浅议2019年风电项目开发模式

2019年风电项目开发模式

2019年风电项目如何开发？风电投资公司从哪几个方面著手开发？本文根据国家发改委、能源局下发的相关文件，对2019年风电项目的开发模式进行梳理，供行业内人士参考一、集中式风电竞价上网 1）政策分析 2018年5月24日,国家能源局下发《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，明确提出,已印发2018年度风电建设方案的省（自治区、直辖市）和已经确定投资主体的海上风电项目2018年可继续推进原方案。从2019年起,各省（自治区、直辖市）新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。集中式风电项目正式从「标杆电价」阶段进入了「竞价上网」阶段。

通知附件《风电项目竞争配置指导方案（实行）》中对风电竞价上网中的竞争要素做出如下规定：

（1）已确定投资主体项目的竞争要素：企业能力。包括投资能力、业绩、技术能力、企业诚信履约情况评价。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。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。已开展前期工作。包括项目总体规划、测风及风能资源评估、可行性研究设计、已取得的支持性文件等。接入消纳条件。委托电网企业开展接入系统和消纳能力分析结果。申报电价。测算提出合理收益条件下的20年固定上网电价。若考虑与全额保障性收购办法衔接，可要求按照最低保障性小时数报价，超出部分市场定价，按最低保障性小时数内电价评分。各省级能源主管部门自行制定竞争配置评分细则，可采取综合评分法，其中电价权重不得低于40%。也可采取先技术评选，再电价比选的方式，按电价由低到高排序分配完为止。（2）未确定投资主体项目的竞争要素：

企业能力。包括投资能力、业绩、技术能力、企业诚信履约情况评价。

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。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。申报电价。测算提出合理收益条件下的20年固定上网电价。若考虑与全额保障性收购办法衔接，可要求按照最低保障小数报价，超出部分市场定价，按最低保障性小时数内电价评分。原则上采取综合评分法，其中电价权重不得低于40%。在上述两种形式的竞争要素中，均要求电价权重不低于40%，由此可见，电价是影响竞价上网的关键因素。 2）工作建议（1）关注风电设备技术发展趋势近年来，随著世界范围内的风力发电市场的迅猛增长，风力发电技术也有了长足的发展，大容量2.5MW~5MW机组也已大规模商业化，目前世界范围内的平均单机容量已接近3MW，并有向更大容量机组发展的趋势。在未来，风电机组发展主要有如下趋势：

大型化：随著风电机组设计和工艺的改进，性能和可靠性提高，加上塔架高度增加以及风场选址评估方法的改进等，从技术上发展角度看未来风电机组的单机容量更趋向大型化；另外，从产品应用角度看，中东部低风速地区逐渐成为风力发电的主战场，而中东部地区土地资源稀缺，采用单机容量更大的风电机组可减少占地，降低非技术成本，契合风力发电的发展趋势。

智能化：智能风机可通过加装智能感测终端与先进感测器对发电机组叶轮转速、机舱偏航角度、发电机转速、电能质量等参数进行全面感知。采用IOT全功能工业通讯网关、LoRa网关、GPRS网关等将感知数据进行云端透传至能效管理平台参与调度与管理。采用有线或无线传输技术，使每台风机的运行数据与控制平台相联接，实现不同智能风机之间的实时、双向「交流」，使风机能够对自身工作状态以及与相邻风机的相互影响作出智能判断，让整个风场各个环节都「站对位」、「配合好」，从而实现全场发电量最优的目标。高效化：具有「大叶轮、高塔架」等特点的低风速风机目前已将风电场的可开发风速下探至5m/s；部分主机厂已开始布局5m/s以下高效风力发电机组。在风电发展的新形势下，建议投资企业与风电机组厂家保持良好沟通，建立长效沟通机制，及时了解风电机组发展的新技术，根据风电新技术的发展、结合当地的资源状况，进行项目储备及开发。（2）重视落实建场条件。落实拟开发区域的测风工作。风能资源好坏直接决定项目成败及申报电价的合理性，风能资源评价的依据为拟开发区域的实测风速，因此，在技术方案编制前必须取得满一年的测风数据。落实拟开发区域建场条件。风电场开发重点考虑如下影响因素：基本农田、生态红线、林地（I级保护林级及I级公益林）、压覆矿产、水源保护地、旅游及军事设施、城市规划等；应考虑风电场区域内如高铁、南水北调等重点工程对风电场规划的影响。落实电网接入条件。了解拟开发区域电网现状、电网规划及新能源消纳情况，与当地电力主管部门取得联系，初步落实风电场接入电网方案。除落实上述建场条件外，建议在技术方案编制前，现场落实风机位及升压站位置，尽早开展地形图测量工作及主要设备的预招标工作，为做实工程造价创造条件，进而为取得理想的上网电价打下坚实基础。

二、分散式风电

1）政策分析

为加快推进分散式风电发展，完善分散式风电的管理流程和工作机制，国家能源局制定了《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》。

在项目建设和管理方面，通知指出，各地方要简化分散式风电项目核准流程，建立简便高效规范的核准管理工作机制，鼓励试行项目核准承诺制。分散式风电项目申请核准时可选择「自发自用、余电上网」或「全额上网」中的一种模式。自发自用部分电量不享受国家可再生能源发展基金补贴，上网电量由电网企业按照当地风电标杆上网电价收购，其中电网企业承担燃煤机组标杆上网电价部分，当地风电标杆上网电价与燃煤机组标杆上网电价差额部分由可再生能源发展基金补贴。对未严格按照技术要求建设的分散式风电项目，国家不予补贴。

鼓励各类企业及个人作为项目单位，在符合土地利用总体规划的前提下，投资、建设和经营分散式风电项目。

全面拓宽应用领域。鼓励分散式风电项目与太阳能、天然气、生物质能、地热能、海洋能等各类能源形式综合开发，提高区域可再生能源利用水平。

办法明确，分散式风电项目是指所产生电力可自用，也可上网且在配电系统平衡调节的风电项目。项目建设应满足以下技术要求：

（1）接入电压等级应为110千伏及以下，并在110千伏及以下电压等级内消纳，不向110千伏的上一级电压等级电网反送电。

（2）35千伏及以下电压等级接入的分散式风电项目，应充分利用电网现有变电站和配电系统设施，优先以T或者π接的方式接入电网。

（3）110千伏（东北地区66千伏）电压等级接入的分散式风电项目只能有1个并网点，且总容量不应超过50兆瓦。

（4）在一个并网点接入的风电容量上限以不影响电网安全运行为前提，统筹考虑各电压等级的接入总容量。

国家能源局发布的《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》中明确，分散式风电项目可不参与竞争性配置，逐步纳入分散式发电市场化交易范围。

2）分散式风电优势

相对于集中式风电，分散式风电具有如下优势：

（1）接入电力系统方式灵活。分散式接入风电所发电力不依靠大电网转移输送，就近接入、就地消纳的方式客观上减少了输电网投资，降低远距离输电损耗，可提高电力系统运行经济性和灵活性。《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》中规定，分散式风电可接入110kV、66kV电压等级（单点接入）及35kV以下电压等级（T接或者π接）。

（2）具备规模开发条件。虽然《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》对分散式风电的单体规模控制在50MW一下，但在实际开发过程中，对于同一家开发企业可采取「分散开发，集中管理」开发思路，即在同一区域内开发2~3个或更多的单体分散式风电（单体25MW~30MW，2个即可达到50MW），集中进行管理，在规模增加的同时，降低造价（35kV或10kV接入，接入成本降低），获取更高的收益。

（3）分散式风电不参与竞争性配置。能源局发布的《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》中明确，分散式风电项目可不参与竞争性配置，逐步纳入分散式发电市场化交易范围。即在未纳入分散式发电市场化交易范围之前，分散式风电电价仍执行标杆电价。

（4）上网模式可采用「全额上网」或「自发自用，余电上网」两种模式。其中，「自发自用，余电上网」模式为分散式风电开发提供新的思路，即开发企业在大型工业园区、油田及用电负荷较大的企业周围建设分散式风电，所发电量直接供给用电企业，直供给企业的电量通过合同能源管理确定电价，获取收益。余电上网部分仍执行地区标杆上网电价。

基于上述分散式风电政策及开发优势分析，分散式风电可作为风电开发的重点工作。

三、风电平价或低价上网项目

1）政策分析

2019年1月9日，国家发改委、国家能源局发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号），从平价项目的组织、建设、运行和监管等方面，对地方能源主管部门、电网企业等提出相应的要求，同时明确平价试点项目的优先上网、全额保障性收购等支持政策，为行业提供了稳定预期，开启了增量市场新空间。从开发模式上来讲，省内大型地面电站、跨省基地项目、电力市场化交易无补贴项目等三类项目可考虑平价上网。

（1）省内大型地面电站。《通知》要求地方政府能够协调土地的问题，并且禁止收取任何形式的出让费用，不得将在本地投资建厂、要求或变相要求采购本地设备作为项目建设的捆绑条件，切实降低项目的非技术成本；鼓励融资方面的创新来降低融资成本。在保证消纳方面，《通知》提出电网企业应确保项目所发电量全额上网，如存在弃风弃光情况，将限发电量核定为可转让的优先发电计划。经核定的优先发电计划可在全国范围内参加发电权交易（转让），交易价格由市场确定。

（2）跨省基地项目。此类项目主要为一些特高压配套的新能源基地，随著特高压建设的提速，配套基地中可再生能源的电量占比也是很大的一个部分，对于这类项目《通知》明确提出按售端地区的煤电标杆上网电价（或略低）扣除输电通道的输电电价来确定送端的上网电价。对于这个跨省的基地项目，跟省内的项目一样，优先上网，全额保障收购，不要求参与跨区的电力市场化交易。

（3）电力市场化交易的无补贴项目。《通知》中关于此类项目的条款是配合2017年年底颁布的分散式市场化交易文件，它要求降低直接交易的输配电价以及收费，目前整个条款只是针对已经纳入国家试点示范中的分散式市场化交易项目。《通知》也明确表示了，交易电量仅执行风电、光伏发电项目接网及消纳所涉及电压等级的配电网输配电价，免交未涉及的上一电压等级的输电费。对纳入试点的就近直接交易可再生能源电量，政策性交叉补贴予以减免。

建议适时开展分散式发电市场化交易试点审报工作，建设用户侧平价上网项目。