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摘要：风电的快速发展给人们带来新的能源机遇，同时也带来了新的问题与挑战。风电发电产、送、消不协调造成大量风电弃风损失，既造成了大量的清洁能源浪费，又给风电企业，特别是早期建设的小型风电企业带来极大的经营管理困难。本文对吉林省风电企业经营状况进行调研分析，找出现阶段风电企业经营管理存在的问题，分析其问题原因并提出相应的解决对策建议，对改进风电企业经营管理和政府制定政策具有重要意义。
关键词：风电企业；经营状况；对策建议
一、前言
我国风电快速发展势头正旺，连续几年装机容量的增长率超过100%，截止2012年12月31日，风电装机容量已增至75324.2MW，名列装机容量世界第一。但是，随着风电的快速发展也暴露出一些突出的问题，风电的大规模并网发电，电网建设不能及时跟上，地方用电需求不能满足风电消纳需求，造成风电并网难、送出难、消纳难。仅2012年一年全国风电弃风损失电量近100亿kWh，直接经济损失50亿元左右，给国家造成大量经济损失的同时也致使大量风电企业利润大幅度下滑乃至亏损，不得不面临着经营艰难的困境。特别是早期建设的小型风电场，由于其规模小、单机容量和发电能力低、设备故障率高和需要后续投入资金较大等，致使企业经营负担急剧加重而不堪重负。如何破解企业生存发展的难题已成为众多早期投产的风电企业亟待破解的课题。笔者以大唐洮南风电场一个阶段的生产经营现状进行案例剖析论证，以期共同探讨早期建设的小型风电场的发展出路。
二、风电场自然状况
大唐洮南风电场始建于2004年11月份，是吉林省最早建设的风电场，是我国2006年260万kW装机容量的一部分，也是当时装机容量和单机容量较大的风电场。风电场位于吉林省洮南市大通乡境内、洮突公路33km处草原上，属于二级风资源风电场。风电场设计装机容量为49.3MW，58台西班牙Gamesa公司制造的G58-850风力发电机组，年满负荷利用小时为2094小时，发电量为10323万kWh。2006年6月份，58台机组全部并网发电并网发电，运行情况比较稳定。
三、存在的突出问题
1.风机单机容量小，较兆瓦机组的发电能力低的较多，发电竞争能力较差。
2.随着地区风电装机容量的增加，受地方负荷及送出条件限制，电网限电弃风的情况更加严重，年发电量逐年下降。
3.随着风电场投运年限的增加，设备故障率渐次提高，维护量逐年加大，加之原型号备品配件生产厂家、产量日益减少，备品配件供应渠道日益狭窄，供应量不足，采购成本成级数增加，导致运行维护成本大幅度上升。
4.为满足电网运行要求进行的技术改造成本加大，特别是完成风机低电压穿越技术改造的费用需要1300万元左右，一个已经运营多年的小型风电企业难以承担。
四、风电企业现状调查
（一）吉林省风电并网情况调查
截止2012年年底，省内共有29家风电场并网发电，并网容量为3298MW。单机容量为850kW及以下的风机占总装机容量的21.12%，单机容量为850kW以上的风机占总装机容量的78.88%（其中1240kW机组为2.24%，1500kW机组为74.38%，2000kW机组为2.26%）。扣除特许权风电场（特许权风电场执行特殊政策不限电），单机容量为850kW及以下的风机仅占总装机容量的11.37%，单机容量为850kW以上的风机占总装机容量的88.63%（其中1240kW机组为2.59%，1500kW机组为83.43%，2000kW机组为2.61%），如图1所示。
（二）850kW机组与1500kW机组发电能力比较调查
从吉林省风电发展情况来看，新建风电场单机容量均为1500kW到2000kW之间，风机叶片扫略面积越来越大，风机塔筒越来越高，其发电能力远远高于850kW机组。大通风电场与洮南风电场毗邻，风资源相同，风电场安装有33台德国NORDEX S77-1500风机，单机容量1500kW。通过两年逐日发电情况对比，850kW风机比1500风机年综合发电量按不限负荷核算同比低18.41%，如果按大通风电场年发电1亿kWh计算，少发电量1841万kWh，满负荷可利用小时差373小时。如果发生电网限电，因单机容量较小的机组低风速性能不好，而限电大都发生在大风时，单机容量较小的风电机组与单机容量较大的风电机组相比，发电能力差距更大。按2012年限负荷情况统计，如果两风场同等限负荷，洮南风电场850kW风机比大通1500kW风机年综合发电能力低23.3%，如果按大通风电场年发电1亿kWh计算，少发电量2330万kWh，满负荷可利用小时差473小时。根据洮南风电场与大通风电场2011年1月1日—2012年12月31日发电量统计，不同平均风速下，S77风机多发电量占G58风机发电量的百分比如图2所示。
综合分析，G58-850风机与S77-1500风机在不同平均风速下的发电差异如下：平均风速为4m/s及以下时，S77风机多发电力占G58风机发电量的64.85%；平均风速为5-7m/s时，S77风机多发电量占G58风机发电量的20.6%；平均风速为8m/s及以上时，S77风机多发电量占G58风机发电量的6.46%；综合比较结果为S77风机多发电量占G58风机发电量的18.41%。
（三）风电场发电指标对比
在不考虑风机故障停机影响的前提下，选择一些典型风电场进行2011、2012年发电指标比较如下表1。
（四）洮南风电场历年生产指标对比（表2）
五、调查结论
1.单机容量为1500kW的风机已成为风电系统的主力机组，850kW的风机只占风电系统一小部分，1500kW的风机的发电能力远远高于850kW的风机，年综合发电量按不限负荷核算同比低18.41%，按同等限负荷核算，同比低23.3%。 2.全省所有风电场的发电量均呈下降趋势，装机容量较小的风电场的发电量下降的趋势尤为明显。
3.大唐洮南风电场虽然在吉林省同类风电场中各项指标较好，但是随着电网限负荷的逐年增加，其发电量也在大幅度的下降，2013年将更加严重。
4.由于历史原因企业人员较多，设备运行年限较长，已进入故障高发期，设备维护工作加重，设备维护备件材料价格大幅度的上涨，再加上电网要求的技术改造项目增多，生产成本也在逐年加大。该企业发电上网电价为0.63元/kWh，CDM收益折算为0.05元/kWh，按常规计算企业零利润点为完成发电利用小时1750小时（发电量为8627万kWh），由于受到电网限电的直接影响，企业将步入逐年亏损期。
5.上网电量发生改变致使投产时的边界条件发生变化，投资回收期被迫延长，形成了机组面临淘汰但投资成本尚未收回的状况，投资商的利益得不到根本保障。而且，随着风电技术的进步，更大规模的机组将陆续投入运行，现在的先进即是明天的落后，这种局面很快会衍生到新投产的风电领域，对风电产业形成波次冲击。
六、对策建议
1.发挥行业行协作用。通过行业系统调研，形成科学的行业运营报告，为政府对风电的决策提供有利依据，使国家能够制定和出台更加有力的风电政策。特别是在产业政策方面对老风电场进行政策倾斜，如对进口配件实行减免税、鼓励国内相关风机设备制造商生产小型风机零部件、地方政府继续在税费上予以倾斜等，尽力给小型风电企业留出盈亏平衡的生存空间。
2.争取电网部门支持。一方面是对小型风电场限电应适当照顾，保证其在大风季节的最低运行小时数，使年有效运行小时不低于可研报告小时数。另一方面是电网要求的技术改进项目，对小型风电场采用比较宽松的政策，可以分期、分批实现以解决其经营成本短期过大、无法承受的问题。
3.技术改造优化资产结构。在维持其正常经营的前提下，通过技改谋求逐步实行以大代小的可行性，即重新按大容量机组规划现有风场面积风机分布，尽力利用现有的基础设施，考虑配重、扭矩、高度、强度等诸多因素，对现有基础及塔架逐年进行改造，安装大容量、高效率风电机组，使低效高耗机组逐步退出淘汰，增加单机容量1500kW及以上机组的比例，最大限度开发利用好现有风资源，提高发电能力和生存能力。
4.企业整合资源共享提升竞争能力。积极推进风电企业向集团化、节约化一体化管理的发展进程，实现风电企业人力、财力、物力等资源共享，有效降低经营成本，提高市场竞争能力。
5.加强协调保证发电。加强与电网调度的协调与沟通，抢占发电先机和扩大发电空间，为提高企业发电量和利润提供利好条件。
6.节约挖潜，力求效益最大化。以“两全管理”、“双增双节”、“创先争优”、“绩效考核”等为手段，进一步进行企业内部经营挖潜；加强企业员工培训工作，提高员工综合素质和工作能力；加强设备维护管理，加大设备监测、监控技术改造，提高安全可靠性，有效降低设备故障停机影响发电；进一步压缩备品备件库存，推进国产化替代等工作，努力降低生产成本；开发节能降耗项目，争取边缘效益最大化，为提高企业生产经营能力和盈利能力创造有利条件。
7.积极参与弃风供热、小水电抽水蓄能、高耗能冶炼及其他耗电项目开发与应用，寻求新的解决弃风限电的办法和提高利润增长点。
参考文献：
[1]施鹏飞.全球风力发电现况及发展趋势[J].电网与清洁能源，2008（1）.
[2]李俊峰，高虎，马玲娟等.2008年中国风电发展报告[M].中国环境科学出版社，2008.
[3]2009中国风电产业发展研究报告[R].北京银联信信息咨询中心，2009.
[4]2009-2012年中国风力发电行业投资分析及前景预测报告[R].中投顾问，2012.
（作者单位：东北电力大学经济管理学院）
关键词：风电企业；经营状况；对策建议
一、前言
我国风电快速发展势头正旺，连续几年装机容量的增长率超过100%，截止2012年12月31日，风电装机容量已增至75324.2MW，名列装机容量世界第一。但是，随着风电的快速发展也暴露出一些突出的问题，风电的大规模并网发电，电网建设不能及时跟上，地方用电需求不能满足风电消纳需求，造成风电并网难、送出难、消纳难。仅2012年一年全国风电弃风损失电量近100亿kWh，直接经济损失50亿元左右，给国家造成大量经济损失的同时也致使大量风电企业利润大幅度下滑乃至亏损，不得不面临着经营艰难的困境。特别是早期建设的小型风电场，由于其规模小、单机容量和发电能力低、设备故障率高和需要后续投入资金较大等，致使企业经营负担急剧加重而不堪重负。如何破解企业生存发展的难题已成为众多早期投产的风电企业亟待破解的课题。笔者以大唐洮南风电场一个阶段的生产经营现状进行案例剖析论证，以期共同探讨早期建设的小型风电场的发展出路。
二、风电场自然状况
大唐洮南风电场始建于2004年11月份，是吉林省最早建设的风电场，是我国2006年260万kW装机容量的一部分，也是当时装机容量和单机容量较大的风电场。风电场位于吉林省洮南市大通乡境内、洮突公路33km处草原上，属于二级风资源风电场。风电场设计装机容量为49.3MW，58台西班牙Gamesa公司制造的G58-850风力发电机组，年满负荷利用小时为2094小时，发电量为10323万kWh。2006年6月份，58台机组全部并网发电并网发电，运行情况比较稳定。
三、存在的突出问题
1.风机单机容量小，较兆瓦机组的发电能力低的较多，发电竞争能力较差。
2.随着地区风电装机容量的增加，受地方负荷及送出条件限制，电网限电弃风的情况更加严重，年发电量逐年下降。
3.随着风电场投运年限的增加，设备故障率渐次提高，维护量逐年加大，加之原型号备品配件生产厂家、产量日益减少，备品配件供应渠道日益狭窄，供应量不足，采购成本成级数增加，导致运行维护成本大幅度上升。
4.为满足电网运行要求进行的技术改造成本加大，特别是完成风机低电压穿越技术改造的费用需要1300万元左右，一个已经运营多年的小型风电企业难以承担。
四、风电企业现状调查
（一）吉林省风电并网情况调查
截止2012年年底，省内共有29家风电场并网发电，并网容量为3298MW。单机容量为850kW及以下的风机占总装机容量的21.12%，单机容量为850kW以上的风机占总装机容量的78.88%（其中1240kW机组为2.24%，1500kW机组为74.38%，2000kW机组为2.26%）。扣除特许权风电场（特许权风电场执行特殊政策不限电），单机容量为850kW及以下的风机仅占总装机容量的11.37%，单机容量为850kW以上的风机占总装机容量的88.63%（其中1240kW机组为2.59%，1500kW机组为83.43%，2000kW机组为2.61%），如图1所示。
（二）850kW机组与1500kW机组发电能力比较调查
从吉林省风电发展情况来看，新建风电场单机容量均为1500kW到2000kW之间，风机叶片扫略面积越来越大，风机塔筒越来越高，其发电能力远远高于850kW机组。大通风电场与洮南风电场毗邻，风资源相同，风电场安装有33台德国NORDEX S77-1500风机，单机容量1500kW。通过两年逐日发电情况对比，850kW风机比1500风机年综合发电量按不限负荷核算同比低18.41%，如果按大通风电场年发电1亿kWh计算，少发电量1841万kWh，满负荷可利用小时差373小时。如果发生电网限电，因单机容量较小的机组低风速性能不好，而限电大都发生在大风时，单机容量较小的风电机组与单机容量较大的风电机组相比，发电能力差距更大。按2012年限负荷情况统计，如果两风场同等限负荷，洮南风电场850kW风机比大通1500kW风机年综合发电能力低23.3%，如果按大通风电场年发电1亿kWh计算，少发电量2330万kWh，满负荷可利用小时差473小时。根据洮南风电场与大通风电场2011年1月1日—2012年12月31日发电量统计，不同平均风速下，S77风机多发电量占G58风机发电量的百分比如图2所示。
综合分析，G58-850风机与S77-1500风机在不同平均风速下的发电差异如下：平均风速为4m/s及以下时，S77风机多发电力占G58风机发电量的64.85%；平均风速为5-7m/s时，S77风机多发电量占G58风机发电量的20.6%；平均风速为8m/s及以上时，S77风机多发电量占G58风机发电量的6.46%；综合比较结果为S77风机多发电量占G58风机发电量的18.41%。
（三）风电场发电指标对比
在不考虑风机故障停机影响的前提下，选择一些典型风电场进行2011、2012年发电指标比较如下表1。
（四）洮南风电场历年生产指标对比（表2）
五、调查结论
1.单机容量为1500kW的风机已成为风电系统的主力机组，850kW的风机只占风电系统一小部分，1500kW的风机的发电能力远远高于850kW的风机，年综合发电量按不限负荷核算同比低18.41%，按同等限负荷核算，同比低23.3%。 2.全省所有风电场的发电量均呈下降趋势，装机容量较小的风电场的发电量下降的趋势尤为明显。
3.大唐洮南风电场虽然在吉林省同类风电场中各项指标较好，但是随着电网限负荷的逐年增加，其发电量也在大幅度的下降，2013年将更加严重。
4.由于历史原因企业人员较多，设备运行年限较长，已进入故障高发期，设备维护工作加重，设备维护备件材料价格大幅度的上涨，再加上电网要求的技术改造项目增多，生产成本也在逐年加大。该企业发电上网电价为0.63元/kWh，CDM收益折算为0.05元/kWh，按常规计算企业零利润点为完成发电利用小时1750小时（发电量为8627万kWh），由于受到电网限电的直接影响，企业将步入逐年亏损期。
5.上网电量发生改变致使投产时的边界条件发生变化，投资回收期被迫延长，形成了机组面临淘汰但投资成本尚未收回的状况，投资商的利益得不到根本保障。而且，随着风电技术的进步，更大规模的机组将陆续投入运行，现在的先进即是明天的落后，这种局面很快会衍生到新投产的风电领域，对风电产业形成波次冲击。
六、对策建议
1.发挥行业行协作用。通过行业系统调研，形成科学的行业运营报告，为政府对风电的决策提供有利依据，使国家能够制定和出台更加有力的风电政策。特别是在产业政策方面对老风电场进行政策倾斜，如对进口配件实行减免税、鼓励国内相关风机设备制造商生产小型风机零部件、地方政府继续在税费上予以倾斜等，尽力给小型风电企业留出盈亏平衡的生存空间。
2.争取电网部门支持。一方面是对小型风电场限电应适当照顾，保证其在大风季节的最低运行小时数，使年有效运行小时不低于可研报告小时数。另一方面是电网要求的技术改进项目，对小型风电场采用比较宽松的政策，可以分期、分批实现以解决其经营成本短期过大、无法承受的问题。
3.技术改造优化资产结构。在维持其正常经营的前提下，通过技改谋求逐步实行以大代小的可行性，即重新按大容量机组规划现有风场面积风机分布，尽力利用现有的基础设施，考虑配重、扭矩、高度、强度等诸多因素，对现有基础及塔架逐年进行改造，安装大容量、高效率风电机组，使低效高耗机组逐步退出淘汰，增加单机容量1500kW及以上机组的比例，最大限度开发利用好现有风资源，提高发电能力和生存能力。
4.企业整合资源共享提升竞争能力。积极推进风电企业向集团化、节约化一体化管理的发展进程，实现风电企业人力、财力、物力等资源共享，有效降低经营成本，提高市场竞争能力。
5.加强协调保证发电。加强与电网调度的协调与沟通，抢占发电先机和扩大发电空间，为提高企业发电量和利润提供利好条件。
6.节约挖潜，力求效益最大化。以“两全管理”、“双增双节”、“创先争优”、“绩效考核”等为手段，进一步进行企业内部经营挖潜；加强企业员工培训工作，提高员工综合素质和工作能力；加强设备维护管理，加大设备监测、监控技术改造，提高安全可靠性，有效降低设备故障停机影响发电；进一步压缩备品备件库存，推进国产化替代等工作，努力降低生产成本；开发节能降耗项目，争取边缘效益最大化，为提高企业生产经营能力和盈利能力创造有利条件。
7.积极参与弃风供热、小水电抽水蓄能、高耗能冶炼及其他耗电项目开发与应用，寻求新的解决弃风限电的办法和提高利润增长点。
参考文献：
[1]施鹏飞.全球风力发电现况及发展趋势[J].电网与清洁能源，2008（1）.
[2]李俊峰，高虎，马玲娟等.2008年中国风电发展报告[M].中国环境科学出版社，2008.
[3]2009中国风电产业发展研究报告[R].北京银联信信息咨询中心，2009.
[4]2009-2012年中国风力发电行业投资分析及前景预测报告[R].中投顾问，2012.
（作者单位：东北电力大学经济管理学院）