒、长叶片技术方案，这对机组的稳定性和寿命会产生什么样的影响，仍需要验证。

  福能新能源公司于2014年１２月底在仙游县建成投产省内首座内陆风电场。仙游草山风电场位于仙游县社硎乡的塔头山山脉，平均海拔１０７３米，年平均风速６.1米／秒左右。风电场安装２３台MY1.5-87 1.5MW风机，总装机规模３４.5MW。在草山风电建设过程中，对风机机位微观选址、场区道路、集电线路、风机基础施工、风机及升压站防雷接地施工等单位工程开展了多项专题研究，陆续攻克了多项技术难题，较好地控制了工程总造价。经过两年多的运行观察，风场均发电利用2000小时左右，风机设备运行较为稳定。仙游草山风电场的成功经验为福能新能源公司进一步开展内陆风场开发建设奠定了坚实基础。

  2014年12月22日，国家发改委下发《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》，对陆上风电继续实行分资源区标杆上网电价政策，将第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元、0.52元和0.56元；第IV类资源区风电标杆上网电价则维持现行每千瓦时0.61元不变。

  2015年12月22日，《国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》。

  2016年12月26日，《国家发展改革委国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》。明确海上

  经过三次电价调整，陆上风电标杆电价按四类风能资源区分别降为0.4元、0.45元、0.49元、0.57元。

  风电并网技术门槛提高：国家电网出台的《风电场接入电网技术规定》，对并网运行的风电机组以及风电场接入电网提出了严格的技术方面的要求，如动态无功/有功调节技术、风机低电压穿越、风功率实时预测系统、新能源信息系统、高电压穿越、网络信息安全要求等。并网技术门槛的提高不仅增加了风电场开发成本，也给风电企业的运营管理带来更大挑战。

  新能源电价补贴缺口扩大：由于近年来各种新能源快速地发展，我们国家的经济进入新常态，经济发展处在结构调整阵痛期和上涨的速度换挡期，全社会用电增速缓慢，根据此前据新闻媒体报道，截至2016年底，全国可再次生产的能源电价补贴资金缺口已达750亿元，仅风力发电部分便超过400亿元,可再次生产的能源补贴资金的缺口还将持续增长。

  2017年2月3日，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布《关于试行可再次生产的能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》（下称“《通知》”），明白准确地提出拟在全国范围内试行可再次生产的能源绿色电力证书核发和自愿认购。绿色电力证书作为非水可再次生产的能源发电量的确认和属性证明，自2017年7月1日起，将正式开展认购工作，认购价格按照不高于证书对应电量的可再次生产的能源电价附加资金补贴金额，并由买卖双方自行协商或者通过竞价确定。风电、光伏发电企业出售可再次生产的能源绿色电力证书后，相应的电量不再享受国家可再次生产的能源电价附加资金的补贴。以目前的标杆电价测算，风电绿色电力证书最高价为0.26元/千瓦时，光伏绿色电力证书最高价则可能达到0.55元/千瓦时。但由于国内市场的环保理念尚未形成，自愿交易尚待普及，倘若市场认购参与度不高，将影响绿证推出。自2018年起，国家将适时启动可再次生产的能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易。基于目前的证书买方属自愿性质，并不能从交易中得到好处，且业界对于被考核和强制约束交易的对象仍存在争论。因此，绿证交易试行后，交易过程的技术环节，以及电量、价格等关键细节，风电企业怎么样应对仍是未知数。

  从我国近年来的风电产业政策导向来看，一直以鼓励扶持为主，体现在税收优惠、补贴机制、技术上的支持等多方面，并要求电网对风电场发电量全额收购，以保障风电企业正常利润，确保风电产业要求的可持续发展。但风机装机规模的快速扩张同时也引发了很多问题。如由于风机技术水平不高导致风机大规模脱网问题，风电不能全额消纳，可再次生产的能源补贴发放延迟等。为促进风电产业持续健康发展，国家能源局于2017年2月17日发布了《关于发布2017年度风电投资监测预警结果的通知》，对限电弃风严重的内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆等省（区）的风电开发建设列红色预警区域，暂停了所有新项目核准及审批流程。预警结果为绿色的地区则要求各地要把握好风电项目建设的节奏，如云南及浙江两省除推进2016年开发建设方案外，不再新增建设规模。江西省则出台“严控风电增量，不再吸纳风电开发企业入赣”的规定。

  根据国家发改发布的《国家可再次生产的能源十三五规划》，风电开发按照“统筹规划、集散并举、陆海齐进、有效利用”的原则，严格开发建设与市场消纳相统筹，着力推进风电的就地开发和高效利用，一是加快开发中东部和南方地区风电规划和建设，积极支持中东部分散风能资源的开发。二是在消纳市场、送出条件有保障的前提下，有序推进“三北”等大型风电基地建设。三是积极稳妥开展海上风电开发建设，完善产业服务体系。四是鼓励发展分布式风能、光伏和储能技术，增加电网容纳风电、光电的能力，同时配合储能技术，大力推进抽水蓄能电站建设。这也是2017年十二届五次人大会议政府工作报告中所提到的。

  面对新形势下风电项目开发出现的一系列新常态，各风电企业在加强项目建设管控水平的基础上，要积极研究产业政策导向的调整变化趋势，转变工作思路，练好内功，提高应对能力，才能更好地推进风电项目的开发利用和生产经营。

  沿海风场项目建设环境日趋严峻的情况下，随着风机设备价格的下降，以及长叶片Ⅲ、四类风机、多节塔筒及特殊转运车辆等技术方案的规模化应用，低风速风场的经济性日益凸显。省发改委、林业厅于2015年5月28日发布了《关于规范风电和光伏发电项目建设使用林地的意见》，对项目用地、林地报批、进场道路、水土保持、环境保护、森林防火等方面作了具体的规定，对涉及生态公益林、工程土石方开挖、道路排水沟设计建设、挡土墙、文明施工、植被恢复作出严格的要求，旨在积极稳妥、健康有序地推进福建内陆风电场的开发建设。目前省内的沿海及内陆山区县均有风电项目落地，并陆续投产，为内陆风场建设的积累了一些经验。

  在应对低风速风电项目开发风险的策略方面，一是要加强对国际先进的技术手段的引入和消化，做好风资源的评估，二是针对低风速风场区域内风资源的分布不均衡性的特点，应充分借助设计院和风机厂商的技术力量，依靠先进微观选址计算平台，根据场址的地形地貌、交通线路、文物军事保护区等约束条件，以发电量最大和载荷安全范围为目的，对风电机组的排布来优化，提高整场的发电效率，确保项目收益率。三是在风机设备机型的选择方面，应当充分考量到风力场当中障碍物、地貌地形特征、风机尾流、抗台性能等相关因素的影响，同时在项目预算的范围内针对不一样品牌与型号进行全面性对比分析，从而确保最终所选取的机型能达到对布设环境的良好适宜要求。

  2008年以来，随着上海东海大桥海上风电场、江苏如东潮涧带示范风场等一批海上风工程建设项目的并网发电，为后续大规模开发积累了宝贵的工程建设经验。2010年1月国家能源局和国家海洋局联合发布了海上风电建设管理暂行办法，对海上风电场工程建设项目规划、前期工作、开发权、核准等建设程序进行了规范，初步形成我国完整的海上风电前期工作技术标准管理体系。另一方面，国内外风机制造厂商在产业扶持政策的带动下，瞄准海上风电市场，纷纷研制并成功下线大型海上风机，单机容量不断创出新高，多家风机厂商均研制出了6MW及以上风机并成功下线，并在海上试验风场开展了相关试验，海上风电设备制造业加快速度进行发展，设备也日渐成熟。众多开发商、装备制造、工程设计、工程项目施工等单位已率先布局海上风电开发。海上风电正处于从“项目示范”向“快速开发”的转折时期。在电价方面，国家发改委以发改价格［2016］2729号明确海上风电标杆上网电价。对非招标的海上风电项目，近海风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.85元，潮涧带风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.75元。

  福建省沿海地区经济比较发达，电力需求大，海上风电场接入方便，国家发改委于2017年3月2日以国能新能〔2017〕61号批复了福建17个海上风电项目1330万千瓦的总装机的规划。明确要求福建积极地推进海上风电项目建设，到2020年底，海上装机规模达到200万千瓦以上，到2030年底，要实现装机规模500万千瓦以上。

  综上所述，福建地区的海上风已具备规模开发的条件和基础。国家能源局多个方面数据显示：目前福建省海上风力发电项目共有7个，其中5个项目已核准，并正在建设；2个项目正在开展前期工作，7个项目装机规模总计210万千瓦。

  截至 “十二五”末，我国累计安装风电机组已达 92,981 台。随着风电机组批量性地出质保期，以及为提高风机设备正常运行可靠性和提高发电量所开展的大量技术改造工作，各风电企业的设备正常运行维护压力越来越重。

  因此，各风电企业要考虑运维能力和成本，依据自己实力、发展需要、开发类型等确定运维模式。一是在技术上需要综合评价，不管是自己维护，还是委托专业运维公司，都要分析运维团队技术水平、对机型的熟悉程度、相关工作经验等；二是要考虑成本，目前运维的成本差别很大，风电设备正常运行费用直接关系到收益，自己运维需要从技术、质量、设备、人员、管理成本等方面考虑，交予第三方或设备制造商，则需要综合考评；三是要便于管理，要根据装机规模、机组分散情况、人员配置、地理条件等考虑管理的风险；四是要考虑公司发展及业务需求，从战略上制定风电运维计划与方案。

  福能新能源公司目前已投运的风电场10余座，地域上覆盖了莆田、泉州、漳州三个地区。如果采取一场一套管理人员的话，需要投入大量的人、财、物力，并且在管理、技术上需要有很高的综合能力。为提高风电场运维管理集约化水平，福能新能源公司于2014年开始了风电场集控中心的运行管理模式尝试，分别在莆田后海及漳州隆教设立了集控中心，两个集控中心管控的风机台数分别为214台、95台。风机机型涉及Vestas、Gamesa、湘电风能、广东明阳、东方电气等五种机型，风电场集控中心的投运，逐步提升了福能新能源公司集约化管理上的水准，对节员增效、创新运维模式具有重大意义。

  随着国家对能源产业体系调整的进一步深化，新能源的开发利用仍将是国家能源产业的主导方向。风电项目开发作为福建省新能源产业的优势项目，短期内虽然也面临着一些问题，但仍然蕴藏着巨大的投资机会，各风电企业只有分析好当前和未来的形势，研究好思路对策，才能更好开展项目开发，提高经营效率，促进公司可持续发展。

  作者简介：邓毓波 福建省福能新能源有限责任公司 党委书记 副总经理 总工程师