风电平价上网，这三大因素缺一不可！

文 | 风电头条 行珩

随着最后一部分部件的吊装完成，中国首个平价风电示范项目——黑崖子风电站成功建成并上网发电。位于甘肃省玉门市的中核黑崖子5万千瓦风电平价上网示范项目是国家能源局首批批复的平价上网示范项目，也是全国第一个开工建设、完工并网的平价上网示范项目。
在中核黑崖子项目之外，有着更多的风电平价项目或在审批阶段，或在建设阶段。经历了多年的发展，中国风电行业从咿呀学语、政府扶持的阶段向中流砥柱、平价上网的阶段踏实的前进着。在风电一步一个脚印迈向平价的过程中，政府、企业、市场分别承担了各自的角色。政策
任何一种发电方式所产生的电力想要定价，必然绕不开政府制定的标杆上网电价。2002年，国务院出台《电力体制改革方案》，我国电力体制改革正式拉开帷幕。《方案》规定，电价由上网电价、输电电价及配电电价、终端销售电价组成。其中，上网电价由国家指定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成；输、配电价由政府确定定价原则；销售电价与上网电价联动。上网电价、输配电价和销售电价正式形成了三环节电价结构，三者不尽相同，但却相互影响。其中，上网电价是指电网购买发电企业的电力在发电企业接入主网架那一点的计量价格。为了保证风电产生电力价格处于一个合理、稳定的区间内，政府出台政策制定的标杆电价也就成为了电力价格的定海神针。又因为储能技术的发展较为缓慢，使得电力很难被大规模储存起来，电力成为了即时生产、即时交易、即时使用的资源。因为电力的特性，对于电价的政策性管理成为建立成熟电力市场之前的必然措施。风电平价指的就是风电上网电价与传统脱硫煤上网电价持平，或低于传统脱硫煤上网电价。作为可再生能源的代表，我国风电发展迅速，已成为全国第三装机量的电源类型、发电量占比也位列第三。经历了早期的试验性定价后，政府制定了政策来制定风电的标杆电价。针对我国国土面积辽阔导致的风电发电能力迥异、消纳能力存在较大差异的现状，标杆电价也因地制宜的分为四种价格。2009年7月20日，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906号），按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为Ⅰ-Ⅳ四类风能资源区，相应标杆上网电价分别为0.51、0.54、0.58、0.61元/千瓦时四个档次。风电标杆上网电价由此起步，成为各地风电并网电价的基准价。一年后，《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044号）公布，再次将I、II、III类资源区风电标杆上网电价降低2分/千瓦时，Ⅳ类资源区降低1分/千瓦时。通知同时提前设定了2018年起的风电标杆电价，但又是在一年后，2016年12月26日发布的《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格[2016]2729号），大幅下调2018年起的风电标杆上网电价，Ⅰ-Ⅳ四类资源区的电价相比2016-2017年分别降低了7、5、5、3分/千瓦时。2018年5月18日，国家能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》（国能发新能[2018]47号），通知提出，从当日起，尚未印发2018年风电度建设方案的省(区、市)新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价；从2019年起，各省(区、市)新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价；申报电价为合理收益条件下测算出的20年固定上网电价。2019年1月7日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源[2019]19号），通知提出，开展平价上网项目和低价上网试点项目建设，推进建设不需要国家补贴执行燃煤标杆上网电价的风电、光伏发电平价上网试点项目（平价上网项目；在资源条件优良和市场消纳条件保障度高的地区，引导建设一批上网电价低于燃煤标杆上网电价的低价上网试点项目（低价上网项目）。2019年4月8日，国家能源局印发《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案（征求意见稿）》，接着在4月11日印发了《关于2019年风电、光伏发电建设管理有关要求的通知（征求意见稿）》，向着平价上网的目标加速推进。政策作为带有强制性的工具，对于价格的制定既要考虑价格能否让发电企业有利可图，又要考虑满足用户在合理成本之下的用电需求。在风电发展的起步阶段，高昂的并网费用不但会阻碍风电的发展，影响购电用户的购买欲望，更会让缺乏规模效应的风电企业获利不足，影响企业未来发展。所以在风电行业发展的初期，政府一方面制定了较高的标杆电价，保护企业能够获得足够的发展空间，另一方面也采用强制性的政策来提高地方的清洁能源消纳能力，促进风能电力的发展。
在风电行业发展进入新阶段之后，政府所指定的标杆电价也就逐渐降低，放开价格形成机制，在部分风力消纳能力足够的地区采用竞价、平价的方式，用市场的力量来整理风电行业，帮助风电企业成长。经过政策的多次调节，电价从原0.51~0.61元/kWh调整到0.29~0.47元/kWh，降幅为23%～43%，政策已然为逐步推进陆上风电平价上网做好了铺垫。在标杆电价之外，政策也在方方面面影响风电的价格：土地税费及租金、植被恢复费、安置费、基础设施费、电网接入费用、前期开发费用等费用也在对应政策的影响下向风电建设倾斜。那么，在政策这一只看不见的手之外，还有哪些力量在默默推动着我国风电价格一路向着平价迈进呢？技术
政策作为强制性的工具，所起到的作用是不可替代的。施政者通过财政补贴，政策优惠吸引受政者进入市场，然而，只有政策一端的热度还不够，完全政策指导下的计划经济市场缺少足够的创新力，企业受限于政策的束缚也缺少对资本的追求。企业的发展作为市场进步的重要组成因子，在风电走向平价的过程中更是一个不可或缺的原因。经历了多年发展，我国风电行业既不缺筚路蓝缕、大步向前的成功者，也有不少半道崩殂、转向其他行业的失意者。风电行业作为技术密集型行业和资金密集型行业，对技术和资金的要求越来越高，高昂的门槛也筛选出适合行业发展的企业。在这些企业对技术的延伸、探索下，技术获得了不断发展的空间。这也决定了风电平价建立在技术进步之上。技术进步为风电平价保驾护航。在风电叶片材质的进步上，多年来，风电叶片的材料由木质材料、金属材料发展到目前的纤维增强复合材料。在扫风直径的增长上，扫风直径从30米、40米到现在主流的54米、56米和68米，目前国内制造的最长叶片达到90米，世界最大的风机叶片已经刷新至107米。在轮毂高度的设置上，为满足不断增加的扫风直径，轮毂高度也在不断升高：从100m不断增高到150m。在最重要的风电机组功率上，风电机组大型化技术让风机功率从750KW，1.5MW走向2.5MW及更高。目前，5MW、6MW的风电机组已经并网运行。近日西门子更是宣布了11MW机组的出现和应用计划。从技术发展的角度看，未来风电行业将会继续向着机组大型化和高效化发电方向发展。在技术升级的推动下，风电项目度电成本将会进一步降低，风电距全面平价更进一步。根据水规总院披露，国内大部分地区具有平价的潜力，风电行业仍有较大发展空间。未来，随着技术的进步，风机的尺寸更大，功率更高，整个风电行业将会进入新的发展阶段。在技术不断升级和风电抢装带来的规模效应带动下，风电项目的度电成本将会越来越低，风电也会加快进入平价时代的脚步。要想真正实现风电平价上网，不只需要政策和技术的双重保障，也需要持续提升各省风电消纳能力来促进行业全面发展。消纳
据统计，2000年底，我国风电累计装机容量仅为346MW。在政策的鼓励之下，我国涌现出一大批拥有雄厚资金和先进技术的优秀风电企业。2015年底，我国风电装机容量达到1265MW，建成风电场61个，安装风电机组1864台。风电累计装机容量达到世界第7，亚洲第二。随着2009-2018风电黄金十年的到来，风电建设更是产生了飞跃。2018年底，我国风电累计并网容量达到1.84亿千瓦，累计装机和新增装机容量连续九年位居世界第一。风电机组更是出口到36个国家和地区，累计出货量达到358万千瓦。作为世界上风电累计装机量最大的国家，强大的市场拓展能力，雄厚的市场接纳能力，逐渐提高的电力消纳能力更是赋予了风电平价一个完美的试验田。在市场规模不断扩大的另一方面，我国弃风限电现象也在不断好转，风电有效利用时长在不断增加。据统计，2018年全国平均风电利用小时数2095小时，同比增加147小时。全国弃风电量277亿千瓦时，同比减少142亿千瓦时，平均弃风率7.04%，达到历史低值。全国弃风电量和弃风率“双降”，弃风情况继续好转。2019年上半年，弃风率进一步下降到4.7%，同比下降4个百分点，全国弃风电量105亿千瓦时，同比减少77亿千瓦时。全国弃风电量和弃风率持续双降，全年有望提前完成5%的弃风率目标。随着弃风限电现象的逐渐减少，风电的消纳能力在不断增长，良好的消纳能力给了实现平价更多的信心。尊敬的<风电头条>读者，欢迎添加编辑个人微信号（windtop2005），审核通过后，我们将带您进入高质量<风电头条读者交流群>，在这里可以进行问题互动、信息咨询、事件爆料~回复下列关键词，获取相关风电资料

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