按照我省风电项目“一县一业主”的开发模式，目前凉山17县市中，除木里县和越西县外，已有15个县市明确了9户开发企业。7月16日，华能集团昭觉特口甲谷风电站首批11台机组1.65万千瓦通过验收进入调试；近日，省能投风电公司会东拉马鲁南风电场66台机组共9.9万千瓦通过验收……“凉山风电正在迎来大开发的浪潮。”

　　凉山州发展改革委基础产业科科长曹德政表示，今年年底凉山风电装机总量将突破40万千瓦，明年投产的装机总量将超过100万千瓦。作为清洁能源的投资亮点，四川风电的迅速扩张，其实和全球、全国的风电产业格局一样，在2014年迎来快速反弹。奔跑的节奏背后，还面临哪些现实的考量？

　　A 奔跑

　　在全国风能资源版图上，四川是四类资源区，即业内所称的“贫风区”。三年前，四川的风电项目为零。如今，大大小小的风电场（含规划中）布满了凉山州的15个县市。到2020年，凉山千万千瓦级风电基地将基本建成。 “搞水电的时候我们喜欢下雨天；搞风电的时候我们讨厌下雨天，喜欢大风天。”7月底的喜德县鲁基乡，海拔3500米的山顶上，阳光明媚，风力强劲。总装机9.9万千瓦的喜德鲁基、则约风电场在热火朝天地施工。

　　中国电力投资集团公司喜德电力有限公司副总经理申太明异常兴奋，“这边山脉是我们明年要开发的，那边是后年的，我们将以每年15万-20万千瓦速度来开发喜德的风电。”手指远方绵延的群山，申太明描叙着未来的蓝图。

　　2012年中电投成立四川公司，毕业后就在黄河上游开发水电的申太明从青海被抽调过来。

　　彼时，五大发电集团水电份额基本已定。在五大发电集团中个头最小但清洁能源占比最高的中电投，将目光投向了自己熟悉的风电、光伏等新能源领域。但申太明也没想到，四川装机总量还为零的风电会有如今的风光。当时四川被认定的可开发风资源只有几十万千瓦。

　　在全国的风能资源版图上，包括四川、贵州、甘南、陕西、湘西、岭南在内的地区被划分为四类资源区，即业内所称的“贫风区”。凉山州却是个例外。“如今，凉山州具备开发条件的山头，基本都有主了。去年以来，众多能源企业在三州新能源圈占和电网接入方面展开了前所未有的竞争。”申太明说。

　　曹德政的办公室内，挂着一张凉山州风电场分布图，除了木里和越西，风电场布满了其他15个县市。这些风电场，绝大部分都位于海拔2000米以上的山地。“继水电后，五大发电集团角力风电、光伏等新能源，纷纷进入凉山，还有其他民企和国企也在争夺这个市场。”曹德政说。“华能新能源率先开发西南地区山地风电场，四川已成为着力打造的百万千瓦级风电基地之一。”华能新能源股份有限公司总经理林刚表示，截至2013年底，公司在四川省境内已累计核准十期风电项目共50万千瓦容量，另有七期共55万千瓦风电项目已取得“路条”。

　　2020年凉山千万千瓦级风电基地将基本建成。“凉山风电从0到上千万千瓦，3年前有谁会想得到？”申太明感慨万千。

　　B 隐忧

　　支撑各大电力集团在低风速风场纷纷跑马圈地的动因，除了技术进步，还有一个重要原因：有最高的补贴电价。“如果没有补贴，做风电肯定要亏死”。倘若下调风电上网价格，风电开发账本就会有变。

　　风能四类资源区为何成了香饽饽？

　　申太明坦言是技术进步的推动，风力非优势地区的风电利用小时数显著提高，又享有最高的补贴电价；加之陆上优质风资源圈占完毕，海上风资源也争夺激烈，各大电力集团就将目光投向原先并不被看好的低风速风场。

　　2009年7月，国家发展改革委公布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，按照风资源划分四类标杆电价（见表格）。四川作为四类区域，风电能享受0.61元/千瓦时的最高补贴。“如果没有补贴，做风电肯定要亏死。”申太明算了一笔账：来自新疆以及德阳等地的风机运送到西昌，再转运到喜德，从县城到鲁基乡是33公里高海拔盘山路，“运载着四十多米的叶片，每转一个弯道都是考验。”仅这段道路的弯道改造、道路拓宽以及建筑拆迁，中电投就耗资1000多万元，“一个山头一台风机，每个山头都要修路上去。今年春节全体员工都待在山上修路没下来。”

　　　还有集电线路等等，高原的施工成本远高于平原。正因如此，即使风机价格5年内下降30％，山地风电场的造价并不低，“目前单位千瓦造价在8800－9000元左右。”申太明坦言。

　　国家发改委正在酝酿“适时调整风电上网价格”。“也不是没有先例，今年以来光伏补贴不就少了五分钱么。”申太明算了一笔账：假定全国风电上网电价每度下调5分，以业内常用的5万千瓦的风场为例，如果平均利用小时数为2000小时，年发电量1亿千瓦时，那么因电价变化而减少的收益为500万元。

　　标杆电价调整的预期，使得四川、贵州等四类资源区的风电项目加速开发，力争抢在可能的电价下调前投运。

　　内蒙古、新疆、山东等风能资源丰富的北方省区，目前是国内风电装机较为集中的区域，但随着并网与消纳等下游因素影响日益凸显，一些大型风电基地建设不得不放缓，先找市场成为上马新项目的前提。

　　中国风电“版图”正在发生变化。国家能源局年初公布的列入“十二五”规划第四批风电核准项目，一类资源区拟核准容量仅为1.8GW，占比7%；而并网条件较好的低风速四类资源区东部沿海省份、东南、西南各省拟核准容量超过21GW，占比78%。

　　C 考验

　　这一波风电潮来得太快，打了电力公司一个措手不及——凉山风电规划装机总量在不断攀升，能否顺利并网，还是一个问题。但困境往往能催生解决问题的办法。

　　四川风电会不会也有“弃风”之虞？这么多抢建的风电项目能否顺利并网？

　　申太明最近也在发愁，风电机组年底建完后，电网送出线路还不是那么确定。喜德县没有合适的接入点，中电投的风电项目需要翻山越岭接入西昌市月城500千伏变电站，“计划建62公里的220千伏线路，光造价就超过2亿元。”

　　遭遇并网困境的不唯中电投，其他风电开发商或多或少都会遇到。2012年就在盐源县启动风电场前期工作的华电四川公司，因盐源县电网送出能力饱和，总装机34.5万千瓦的4座风电场至今只有1座凉风坳（装机4.95万千瓦）暂时取得过渡接入方案。其他如华能新能源公司在会理、宁南，大唐四川公司在普格，西昌飓源公司在西昌市的风电项目并网接入落实也十分困难。

　　凉山水电装机总量很大，技术可开发量达6924万千瓦，截至2014年7月，投产装机达到3232万千瓦，但以超大型水电站为主。锦屏、官地、溪洛渡等都通过点对点的特高压直流输送到外地，和本地电网并没有交集。在风电主战场的凉山南部主网薄弱，盐源、布拖、美姑、金阳等地区主网覆盖不足，电网稳定性都偏弱，并不具备大规模新能源发电接入能力。

　　能否加强电网设施？在国网凉山供电公司发展策划部副主任宋锐看来，这一波风电潮来得太快，打了电力公司一个措手不及。2010年做“十二五”电网规划时主要是以水电为主，未考虑到新能源特别是风电的迅猛发展，“现在最新数字是，到2015年凉山风电装机总量将会超过100万千瓦，而凉山电网装机总量才300多万千瓦。”

　　能否借道特高压？业内人士指出，具有间歇性和波动性特征的风电，如果借道特高压，就相当于在高速公路上驾驶马车，不仅会对资源造成浪费，也会对电网安全造成影响。

　　就近消纳如何？曹德政表示，凉山风电较大风速一般出现在11月到次年5月，而6-10月风速偏低，这与水电资源丰枯期正好相反，对于水电占了几乎100%的凉山电网来说，有助于调节峰谷，实现“风水互补”。但凉山本地哪能消纳如此多的电？

　　电网建设讲究规划。在“十三五”到来之前，想新增上百亿的电网投资基本不可能。

　　据凉山州发改委介绍，由国家能源局组织、水规总院牵头、省能源局和成勘院具体承担并充分对接省电力公司的《凉山州风电基地建设规划》正在抓紧编制，预计10月出台，有望对凉山风电项目科学有序发展起到积极的促进作用，推动凉山千万千瓦级风电基地早日建成。

来源：四川日报