2011年，在業內各方積極探索的背景下，國家能源局組織召開了風電供暖方案的論證會議。當年11月，首個風電供暖示范項目在吉林洮南落成投運。
而今，四年已過，風電供暖也從低調示范走向規模開展。近幾年來，國家能源局下發數個文件支持風電供暖工作，并將其視為消納棄風、改善環境的重要措施。6月15日，國家能源局發布《關于開展風電清潔供暖工作的通知》，提出促進風電替代傳統的熱電聯產機組，加大風電清潔供暖的比例，并要求相關地方編制今年風電清潔供暖工作方案。內蒙古、遼寧、吉林、黑龍江、河北、新疆、山西均被納入試點范疇。
然而，相較于政府的積極態度，風電企業的動力明顯不足。原本是為緩解棄風限電、減輕企業發展壓力而生的風電供暖政策，卻被風電企業視為一種經濟負擔。
多家新能源企業在接受《中國能源報》記者采訪時一致表示，風電供暖并不能從根本上解決棄風問題。此外，動輒數千萬元的投資、補償收益難抵供熱支出，導致企業踟躕不前。在市場動力不足的背景下，這項初衷值得肯定的政策似乎正在遭遇推廣難題。
具備環境效益，卻難消納棄風
國家能源局國能綜新能〔2011〕181號文件明確，風電供暖的基本方式為：風電企業按對應的供熱設施總用電量，低價向電網企業出售這部分電量，電網企業收取合理的輸電費用（含國家各種稅費）后，將這部分電量轉供給供熱單位。風電企業低價提供的供熱電量按當地風電電價補貼標準享受國家可再生能源發展基金的補貼。
然而目前風電供暖無力達到文件提出的理想狀態。由于相關政策未落實，示范項目多采用過渡方式，即風電供暖項目確定合作意向后，風電企業需出資興建熱力站，購買電蓄熱鍋爐，同地方政府協商供熱管線的出資建設問題，并與電網公司、熱力公司簽定協議。設備到位后，電蓄熱鍋爐供熱站按照大工業用電電價購入夜間低谷電，使用電力生產熱量供應給供熱單位。
由于供熱電價政策尚未出臺，國家能源局考慮到風電企業的積極性和投資經濟性問題，為參與供暖的風電企業制定了一個補償方案，即采用電量補償的方式彌補項目單位的虧損——對提供供熱電量的指定風電場的對應裝機容量，不限制其運行出力，所發電量全額上網。
但這個初衷值得肯定的彌補政策，卻激起爭議一片。
“這個政策最大的漏洞在于，沒有考慮到在一定區域內，每個省的風電上網額度是既定的。風電供暖并不意味著消納棄風、總體風電上網電量上升，而是當一家參與供暖的風電企業多發時，省內其他風電企業必須少發，以保持風電上網電量的總量平衡。說白了，侵占的是其他風電場的上網小時數。”一家國字頭風電企業負責人告訴本報記者。
另一家風電企業的總經理亦對本報記者表示，在風電供暖政策公布之初，風企曾圍繞兩種情況做過經濟性測算：一種是主動參與風電供暖，提升本企業風電上網電量；第二種是不參與風電供暖項目，被迫為其他參與供暖項目的企業讓路。“測算的結果是，在一定區域內，只要有兩家以上風電企業參與供暖項目，我們就必須參與。‘三北’地區本就是窩電重災區，我們沒法再給別家讓路，被迫上馬也得干。”
多家風電企業人士告訴記者，風電供暖項目最大的意義是替代了部分散燒燃煤小鍋爐，具有一定的環境效益，但地區棄風限電問題未得到根本緩解。企業投資供熱的動機只是把供熱當“門票”，換取風電場發電收益少受損失，或是多上一個項目。
盈利懸疑
按照風電供暖項目的設計初衷，依靠電蓄熱鍋爐供熱站的供熱收入，加上指定風電場的發電量全額上網的收入，風電企業應能保持微利狀態。
現實是否真正如此？據了解，一般興建一個電蓄熱鍋爐熱力站風電企業需要投入3000—5000萬元，此外，還需支出額外的熱力站運維成本。
以吉林某熱力站為例，風電供暖項目的建設用地由當地政府無償劃撥，項目使用的管網也是當地熱力公司固有資產，電蓄熱鍋爐熱力站由企業投資興建。熱力站運行之后，按照大工業用電電價購買生產用電，初步測算每吉焦熱量購電成本在120元左右，政府協調之后以30元/吉焦左右的協議價格出售。
該企業最初與電網調度達成的協議是，適度參與調峰，保證該風電場的風電利用小時數比當地平均數高300小時。但由于未曾考慮到棄風嚴重、該省風電平均利用小時數下降的情況，實際運行中即便多發300小時，風場實際利用小時數仍低于最初的設計值。因此，項目盈利情況相當不樂觀。
此外，熱力站運營并不能如設想般全部采用低谷電量。該企業負責人告訴本報記者，統計下來，低谷用電量占總用電量80%左右，平段用電量與尖峰用電量占總用電量的20%。
吉林并非孤例。內蒙古一家風電企業負責人告訴本報記者，經轉換測算，其熱力站購買的電量價格約為0.46元/度，但每度電實際回收成本只有0.09元，而“風電站投資熱力站的成本回收期至少為10年—20年”。
更為尷尬的是，風電供暖還面臨利益協調的復雜格局。風電供暖利用低谷電價的運作模式，會影響到電網的收益，規模一旦上來，將極大降低電網的積極性。再者，供熱公司也有其固有的利益格局。
據本報記者了解，蒙東某風電供暖項目已被緊急叫停。“如今，我們建設熱力站前期已投入600余萬元，但由于今年煤價太低，供熱公司單方面終止合作，又燒起了煤炭。”該企業負責人一肚子苦水，“供熱公司也是企業，他們也要追求利潤最大化。現在我們雙方都不提這件事了，因為在這種大環境下，繼續推進項目只會損失更多。”
路在何方？
在多位業內人士看來，風電供暖項目能不能規模推廣必須先考慮清楚三大問題：
首先，風電供暖是解決我國棄風限電的短期舉措，還是需要長期堅持的政策？“如果‘十三五’期間棄風問題得到解決，那風電供熱還要不要進行？興建的這些熱力站又如何處理？”
其次，風電供暖能否真正做到壓減煤炭、提高地區清潔能源消納比例？“能否真正做到棄風電量替代地區煤炭上網電量，而不是侵占其他風電場的上網小時數？”
再次，風電供暖本質是電力供暖，也是民生項目，但“風電現在都拿著國家補貼，可以說自己還是困難戶。將風電與供暖項目捆綁，讓風電企業犧牲經濟利益去維持項目是否合適？”
“落實可再生能源發電保障性收購制度在電改9號文中一再被提及，首個配套文件《關于改善電力運行、調節促進清潔能源多發滿發的指導意見》也已出臺。此外，按照《可再生能源法》以及《節能發電調度辦法》，風電本就不應出現與供暖打捆的現象。”一位行業權威人士告訴本報記者，“現在，風電企業都在退而求其次，希望配額制趕緊出臺。”
法律執行不到位、政策難以落地，政府部門也是焦頭爛額。
“風電供暖是主管部門在當前形勢下為風電籌謀的一條出路，但這個政策在執行中確實出現了很多問題，違背了政府部門的初衷。”一家國字頭風電企業總經理告訴本報記者，“從小處看，風電供暖政策是為解決地區棄風限電而生，目的是解決地區電力發展平衡問題；從深層次來看，其涉及的是國家總體電力規劃問題。國家電力規劃缺失，化石能源與可再生能源究竟如何協調發展？”
中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖告訴記者，目前情況下，風電供暖并非不可行，如何協調好風電場、火電企業、電網公司、供熱方的利益，是風電供暖能否取得成效的關鍵。“比如運用利益補償機制為風電供暖開拓市場空間，通過替代發電、輔助服務等市場機制，實現不同類型電源的利益調節；同時還可鼓勵通過市場化方式確定調峰承擔方，鼓勵清潔能源直接購買輔助服務等。”秦海巖說。
他同時表示，從長遠看，建立有效的電力市場，才是解決目前各方爭論的最終出路。“需要一個開放、現代、有利于資源優化配置的電力市場環境。”來源：中國電力網
而今，四年已過，風電供暖也從低調示范走向規模開展。近幾年來，國家能源局下發數個文件支持風電供暖工作，并將其視為消納棄風、改善環境的重要措施。6月15日，國家能源局發布《關于開展風電清潔供暖工作的通知》，提出促進風電替代傳統的熱電聯產機組，加大風電清潔供暖的比例，并要求相關地方編制今年風電清潔供暖工作方案。內蒙古、遼寧、吉林、黑龍江、河北、新疆、山西均被納入試點范疇。
然而，相較于政府的積極態度，風電企業的動力明顯不足。原本是為緩解棄風限電、減輕企業發展壓力而生的風電供暖政策，卻被風電企業視為一種經濟負擔。
多家新能源企業在接受《中國能源報》記者采訪時一致表示，風電供暖并不能從根本上解決棄風問題。此外，動輒數千萬元的投資、補償收益難抵供熱支出，導致企業踟躕不前。在市場動力不足的背景下，這項初衷值得肯定的政策似乎正在遭遇推廣難題。
具備環境效益，卻難消納棄風
國家能源局國能綜新能〔2011〕181號文件明確，風電供暖的基本方式為：風電企業按對應的供熱設施總用電量，低價向電網企業出售這部分電量，電網企業收取合理的輸電費用（含國家各種稅費）后，將這部分電量轉供給供熱單位。風電企業低價提供的供熱電量按當地風電電價補貼標準享受國家可再生能源發展基金的補貼。
然而目前風電供暖無力達到文件提出的理想狀態。由于相關政策未落實，示范項目多采用過渡方式，即風電供暖項目確定合作意向后，風電企業需出資興建熱力站，購買電蓄熱鍋爐，同地方政府協商供熱管線的出資建設問題，并與電網公司、熱力公司簽定協議。設備到位后，電蓄熱鍋爐供熱站按照大工業用電電價購入夜間低谷電，使用電力生產熱量供應給供熱單位。
由于供熱電價政策尚未出臺，國家能源局考慮到風電企業的積極性和投資經濟性問題，為參與供暖的風電企業制定了一個補償方案，即采用電量補償的方式彌補項目單位的虧損——對提供供熱電量的指定風電場的對應裝機容量，不限制其運行出力，所發電量全額上網。
但這個初衷值得肯定的彌補政策，卻激起爭議一片。
“這個政策最大的漏洞在于，沒有考慮到在一定區域內，每個省的風電上網額度是既定的。風電供暖并不意味著消納棄風、總體風電上網電量上升，而是當一家參與供暖的風電企業多發時，省內其他風電企業必須少發，以保持風電上網電量的總量平衡。說白了，侵占的是其他風電場的上網小時數。”一家國字頭風電企業負責人告訴本報記者。
另一家風電企業的總經理亦對本報記者表示，在風電供暖政策公布之初，風企曾圍繞兩種情況做過經濟性測算：一種是主動參與風電供暖，提升本企業風電上網電量；第二種是不參與風電供暖項目，被迫為其他參與供暖項目的企業讓路。“測算的結果是，在一定區域內，只要有兩家以上風電企業參與供暖項目，我們就必須參與。‘三北’地區本就是窩電重災區，我們沒法再給別家讓路，被迫上馬也得干。”
多家風電企業人士告訴記者，風電供暖項目最大的意義是替代了部分散燒燃煤小鍋爐，具有一定的環境效益，但地區棄風限電問題未得到根本緩解。企業投資供熱的動機只是把供熱當“門票”，換取風電場發電收益少受損失，或是多上一個項目。
盈利懸疑
按照風電供暖項目的設計初衷，依靠電蓄熱鍋爐供熱站的供熱收入，加上指定風電場的發電量全額上網的收入，風電企業應能保持微利狀態。
現實是否真正如此？據了解，一般興建一個電蓄熱鍋爐熱力站風電企業需要投入3000—5000萬元，此外，還需支出額外的熱力站運維成本。
以吉林某熱力站為例，風電供暖項目的建設用地由當地政府無償劃撥，項目使用的管網也是當地熱力公司固有資產，電蓄熱鍋爐熱力站由企業投資興建。熱力站運行之后，按照大工業用電電價購買生產用電，初步測算每吉焦熱量購電成本在120元左右，政府協調之后以30元/吉焦左右的協議價格出售。
該企業最初與電網調度達成的協議是，適度參與調峰，保證該風電場的風電利用小時數比當地平均數高300小時。但由于未曾考慮到棄風嚴重、該省風電平均利用小時數下降的情況，實際運行中即便多發300小時，風場實際利用小時數仍低于最初的設計值。因此，項目盈利情況相當不樂觀。
此外，熱力站運營并不能如設想般全部采用低谷電量。該企業負責人告訴本報記者，統計下來，低谷用電量占總用電量80%左右，平段用電量與尖峰用電量占總用電量的20%。
吉林并非孤例。內蒙古一家風電企業負責人告訴本報記者，經轉換測算，其熱力站購買的電量價格約為0.46元/度，但每度電實際回收成本只有0.09元，而“風電站投資熱力站的成本回收期至少為10年—20年”。
更為尷尬的是，風電供暖還面臨利益協調的復雜格局。風電供暖利用低谷電價的運作模式，會影響到電網的收益，規模一旦上來，將極大降低電網的積極性。再者，供熱公司也有其固有的利益格局。
據本報記者了解，蒙東某風電供暖項目已被緊急叫停。“如今，我們建設熱力站前期已投入600余萬元，但由于今年煤價太低，供熱公司單方面終止合作，又燒起了煤炭。”該企業負責人一肚子苦水，“供熱公司也是企業，他們也要追求利潤最大化。現在我們雙方都不提這件事了，因為在這種大環境下，繼續推進項目只會損失更多。”
路在何方？
在多位業內人士看來，風電供暖項目能不能規模推廣必須先考慮清楚三大問題：
首先，風電供暖是解決我國棄風限電的短期舉措，還是需要長期堅持的政策？“如果‘十三五’期間棄風問題得到解決，那風電供熱還要不要進行？興建的這些熱力站又如何處理？”
其次，風電供暖能否真正做到壓減煤炭、提高地區清潔能源消納比例？“能否真正做到棄風電量替代地區煤炭上網電量，而不是侵占其他風電場的上網小時數？”
再次，風電供暖本質是電力供暖，也是民生項目，但“風電現在都拿著國家補貼，可以說自己還是困難戶。將風電與供暖項目捆綁，讓風電企業犧牲經濟利益去維持項目是否合適？”
“落實可再生能源發電保障性收購制度在電改9號文中一再被提及，首個配套文件《關于改善電力運行、調節促進清潔能源多發滿發的指導意見》也已出臺。此外，按照《可再生能源法》以及《節能發電調度辦法》，風電本就不應出現與供暖打捆的現象。”一位行業權威人士告訴本報記者，“現在，風電企業都在退而求其次，希望配額制趕緊出臺。”
法律執行不到位、政策難以落地，政府部門也是焦頭爛額。
“風電供暖是主管部門在當前形勢下為風電籌謀的一條出路，但這個政策在執行中確實出現了很多問題，違背了政府部門的初衷。”一家國字頭風電企業總經理告訴本報記者，“從小處看，風電供暖政策是為解決地區棄風限電而生，目的是解決地區電力發展平衡問題；從深層次來看，其涉及的是國家總體電力規劃問題。國家電力規劃缺失，化石能源與可再生能源究竟如何協調發展？”
中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖告訴記者，目前情況下，風電供暖并非不可行，如何協調好風電場、火電企業、電網公司、供熱方的利益，是風電供暖能否取得成效的關鍵。“比如運用利益補償機制為風電供暖開拓市場空間，通過替代發電、輔助服務等市場機制，實現不同類型電源的利益調節；同時還可鼓勵通過市場化方式確定調峰承擔方，鼓勵清潔能源直接購買輔助服務等。”秦海巖說。
他同時表示，從長遠看，建立有效的電力市場，才是解決目前各方爭論的最終出路。“需要一個開放、現代、有利于資源優化配置的電力市場環境。”來源：中國電力網
