原标题：国家能源局发布2018年第12号公告：批准204项行业标准 其中风电标准3项

  ◆国家能源局发布2018年第12号公告：批准204项行业标准 其中风电标准3项

  据国家能源局近日发布的前三季度风电并网运作情况显示，1-9月，全国新增风电并网容量1261万千瓦，到9月底累计风电并网容量达到1.76亿千瓦;风电发电量2676亿千瓦时，同比增长26%;平均利用小时数1565小时，同比增加178小时;全国弃风电量222亿千瓦时，同比减少74亿千瓦时，弃风率7.7%，同比下降4.7个百分点。

  记者梳理近年来风电并网运行数据发现，今年前三季度，风电发电量占全国发电量的5.3%，利用小时数至少创近四年同期新高，弃风率创下近三年同期最低纪录。对此，中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩表示：“风电消纳问题的优先解决，不但可以增加风电收益，减少风电对于政府补贴的依赖;而且通过推动技术进步能更加进一步压低开发建设成本，这些对于早日实现平价上网都是非常有利的。”

  前三季度，有27个省(区、市)弃风率在5%以下，其中16个省(区、市)无弃风限电情况出现;弃风率超过5%的内蒙古、吉林、甘肃和新疆4省(区)弃风率也同比下降，其中吉林和甘肃弃风率分别同比下降了14和13个百分点，弃风率最高的新疆在9月份当月也实现了弃风率低于20%，达到国家标准。

  国家能源局新能源和可再次生产的能源司相关负责人于近日表示，部分地区新能源已经具备平价上网条件。在弃风限电问题得到总体缓解的情况下，风电距离国家发展和改革委员会《关于全面深化价格机制改革的意见》中提出的“2020年实现风电与燃煤发电上网电价相当”的目标又进了一大步。

  消纳持续好转得益于各项促消纳政策、相关市场化交易和跨省跨区消纳的落实。记者看出，国家能源局在本次公布的风电并网运作情况中，首次纳入各省承诺的全年弃风率控制目标，目前已有26个省(区、市)在落实国家能源局《解决弃水弃风弃光问题实施方案》工作方案中提出这一指标。从前三季度来看，各省当前弃风率基本都实现了低于或与所承诺目标持平，为落实全年控制指标打下了良好的基础。

  此外，省间清洁能源外送通道进一步发挥作用。来自北京电力交易中心的多个方面数据显示，前三季度新能源省间外送电量达543亿千瓦时，同比增长44.7%。11月7日，青海-河南±800千伏特高压直流工程开工，总投资226亿元，预计2020年建成，建成后将成为全国乃至全世界第一条专为清洁能源外送而建设的特高压通道。

  弃风限电情况的总体缓解对于降低风电成本、推动平价上网意义重大。“据测算，2017年弃风限电造成的损失，相当于将每千瓦时风电的成本抬高了6.3分钱。此外，弃风限电还掩盖不同风电机组的技术水平、效率和可靠性高低差异，阻碍优胜劣汰，抑制技术进步，慢慢的变成了制约风电电价下调的最大‘绊脚石’”，秦海岩表示。

  9月份，国家能源局公布了《可再次生产的能源电力配额及考核办法》(第二次征求意见稿)(以下简称《办法》)，加强完善了配额制定、实施、绿证交易和监督考核措施等。

  《办法》明确了包括国家电网公司、南方电网公司所属省级电力公司、各省级及以下地方人民政府所属地方电网企业、拥有配电网运营权的售电公司、独立售电公司、参与电力直接交易的电力用户、拥有自备电厂的企业6大类配额主体，首次提出配额补偿金方式，绿证交易的可操作性更强，行业期待已久的配额制呼之欲出。

  业内专家分析指出，作为电力体制改革的重要组成部分，可再次生产的能源配额制不仅仅可以为风电消纳提供强有力的保障，也通过市场手段降低了风电的非技术成本。未来，随技术创新不断涌现、相关体制机制更完善，风电进一步降本提效，平价上网目标有望提前实现。(来源：中国电力新闻网)

  根据中电联最新发布的数据，我国累计风电并网容量已达1.8亿千瓦。在“竞价”的新形势下，风电行业全方面进入“精耕细作”时代，巨大存量风电资产如何增值保值成为项目业主亟待破解的新课题。

  2017年，全国新增风电装机容量1966万千瓦，预计今年新增装机量仍在2000万千瓦左右。

  在润阳能源技术有限公司副总经理张军光看来，中国风电市场已进入低速增长的“新常态”，在这种情况下，业主势必更多将注意力从“前市场”向“后市场”转移。

  相对于风电场建设前期的2年左右时间，风电场建设期的1年左右时间，风电后市场横跨风电设备从出厂、安装到最终退役拆除的全过程，长达20-25年。风电后市场运维能力的高低成为决定风电资产质量的重要一环。

  近十年来，中国风电大发展，内蒙古地区、新疆地区、华北地区等区域累计装机量较多。因此，目前乃至未来一个时期，运维的目标市场仍然大多分布在在“三北”地区。

  张军光表示，从历史脉络来看，2014年是风机出质保的小爆发期，根本原因是质保期年限的变化。2012年之前，风机质保期大多为两年，而2013-2015年，质保期经历了从两年到五年的过渡，现在的风场普遍是五年质保期。

  在业内看来，未来五年，风电新增装机增速可能会相对平稳，与此同时，出质保容量已经有了相当可观的规模，初步估算为100GW。若按单机容量1.5MW计算，折合约近7万台风电机组。因此，需要将目光从风电新增市场转移到风电存量市场。

  作为新兴起的产业，风电近几十年在全世界内迅猛发展，其机组设计、机型迭代同样速度较快，早期的风机有可能难以符合当今要求。

  张军光举例说，我国早年投运的风机中，所使用的1.5MW机型很多是Aerodyn-1.5MW机组，虽当时属于欧洲成熟机组，但其设计还是十几年前的，尽管国内整机商已对其进行了多次优化，但一些设计仍不能符合要求。

  在风电行业，有一句格言：出身决定一切。风场前期的宏观和微观选址将在很大程度上决定风电场投运后的运行质量。

  “早期装机的风场，在宏观选址、微观选址、机位确定等环节，没有先进的软件辅助设计，直至今天，风场踏勘工作也是由工程师现场进行，而人工进行的环节，误差可能会很大，再加上风资源数据的缺乏，很多风场并没有一年以上连续测风数据，种种问题导致最终出来的风场设计的具体方案没办法做到最优，所以很多机组运作状况不好也是‘出身’导致的。” 张军光表示。

  此外，由于风电运维单位能力良莠不齐，很多风场也面临着维护能力和经验不足导致的维护不到位的问题。

  张军光表示，针对风机设计缺陷、风场微观选址、气象环境变化等问题造成早期建成的风场运作状况不佳，业内已有一系列提效优化方案。例如，通过对叶片实施改造，增大扫风面积，提高捕风能力;风场综合治理的出发点则是降低能耗，提升风场可利用率。

  据记者了解，虽然风机的设计寿命通常是20年，但是运行到15年左右，其经济性就已经大幅度的降低，是让其提前退役，还是对其翻新改造继续服役，业主需要未雨绸缪。

  目前，一些风电整机商为适应老旧机组改造的需要，提供一种行业认可的寿命延长服务，可以安全地将旧机组提高10年的设计寿命而焕然一新。其分析范围有评估叶片、塔筒的基础的各个结构、电气部件、载荷分析，甚至包括机舱罩。

  除了对风机进行技术改造或翻新外，最彻底的方式则是对旧机组进行“升级替代”。用最新一代机组替代低效、经济性差的老旧机组。

  业内人士和记者说，风能虽然是可再次生产的能源，但风速高、建设条件好的风资源区却是有限的。有限的优质风资源区应该得到高效充分的利用。只有配备发电性能更好、可靠性更高的风机才能实现。因此，在优质风资源区域，用最新一代风机替代老旧风机不失为充分的利用优质风资源的一个选择。

  不久前的北京风能大会上，多家整机商都推出了3-4MW的陆上“大风机”，其目标市场之一就是替代“三北”地区的老旧机组。

  在风电“竞价”时代，需要“精耕细作”提升发电量，以此来降低全生命周期度电成本。这不仅涉及新增装机，也同样涉及存量资产管理。

  伴随我国风电存量市场的增大，风电后市场呈现出风起云涌之势，慢慢的变多的公司参与到风电后市场的业务中。风电后市场涵盖了风电机组运作时的状态监测、风电场智能化管理、部件维修维护、备品备件管理、机组退役与改造等诸多方面。

  近年来，机组技改受到行业热捧。一些业主通过对现役风电机组进行技改，提升了发电量，投资商获得了不错的收益，但也可能潜藏着一些未知风险。

  业内人士和记者说，技改是提升风场发电量的有效工具和手段之一，但要科学合理使用。

  “是否有必要技改，怎么样做技改，什么机构来实施技改，必须有严谨的论证和方案，有些技改以牺牲机组的生命周期，来获取短期发电量的提升，这样的做法并不可取。”业内人士提醒说。

  技改只是庞大风电后市场的一小部分业务，却同样反映出风电运维后市场的“无序”困境。

  业内人士表示， 面对风电“竞价”和“平价”挑战，任性为之的风机技改、“救火式”的故障修复、缺乏系统性的故障分析、头痛医头脚痛医脚的传统运维手法，并不能带来全生命周期度电成本的真正降低。只有建立起风电后市场科学规范的评价体系，才是长久之道。(来源：中国能源报)