2021年2月3日，在能源杂志主办的“中国新能源电力圆桌”2020年终线上座谈会上，远景能源高级副总裁田庆军分享了对于2021年及“3060”目标下新能源行业的发展策略与建议。他认为，碳中和目标给新能源行业带来史无前例的利好，但行业暴露出的低质低价、产能过剩、消纳困难等问题仍不容忽视。
以下为发言全文 ▼
2020年，中国风电创造了奇迹，一年并网量超过了历史上三年的总和。这对行业来讲是巨大的利好，但我们也看到很多潜在的风险。
一是电网消纳的挑战会很大。7000多万千瓦的风电加上光伏，相当于过去三年电网对新能源消纳的并网量。我们非常担心限电，或者某种形式的“限电”会卷土重来，这需要引起行业的关注。
二是去年抢装过程中，有一些工程与设备质量存在隐患，需要高度关注。尤其由于去年抢装需要，行业所有产能开足马力，产品质量鱼目混珠。据我所知，今年1月份，已经有去年抢装的风机开始暴露产品质量问题，未来行业高质量发展面临巨大的挑战。
三是存在产能过剩的风险。去年抢装加快了零部件国产化替代的步伐，产业链上下游快速繁荣，这本是一个利好消息，但未来几年是否还能继续保持这样大的需求和产量？产能过剩的风险需要引起行业关注。
的确，碳中和目标的提出，对新能源行业是史无前例的利好。这点可以从行业的态度和资本市场的反应中看出。根据我们不完全的统计，近期主要电力央企“十四五”期间新能源投资计划已经超过了5亿千瓦，算下来平均每年超过1亿千瓦，这还不包含一些地方国企和电力投资企业的投资规划，巨大的市场确实令人振奋。
但不容忽视的是，风机低质低价的情况可能蔓延。在过去两个月的投标中，有些项目的风机价格已经下探到2700元/千瓦左右。虽然对于开发商来讲，低价短期内可以降低度电成本，但如果把全生命周期的系统风险、质量风险算进去，得不偿失。价格战对行业长期发展非常不利。
风电发展在短期之内仍然面临土地和消纳挑战。我们总说中国地大物博，土地资源非常丰富，但事实上，在具体的项目开发中，由于众多的因素需要考虑，找到合适的机位并不容易。再有就是消纳，有些地方政府非常支持风电，但是当地电网对风电提出了一些限制，政府无法进行硬性干预。这会制约风电下一步规模化的发展。
我个人判断，2021年风电新增并网可能会有较大下滑，预计会下跌到30GW左右。其中，陆上装机包括去年招标转平价的项目、跨年交付的项目，再加上今年年初刚招标并将在今年转化为吊装的项目，大概有20-30GW。海上风电迎来最后一年抢装，预计有3-5GW。联系刚刚提到的产能、价格、质量等问题，非常需要引起行业重视。
风电回归“三北”势头猛烈， 内蒙、甘肃、新疆、东北三省成为央企等大开发商争夺热点，但速度过快会导致后期消纳问题的爆发。我们呼吁，加快中东南部分散式风电的发展，让它成为中国风电规模化发展的一个重要补充。要降低中东南分散式风电开发的门槛，理顺关键环节，引入备案制，提高建设效率。
建议海上风电省补要加码。只有海上风电规模化发展起来，才能从根本上解决我国经济发达地区、电力负荷大省清洁能源转型的需求。广东省省补出台后，静态收益来看，一度电相当于补贴2-3分钱，动态收益来看，可能有4-5分钱，但是这离海上风电平价还有很大的差距，希望各省加大对海上风电的补贴，在国补取消后，扶上马再送一程。
我们呼吁尽快明确储能身份，相关政策也要提上日程。新能源在电源侧配备电化学储能是未来发展的趋势，但如果只作为简单的配套，就没有办法充分发挥它的价值，只有让储能参与到电力交易中去，才符合长期市场导向。否则现有的源网荷储一体化这种模式也很难盈利。另外，我们特别提醒行业要高度关注储能的安全性，目前电化学储能行业刚刚起步，产品质量良莠不齐，技术差异非常大，为未来埋下巨大安全隐患。
最后，“十四五”期间建议国家加快碳税和绿证的推出，对地方政府进行相关考核，调动政府对新能源发展的主观积极性。
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