《风能》杂志｜2019年中国风电政策盘点
2019年，是我国风电走向平价上网的重要转折期。全年，中央以及各地出台了多项具有极强针对性的政策，着力扫除关键障碍，为风电产业在即将到来的新周期中保持健康发展蓄积动能。
2019年，平价上网成为我国风电行业的高频关键词，相关政策密集出台，取消补贴的时间表随之明确。
2019年中国主要风电政策一览
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新年伊始（2019年1月7日），国家发展改革委与国家能源局联合下发《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》，要求各地区认真总结风电、光伏发电开发建设经验，结合资源、消纳和新技术应用等条件，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。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。平价上网和低价上网项目不受年度建设规模限制。
《通知》还提出落实避免不合理的收费、鼓励通过绿证获得收益、明确电网企业建设接网工程、降低就近直接交易的输配电价及收费、执行固定电价收购政策、强化全额保障性收购政策、创新金融支持方式、动态完善能源消费总量考核支持机制等措施。
5月20日，2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目公布。其中，风电项目为56个，装机规模达451万千瓦。这些项目分布在广东、陕西、河南、黑龙江、山东、吉林、安徽、湖南、天津、宁夏等10个省份。对比2017年8月31日国家能源局公布的示范名单，平价上网项目所在区域由“三北” 地区扩展到中东南部，从侧面表明，依托多年的政策支持和技术创新，我国陆上风电已经在多数地区具备平价上网的条件。
在这一背景下，国家发展改革委于2019年5月21日印发《关于完善风电上网电价政策的通知》，明确将风电标杆上网电价改为指导价，要求新核准的集中式陆上风电项目与海上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，并特别强调新核准的集中式陆上风电项目、近海风电项目和潮间带风电项目的上网电价不得高于相应的指导价。
关于指导价，《通知》规定，2019年I－IV类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为0.34元／千瓦时、0.39元／千瓦时、0.43元／千瓦时、0.52元／千瓦时；2020年指导价分别调整为0.29元／千瓦时、0.34元／千瓦时、0.38元／千瓦时、0.47元／千瓦时。指导价低于当地燃煤机组标杆上网电价的地区，以燃煤机组标杆上网电价作为指导价。2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为0.8元／千瓦时，2020年调整为0.75元／千瓦时。
这份文件还明确了已核准项目的补贴期限条件。对于海上风电项目，给予的建设期相对较长，但并网要求更为严格。2018年年底前已核准的项目，如在2021年年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。因此，开发企业应当谨慎评估项目的进度和效益， 以避免在规定时间内无法全部并网。在陆上风电方面，《通知》提出2018年年底之前核准的项目，2020年年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的项目，2021年年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。
在此期间，根据上述政策要求，山西、山东、陕西等省开始组织风电平价上网工作，提出部署一批试点项目，并将提供多方面支持性措施。
这一切都预示着，我国陆上风电加速进入实现平价上网前的关键过渡阶段。
2018年5月18日，《国家能源局关于2018 年度风电建设管理有关要求的通知》（国能发新能〔2018〕47号）首次提出推行竞争方式配置风电项目，并公布《风电项目竞争配置指导方案（试行）》，要求各省（自治区、直辖市）能源主管部门会同有关部门参照制定风电项目竞争配置办法，抄送国家能源局，并向全社会公布。
经过一年多的实践探索，2019年5月28日，国家能源局在《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》中发布2019年版《风电项目竞争配置指导方案》，对竞争配置的基本原则、要素等作出调整。《通知》要求，2019年度需国家补贴的新建集中式风电项目全部通过竞争配置方式选择，有关省级能源主管部门按照指导方案制定2019年度风电项目竞争配置工作方案，向社会公布。同时，要严格规范补贴项目竞争配置，相关工作方案应落实公开、公平、公正的原则，将上网电价作为重要竞争条件，优先建设补贴强度低、退坡力度大的项目。
按照两次《通知》的要求，各地的竞争配置实施细则纷纷落地。2019年，这一进程明显加快，江苏、山东、湖北、上海、重庆、浙江、福建等省份正式出台方案或者就方案公开征求意见。
综合来看，各省制定方案时虽然遵循着《风电项目竞争配置指导方案》中的基本原则,但也结合自身情况进行了调整，因此，竞争方式的侧重点各异，具体要素的选取及其所占权重存在明显差异。
比如，在《山东省海上风电项目竞争配置方案》中，评审项目包括企业能力、设备先进性、技术方案、前期工作深度、接入消纳条件、申报上网电价，分值依次为15、8、10、20、7、40。按照浙江省的方案，在对已确定投资主体的项目进行竞争配置时，企业能力、设备先进性、技术方案、已开展前期工作、接入消纳条件、上网电价分别被赋值20分、10分、10分、10分、10分、40分；对未确定投资主体的项目进行竞争配置时仅涉及企业能力、设备先进性、技术方案、上网电价四类竞争要素，分别占25分、15分、20分、40分。
由此可以看出，上网电价所占比重最大。各省份对此进行评分时，多采用分段计分的方式。例如，《山东省海上风电项目竞争配置方案》规定，进入竞争配置范围的项目申报上网电价不得高于国家规定的海上风电指导价。在指导价基础上，上网电价降低0.03元／千瓦时（含）以内的，每降低0.005元／千瓦时，得5分；上网电价降低0.03元／千瓦时以上，0.06元／千瓦时（含）以内的，每降低0.005元／千瓦时，得1分；降低0.06元／千瓦时以上的，每降低0.005元／千瓦时，得0.5分，满分40分。投标电价以0.005元／千瓦时为最小单位。
从2019年公布的部分项目招标结果来看，竞争配置方式很好地推动着风电上网电价的降低。上海奉贤海上风电项目的中标上网电价为0.7388元／千瓦时；国电象山1号海上风电场（二期）工程以及中广核象山涂茨海上风电项目，申报上网电价分别为0.76元／千瓦时、0.765 元／千瓦时，均低于海上风电指导价。
随着我国风电发展进入竞价以及平价上网时代，保障好消纳变得更为关键。近几年，针对该问题，国家主管部门不仅建立了风电投资监测预警机制，还下发一系列政策。
2019年，这项工作仍在加紧开展中。3月4日，《国家能源局关于发布2019年度风电投资监测预警结果的通知》印发，新疆（含兵团）、甘肃为红色区域；内蒙古为橙色区域，山西北部忻州市、朔州市、大同市，陕西北部榆林市以及河北张家口市和承德市按照橙色预警管理；其他省份和地区为绿色区域。与上一年的结果相比，吉林由红色区域转入绿色区域，黑龙江由橙色区域转入绿色区域。因此，国家能源局要求这两个省统筹已核准存量项目、新建平价上网风电项目及新增需补贴风电项目建设，提出2019年风电建设实施方案,报送国家能源局论证后有序组织建设。
《通知》再次明确，红色区域暂停风电开发建设,橙色区域暂停新增风电项目，绿色区域依规划有序建设。自2016年建立以来，通过逐年发布预警结果，采取限制开发等措施，风电投资监测预警机制有效引导风电企业做出理性投资，为缓解风电消纳问题起到良好的支撑作用。
2019年5月10日，国家发展改革委与国家能源局联合印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，提出国务院能源主管部门按省级行政区域确定可再生能源电力消纳责任权重，包括可再生能源电力总量消纳责任权重和非水电可再生能源电力消纳责任权重。在随文下发的《各省（自治区、直辖市）可再生能源电力总量消纳责任权重》与《各省（自治区、直辖市）非水电可再生能源电力消纳责任权重》中，对以上两项指标分别设定年度最低消纳责任权重和激励性消纳责任权重。
《通知》同时规定了几类主体的责任：各省级能源主管部门会同经济运行管理部门、所在地区的国务院能源主管部门派出监管机构按年度组织制定本省级行政区域可再生能源电力消纳实施方案，报省级人民政府批准后实施。售电企业和电力用户协同承担消纳责任。电网企业承担经营区消纳责任权重实施的组织责任。各市场主体通过实际消纳可再生能源电量、购买其他市场主体超额消纳量、自愿认购绿色电力证书等方式，完成消纳量。
《通知》明确由省级能源主管部门负责对承担消纳责任的市场主体进行考核，按年度公布可再生能源电力消纳量考核报告；国家则按省级行政区域进行监测评价。各省级能源主管部门会同经济运行管理部门负责督促未履行消纳责任的市场主体限期整改，对未按期完成整改的市场主体依法依规予以处理，将其列入不良信用记录，予以联合惩戒。对于实际完成消纳量超过本区域激励性消纳责任权重对应消纳量的省级行政区域，超出激励性消纳责任权重部分的消纳量折算的能源消费量不纳入该区域能耗“双控” 考核。对纳入能耗考核的企业，超额完成所在省级行政区域消纳实施方案对其确定完成的消纳量折算的能源消费量不计入其能耗考核。
国家层面之外，一些省份也在重点解决风电消纳问题。山东先后印发《山东省优先发电优先购电计划管理暂行办法》和《山东省可再生能源电力消纳保障机制实施方案》，部署建立优先发电优先购电计划制度以及完善可再生能源电力消纳保障机制等工作。
《黑龙江省清洁能源消纳专项行动方案（2018－2020年）》确定的目标是，2018 年，全省平均风电利用率高于90%，弃风率低于10% ；2019年，全省平均风电利用率高于92%，弃风率低于8%；2020年，全省平均风电利用率高于94%，弃风率低于6%。为此，《方案》明确了下一阶段的主要任务以及保障措施。
《贵州省可再生能源电力消纳实施方案》提出，2020－2024年，每年根据国家下达的年度可再生能源电力消纳目标，确定贵州省当年可再生能源消纳目标。其中，国家初步下达的贵州省2020年目标是：可再生能源电力总量最低消纳责任权重为31.5%、激励性消纳责任权重为34.7%，非水电可再生能源电力最低消纳责任权重为5%、激励性消纳责任权重为5.5%。针对于此，《方案》列出了完善优先发电与收购制度、建立“源―网―荷―储” 协调发展机制、逐步建立消纳量核算补充机制等主要任务。
此外，《上海市省间清洁购电交易机制实施办法（试行）》《广东省能源局关于加快推进可再生能源项目配套接网工程建设有关工作的通知》《江苏能源监管办关于进一步促进新能源并网消纳有关意见的通知》等文件也在2019年出台。
业内一直对分散式风电寄予厚望，但此前迟迟未能形成规模化开发。自《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》于2018年4月3日印发以来，这个局面才得到改变，分散式风电开发在我国持续升温。
2019年，广东、天津、湖北、山东、宁夏、内蒙古、江西、湖南、陕西、新疆等省份公布了与分散式风电有关的政策，涵盖开发规划与建设方案。
在开发规划方面，天津提出，到2025年力争使分散式风电装机容量达到78万千瓦。湖北计划于2019年在全省10个左右县、市开展示范项目建设，每个示范县、市的总开发容量不低于2万千瓦。宁夏的《2019年分散式风电项目开发建设方案》筛选出14个分散式风电项目，总建设规模为45.25万千瓦。内蒙古计划在2019－2020年开发装机规模为122万千瓦的分散式风电项目，涉及12个盟市。同期，黑龙江规划了98个分散式风电项目，装机规模为62.69万千瓦。新疆将在2019－021 年新增19个分散式风电项目，装机规模为16.6万千瓦。江西确定的2019年第一批分散式风电开发建设项目为39个，装机规模达到124万千瓦。山西和陕西调整了“十三五”分散式风电开发建设方案。前者新增114个项目，总装机为225.1万千瓦；后者调增50个项目，装机规模为183.27万千瓦。湖南则启动分散式风电试点工作，涉及26个项目。
与此同时，这些省份还制定了分散式风电管理办法，项目核准承诺制、打包核准、“一站式”服务、滚动编修等原则被写入各类文件中。
例如，江西要求简化分散式风电项目核准流程，鼓励试行项目核准承诺制。电网企业应为纳入专项规划的35千伏及以下电压等级的分散式风电项目接入电网提供便利，为接入系统工程建设开辟绿色通道。地市或者县级电网企业应设立分散式风电项目“一站式” 并网服务窗口，按照简化程序办理电网接入，提供相应并网服务，并及时向社会公布配电网可接入容量信息。
广东还提出，实行三年滚动计划，由各地级以上市组织申报本市近三年开发项目，上报项目经省审核后形成方案印发实施。从2020年起，该省每年在第一季度组织对实施方案项目进行滚动调整，由各地级以上市将申请列入当年开发的项目及申请报告和上述支持性文件材料，以及后两年开发项目上报省；对列入当年开发计划的项目，将在当年下半年视情况决定是否调整。
值得注意的是，除了上述政策，2019年，政府主管部门还加大规范风电建设的力度，包括林地使用、生态环境保护、项目建设情况梳理等，业界应当予以重视。
总体而言，2019年出台的风电政策聚焦价格机制调整，力图借助市场化手段持续提高风电在各类能源中的竞争力，并通过建立促进消纳的长效机制，为“十四五”期间风电实现平价上网铺平道路。CWEA
作者：《风能》杂志 夏云峰
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