云南省風電項目開發現狀及存在問題

袁保生　劉珊珊

摘 要：云南地區風能資源十分豐富，各電力投資企業爭相搶占優質風資源，但是近二年在云南風電快速發展的同時，卻出現了一些難以回避的問題，導致風電企業利潤空間大幅下降。

關鍵詞：云南省；風電現狀；存在問題

中圖分類號：F407.61 文獻標志碼：A 文章編號：1673-291X（2015）12-0047-02

一、云南風電開發現狀

（一）云南省電力概況

云南省至2014年11月納入云南電力調度控制中心電量平衡裝機容量5 752.56萬千瓦，其中投產發電的有：火電1 240萬千瓦（占比21.56%），水電4 183萬千瓦（占比72.72%），風電275.36萬千瓦（占比5.28%），光伏26萬千瓦（占比0.45%）。云南省“十二五”規劃，到2015年底裝機容量為8 060萬千瓦，其中火電1 449萬千瓦，水電5 831萬千瓦，風電700.5萬千瓦，光伏80萬千瓦（其余容量為2014年12月底預上網容量為653.7萬千瓦）。2014年云南省全社會用電最高負荷3 060.28萬千瓦，比增16%；全社會用電量1 886.32億千瓦時、比增12%。預計到2020年，全社會最高負荷約4 800萬千瓦，全社會用電量約 3 000億千瓦時，“十三五”期間用電負荷和用電量增長空間廣闊。

（二）云南省風電資源開發總體情況

云南省風能資源十分豐富，根據云南省“十二五”能源發展規劃，云南風電資源開發容量為1 635萬千瓦，截至2015年底，全省預計風電裝機容量701萬千瓦，已核準在建容量 258萬千瓦；已納入國家核準計劃和取得國家能源局同意開展前期工作風電項目338萬千瓦；已通過國家能源局技術審查風電項目121萬千瓦；取得云南省能源局同意開展前期工作風電項目217萬千瓦。

（三）各電力企業在云南地區風電投資開發情況

中國國電集團公司在云南地區風電開發排名第一，開發容量182.3萬千瓦，其中投產容量79.95萬千瓦，在建容量45.9萬千瓦，進計劃及取得路條容量56.45萬千瓦。中國華能集團公司排名第二，開發容量149.2萬千瓦，其中投產容量66.1萬千瓦，在建容量43.45萬千瓦，進計劃及取得路條容量39.65萬千瓦。中國大唐集團公司排名第三，風電資源開發容量122.63萬千瓦，其中投產容量29.48萬千瓦，在建容量24.75萬千瓦，進計劃及取得路條容量68.4萬千瓦。中國華電集團風電開發容量56.45萬千瓦排名第四，中國電力投資集團開發容量24.45萬千瓦排名第五。我國其他電力投資公司合計開發容量388.73萬千瓦。

二、云南風電發展面臨的問題

（一）風電項目核準困難重重

一是風電項目核準時間長。每個風電項目核準前需完成風資源分析、總體規劃、預可研、前期工作函、水保、環評、地災、節能評估、銀行貸款承諾函、土地預審等10多個支持性文件，最終還需納入國家核準計劃才能完成核準工作，而這些工作在其他省份已經精簡，要核準一個項目需一年以上的時間。

二是各項評審難以通過。近年來國家環保政策的有效實施，各職能部門環保意識逐步加強，對項目實施一票否決，發展經濟和環境保護的矛盾日益突出。2013年初云南省政府因環境問題暫停風電開發，直至2014年2月14日云南省發改委才下發了《關于恢復全省風電建設有關事宜的通知》（云發改能源[2014]250號），恢復風電項目建設；2014年4月2日云南省發改委下發了《關于進一步加強全省風電建設管理的通知》（云發改能源[2014]406號），強調風電場建設要加強環保水保工程。2014年5月16日，云南省環保廳下發《關于進一步加強風電建設項目環境影響評價管理工作的通知》，通知明確風電建設要堅持生態優先，重點關注環境敏感區的影響，完善環評管理，嚴格環境準入，強化全過程監管。

三是云南省礦產資源豐富，非傳統意義上的基本農田、公益林、珍稀動植物和飲用水源地等的保護區比比皆是，都是不可觸及的紅線，項目各專題報告的審批難度日益加大，項目備案、核準越來越困難，前期工作成本也越來越高。

（二）云南地區風電開發成本高

一是受風資源限制，云南地區規劃風電場規模較小、項目分散，難以在一個地區形成大規模裝機容量的風電場，沒有規模經濟效益，既增加了投資建設成本，也增加運行維護成本。

二是受地理條件影響，云南風電項目工程建設道路投資成本高，運輸困難，建設難以在正常工期內完成。

三是受環評水保政策影響，生態恢復工程投資較大，僅該項工程就比其他省份增加投資近1 400萬元。

（三）電網送出問題有待解決

一方面由于云南省水電資源豐富，風電裝機容量逐年增加，特別是中緬油氣管道入滇，為大型天然氣發電和分布式天然氣發電帶來了機遇，而當地工業經濟不夠發達，用電量需求不足，部分地區電量出現供大于求的狀況。

另一方面受電網送出限制，電網欠發展、消納能力較薄弱，在豐水期水電發電量較大的情況下，經常出現棄風限電情況。比如大理地區網架結構薄弱，送出困難，每年5—9月期間存在窩電現象，導致風電場季節性局部限電增加。

（四）風電企業利潤空間逐年下降

一是風電電價下調。2014年國家發改委下發關于適當調整陸上風電標桿上網電價的通知。對陸上風電繼續實行分資源區標桿上網電價政策。將第I類、II類和III類資源區風電標桿上網電價每千瓦時降低2分錢，調整后的標桿上網電價分別為每千瓦時0.49元、0.52元、0.56元；第IV類資源區風電標桿上網電價維持現行每千瓦時0.61元不變。云南地區2014年12月底前核準且2015年6月底前全部投產的風電項目，仍按原電價（0.61元/千瓦時）執行，否則，電價將按0.54元/千瓦時執行。

二是國家風電補貼拖欠嚴重。根據《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》和《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》，對2010—2011年4月的可再生能源發電項目及發電接網工程進行補貼。但是全國可再生能源電價補貼拖欠問題嚴重，拖欠周期甚至超過一年，嚴重影響了企業的投資積極性。尤其值得注意的是，補貼不到位后果開始向上游產業蔓延，已經在風電企業和上游設備廠商之間形成“三角債”和惡性循環。

（五）CDM項目收入化為泡影。

2005年2月16日《京都議定書》正式生效，CDM項目為我國可持續發展帶來契機：可以引進清潔高效的先進能源技術和額外的CDM資金；加速我國傳統能源工業和高耗能工業的技術改造和換代更新；加強我國對付和適應氣候變化不利影響的能力；加強我國未來承擔減排義務的能力建設和技術儲備。

但是我國CDM項目存在以下幾個問題：一是由于CDM是一種新的機制、技術含量較高、涉及國際規則較多等因素，導致CDM項目開發難度大；二是CDM項目申報的成功率低；三是CDM項目審批的程序復雜過程緩慢；四是 CDM項目交易成本高和風險大；五是CDM未來的不確定性導致CDM市場低迷，自2009年以來CDM國際市場碳交易價格大幅下跌。目前已經基本“腰折”，各風電企業已經不再把CDM收入列入預期收入中。

三、結束語

云南地區風能資源十分豐富，各企業爭相搶占優質風資源，但是云南地區風電項目環評水保問題滯緩了風電項目的核準開發，同時也增加各電力企業的投資成本，同時消納不足、棄風限電嚴重、電價下調、再生能源補貼不到位、CDM項目市場低迷等問題，導致風電企業利潤空間逐年下降，一些原本具備開發價值的項目，甚至會出現虧損現象。以上問題既需要國家政策支持，同時也需要風電企業和電網公司共同努力才能解決。

[責任編輯 陳丹丹]