国家能源局正式发布了《关于开展风电平价上网示范工作的通知》，要求各省市组织风电开发企业，于6月30日前，申报1～2个风电平价上网示范项目。
目前我国可再生能源补贴缺口巨大，实现风电平价上网是可再生能源发展的有益探索，其目的是为了倒逼不合理发电成本下降，挖掘合理电价机制，为将来光伏等可再生能源有序发展作出有益尝试。风电平价上网的实施关键是“不限电”是否可以真实有效的落实。同时，基于东西部火电上网标杆电价不同、西部地区弃风限电严重、风资源条件地区差异、电网配套工程建设、风机制造技术约束等因素，大范围的实施平价上网依然存在诸多问题值得探讨和解决。
为了剖析风电平价上网所面临的难点和受益点，探讨未来风电大范围平价上网的定价机制、实施条件、政策导向、关键技术等问题，使可再生能源实现环境效益最大化，本刊记者专访了中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长、鉴衡认证中心主任秦海岩。
您如何看待国家能源局发布的《关于开展风电平价上网示范工作的通知》？
近两年，全球风电上网电价屡创新低。2016年，智利某个风电项目上网电价只有0.3244元/千瓦时，丹麦Kriegers Flak海上风电场的电价也仅有0.37元/千瓦时。光伏行业更是不甘示弱。2016年，西班牙Solarpack公司在智利建设的一座120兆瓦太阳能电站，电价仅为0.2元/千瓦时。国内领跑者基地项目也报出了0.45元/千瓦时的价格。我屡次说过，“不谈资源、融资、上网条件，只论电价是耍流氓。”应该说，国外这些项目都有很多我们不具备的独特优势条件，电价不能一概而论。
但无论如何，由于近十年的规模化发展和技术进步，可再生能源学习曲线已经进入快速下降阶段，部分新增可再生能源成本接近甚至低于传统能源成本。相比较而言，我国风电电价还处于较高的水平。尤其是“三北”风资源丰富省份，最具备风电开发的成本优势和上网电价大幅下降的条件，甚至能够实现平价上网。但是30%～40%的高比例弃风限电致使在现有电价水平下，这些地区的项目也是全面亏损。弃风限电还掩盖了不同风电机组的技术水平、效率和可靠性高低差异，阻碍了优胜劣汰，抑制了技术进步，成为制约风电电价下调的最大绊脚石。还有地方政府巧立名目的各种乱收费和乱摊派，“地头蛇”无理的阻工勒索，都推高了风电度电成本，侵蚀了技术进步的成果。
开展平价上网示范，就是要通过解剖“麻雀”，厘清风电真实的成本构成，明确能够实现平价上网的边界条件，从而为推动风电平价上网提供政策依据，既要避免过度激励，更应防止过早“断奶”导致一个新兴产业半途夭折。同时，也为进一步降低度电成本指出技术和管理创新方向。
业内普遍认为“煤电外部环境成本内化、技术突破和政策扶持”三个方面是实现风电平价上网的三大关键因素。对此您怎么看？
目前提到风电平价上网问题时，很多人都是拿风电价格与火电相比，并认为可再生能源发电比火电贵。其实这种比较并不公平，因为火电价格并不是其完全成本的体现。近两年，对可再生能源“补贴”的异议越来越多。这些观点的谬误在于，只看到了对可再生能源的“补贴”，却看不到背后的逻辑。以清洁低碳为主要特征的能源转型已经成为众多国家的能源发展战略。发展可再生能源是解决人类能源和环境问题的必由之路，对此，全球已达成普遍共识。对认准的新事物、新技术在起步时给予政策支持，可以避免“技术锁定”，通过规模化带动成本下降。近十年风电、光伏成本快速下降的事实证明了补贴政策的极大效用。其次，火电的完全成本是现行价格的2～3倍，但在其外部成本没有内部化的情况下，可再生能源电力目前不可能在市场上与火电竞争。此时，只有靠“补贴”才能支持前者的发展，确切地说，这是对可再生能源清洁性的“补偿”。相较于煤电，2015年，我国风光发电的外部环境收益为0.16元/千瓦时，2030年，将达到0.3元/千瓦时，届时风光发电预计带来的外部环境收益合计4560亿元。当然，风电行业也不能因此故步自封，要持续创新发展，不断降低度电成本，提高自身的竞争力，让全社会用最经济的成本，实现人类百分之百使用清洁能源的梦想，这才应该是我们追逐的终极目标，也是追求平价上网的意义所在。
如何调动地方政府、企业申报示范项目的积极性？
对于地方政府而言，应从战略高度认识发展风电等可再生能源的重大意义。发展可再生能源是全球大势，是我国推进能源革命的大政方针，是我国实现巴黎气候大会自主减排承诺的基础，也是彻底解决雾霾等环境问题的必由之路。为此，各级地方政府部门应该将大力发展可再生能源作为建设未来能源体系的核心，依法依规行政，积极做好风电平价上网示范工作，与产业一道努力推动可再生能源度电成本的快速下降，最终实现百分之百可再生能源。
其中，保证项目所发电力能够全额上网将是调动企业申报示范项目积极性的最重要因素。在这种情况下，通过示范，企业既可以获得合理的收益，也能够建立起展示其机组和管理先进性的平台。
实施风电平价上网有哪些难点？您有何建议？
首先，确保不弃风限电是开展示范项目的首要问题，是示范工作能否成功的决定性要素。建议政府、电网企业、项目业主等三方，以具有法律约束效力的方式签署相关协议，明确权责。
其次，文件中仅仅规定示范项目上网电价执行当地火电标杆电价，但是如果今后火电标杆电价调整了，或者随着电力体制改革的进程取消了标杆电价，示范项目电价该如何执行，文件并没有明确。是不是可以按照试点项目并网时的火电标杆电价为准，签订长期购电合同？国外能够开发上述超低电价的风光发电项目，其中最重要的前提条件就是有长期购电合同。
最后，还需要加强对相关数据的收集、汇总、分析工作。建立度电成本统计和跟踪数据平台，收集影响度电成本的数据，包括各项投资、风资源、设备运行状况、运维数据等。这样才能实现示范工作的目标，摸清平价上网项目的边界条件，指导今后工作。
请您展望“十三五”、“十四五”时期我国风电发展的路径和前景？
《风电发展“十三五”规划》明确提出，到2020年底，风电累计并网装机容量确保达到2.1亿千瓦以上的总量目标。有条件的地区可以提出更高的发展目标，扩大开发规模，不设上限。这意味着未来一段时间，我国风电市场仍有很大的发展空间。
从开发格局上来看，由于短期内弃风、弃光问题难以根治，再加上火电装机规模严重过剩，利益冲突很难调和，“三北”地区的风电开发规模和速度必将受到制约。因此，要保障我国风电产业在“十三五”、“十四五”期间继续实现可持续发展，保证合理的年均增长规模，必须优化产业布局，加大中东部地区开发力度。
通过“十二五”期间的技术创新，提高了机组的整体发电效率，低风速资源区也具备了经济开发价值。目前，年平均风速5米/秒的风电场，年等效满负荷利用小时数也可以达到2000小时左右。随着更多资源逐渐具备经济开发价值，中东部和南部地区可供开发的资源量明显增加。据国家气象局的最新评估结果，中东部和南部地区风速在5米/秒以上达到经济开发价值的风资源技术可开发量接近9亿千瓦，足可以满足未来的开发需求。
《风电发展“十三五”规划》也明显提高了该地区的“十三五”开发指标：中东部和南方地区陆上风电新增并网装机容量要达到4200万千瓦以上，累计并网装机容量达到7000万千瓦以上。与此同时，“三北”地区陆上风电新增并网装机容量为3500万千瓦左右。若算上海上风电的新增并网装机容量，中东部和南方地区新增并网装机容量将占到全国新增并网容量的56.9%，远远高于“十二五”的25.8%。同时，这一地区累计并网装机容量在全国的占比也将由“十二五”的21.7%提高到33.3%。
