2017 年，我国各级政府继续在政策层面大力推动风电发展，从中央到地方陆续出台多项文件为破解行业难题、提升发展质量做支撑。是年，电力市场化改革持续推进，可再生能源绿色电力证书自愿认购交易正式启动。加快解决弃风限电问题被提到前所未有的高度，一系列举措落地。同时，国家主管机构引导行业加速降低成本，开展了风电平价上网示范工作。
规划类文件密集出台
2017 年发布的风电规划文件中，引发行业广泛关注的是《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》。为实现可再生能源产业持续健康有序发展，该文件提出加强可再生能源目标引导和监测考核、创新发展方式促进技术进步和成本降低，多措并举扩大补贴资金来源等措施，并以附件的形式公布了各省2017—2020年的风电新增建设规模。其中，河南和河北是新增规模最大的两个省，分别达到1200万千瓦、1139万千瓦。全国累计新增装机超过1.1亿千瓦，远高于“十三五”规划设定的目标。
此外，河南、江苏、四川、安徽等十多个省份也陆续出台各自的能源、可再生能源、风电“十三五”规划，对发展目标、重点任务、保障措施等进行部署。
梳理发现，各地对“十三五”期间风电的发展寄予很高期望。比如，江苏提出打造千万千瓦风电基地，到2020年， 累计并网装机容量达到1000万千瓦。山东则计划到2020年，使本省的风力发电装机容量达到1400万千瓦。
上述文件的一大亮点是，分散式风电受到高度重视，“坚持集中开发与分散开发相结合”“推动风能资源适宜、靠近负荷中心的分散式风电项目建设”等表述频现其中。2017年5月27日，《国家能源局关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知》下发，在业内产生强烈反响。《通知》提出按照“统筹规划、分步实施、本地平衡、就近消纳”的总体原则加快推动分散式风电开发，并对建设技术要求做出严格规定，包括接入电压等级为35千伏及以下电压等级、充分利用电网现有变电站和配电系统设施、鼓励多点接入等。该政策还规定各省级能源主管部门应结合实际情况及时滚动修编规划，分散式接入风电项目不受年度指导规模的限制。已批复规划内的分散式风电项目，鼓励各省级能源主管部门研究制定简化项目核准程序的措施。电网企业要统筹考虑系统安全运行和系统接入总容量等因素，对供电区域内的分散式接入风电项目规划方案出具意见函，及时确保规划内的项目接入电网。
在省级层面，河南是发展分散式风电最为积极的省份之一，于2017年11月21 日出台《河南省“十三五”分散式风电开发方案》，共涉及124个项目，总装机210.7万千瓦。
2017年风电规划中另一个值得关注的点是海上风电。河北、山东、江苏、上海、广东、海南等沿海省份均公布了自己的“十三五”海上风电发展方案。其中，《江苏省“十三五”能源发展规划》提出，将推动连云港、盐城、南通海域海上风电开发，到2020 年，海上风电累计并网350万千瓦。《广东省“十三五”能源结构调整实施方案》则要求加快发展海上风电，到2020年年底，开工建设海上风电装机容量约1200万千瓦以上，其中建成200万千瓦以上。大力发展海上风电，对于优化沿海地区的能源消费结构、发展海洋经济具有重要的现实意义。
发展低风速风电和海上风电，都应遵循集约用地、用海的原则，这对风电机组单机效率提出了更高要求。此外，面对更加分散的项目、更短的时间窗口期，运维必须更加高效。因此，大容量机组研发和运维模式创新成为各类规划重点推动的工作。国家发展改革委和国家海洋局在《全国海洋经济发展“十三五”规划》中就要求，加强5 兆瓦、6 兆瓦及以上大功率海上风电设备研制。
山东、吉林、湖南等也公布了各自的大兆瓦机组研发计划。其中，山东在其《“十三五”战略性新兴产业发展规划》中提出，重点发展陆上3兆瓦以上、海上10兆瓦以上大型风力发电机组，发展风电机组在线监测与故障诊断、风电场功率预测、远程监控、能量管理、区域集控系统，提升风能监测应用水平。
着力解决并网与消纳
过去的一年，在解决风电的并网与消纳问题方面，看点颇多。
2017年3月5日，国务院总理李克强在向十二届全国人大五次会议作政府工作报告时强调，要抓紧解决机制和技术问题，优先保障清洁能源发电上网，有效缓解弃水、弃风、弃光状况。
按照中央的要求，国家发展改革委和国家能源局于2017年11月8日印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，其中为解决弃风限电问题设定的目标是，2017 年，可再生能源电力受限严重地区的弃风状况明显缓解。甘肃、新疆的弃风率降至30%左右，吉林、黑龙江和内蒙古的弃风率降至20%左右。其他地区风电年利用小时数应达到国家能源局2016年下达的本地区最低保障收购年利用小时数(或弃风率低于10%)。到2020 年，在全国范围内有效解决弃风问题。
为此，文件从完善开发利用机制、充分发挥电网关键平台作用、多渠道拓展本地消纳等方面设置了多项保障措施。比如，要求省级电力运行管理部门在编制年度优先发电、优先购电计划时，应预留规划内可再生能源发电保障性收购电量，并会同能源管理部门做好可再生能源发电保障性收购与电力市场化交易的衔接。合理引导自备电厂履行社会责任参与可再生能源电力消纳，并通过市场化手段对调峰成本给予经济补偿。
《方案》还对各方职责进行了界定。其中，国家发展改革委、国家能源局负责可再生能源消纳工作总体方案的制定和协调。各省级能源管理部门会同有关部门制定促进本地区可再生能源电力有效利用的政策措施;弃风严重地区的省级能源管理部门会同有关部门和电网企业等制定本区域可再生能源电力消纳专项方案;具备消纳可再生能源电力市场空间的跨省跨区输电通道受端省份应制定本地区扩大可再生能源电力消纳的目标。电网企业要积极整合各方面资源，扩大可再生能源电力输送和消纳利用。
《方案》的最后一项条款就强化监测评价做出规定，国家能源局对各省份可再生能源电力消纳情况进行监测，并按年度公布监测评价结果，对弃水、弃风、弃光严重的地区按月监测、按季评估、按年预警。国家能源局按年度向社会公布各省份可再生能源占能源消费量比重以及可再生能源电力消纳量占全社会用电量比重、非水可再生能源电力消纳量占全社会用电量比重等相关比重指标及其升降情况;对跨省跨区输电通道，公布其总输电量中可再生能源电量占比情况;对弃风率、弃光率超过5% 的地区，公布其弃风、弃光电量及弃风率、弃光率数据及与上年度同比升降情况。
而在上述文件下发前，国家能源局已经公布了2017年全国风电投资监测预警结果：内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆(含兵团)等省份为风电开发建设红色预警区域。按照相关要求，在这些省份，不得核准建设新的风电项目，电网企业不得受理风电项目的新增并网申请，派出机构不再对新建风电项目发放新的发电业务许可。这是自国家能源局2016年建立风电投资监测预警机制以来，第二次发布此类预警结果，对风电投资起到了很好的引导作用。
在促进风电消纳方面，另外两份重要文件是《关于有序放开发用电计划的通知》和《关于做好煤电油气保障工作的通知》。前者要求，国家规划内的既有大型风电、太阳能等清洁能源发电，通过优先发电计划予以重点保障。后者则提出，各地要认真执行优先发电计划，密切跟踪并及时公开进度，切实促进清洁能源多发满发，优先上网。电网企业应在保证安全的条件下优化火电机组运行方式，为清洁能源上网腾出空间。这些规定实际上是对《可再生能源法》《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》等政策精神的再次确认。
与此同时，一些存在弃风限电问题的省份也积极采取措施。
山西省四部门专门编制《山西省可再生能源发电全额保障性收购暨补贴管理办法》，其中的第七条规定，山西省经信委在编制年度发电调控目标时，根据可再生能源全额保障性收购利用小时数，预留保障性收购电量部分，作为优先年度发电计划。第十四条提出，电网企业与可再生能源发电企业在共同做好可再生能源功率预测预报的基础上，将发电计划和合同逐步纳入到日前计划，优先安排可再生能源发电。第三十九条明确，电网企业应优先执行可再生能源发电计划和可再生能源电力交易合同，保障风能等可再生能源发电享有最高优先调度等级，不得要求可再生能源发电项目以向优先级较低的项目支付费用的方式实现优先发电。
《甘肃省新能源消纳实施方案》则给出了该省解决弃风限电问题的总体目标，力争2017年弃风率较2016年下降10个百分点以上，到2020 年，弃风限电问题得到有效解决。为此，《方案》提出，建立新能源优先发电调度机制，认真落实可再生能源发电保障性收购制度，安排年度发电计划时，按照新能源、调峰调频和安全约束电源、供热机组、水电的顺序，安排优先发电计划。并要求该省发展改革委牵头建立可再生能源利用目标考核制度，明确各地区和主要能源企业利用新能源的目标。
目前来看，上述举措产生了一定效果。国家能源局的数据显示，2017年，全国风电弃风电量同比减少78亿千瓦时，弃风率同比下降5.2个百分点，实现“ 双降”。
市场化改革加速推进
建立市场化机制是实现可再生能源电力优先上网以及解决补贴问题的核心路径。2017年，这方面的工作实现重大突破。
2017年新春伊始，国家发展改革委、财政部、国家能源局就向可再生能源行业释放重大利好，发布了《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，业内翘首企盼多年的绿证交易终于落地。
按照《通知》的规定，绿色电力证书认购自2017年7月1日起正式启动，认购价格按照不高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额由买卖双方自行协商或者通过竞价确定认购价格。风电、光伏发电企业出售可再生能源绿色电力证书后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。
在职责分工方面，国家可再生能源信息管理中心依托可再生能源发电项目信息管理系统，建设和管理全国绿色电力证书核发和认购平台，做好风电、光伏发电企业的绿色电力证书核发工作，并组织开展全国绿色电力证书认购工作。国家可再生能源信息管理中心定期统计并向全社会发布风电、光伏发电企业绿色电力证书的售卖信息。各风电、光伏发电企业负责按照相关要求及时在国家能源局可再生能源发电项目信息管理系统填报信息。各电网企业负责做好补贴核减工作，并协助做好发电项目结算电量的复核。
《通知》还提出，将根据市场认购情况，自2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易。
《绿色电力证书核发及自愿认购规则》也随文公布，详细规定了绿证的核发规则、认购规则、认购监管等。绿证交易政策下发后，中国可再生能源学会风能专业委员会(CWEA)第一时间进行了解读，指出这种市场化的方式，不仅是解决可再生能源电力补贴资金来源和提高补贴效率的有效办法，并且可以通过市场化交易实现可再生能源电力优先上网。同时，它还可以促使企业不断提高管理效率和技术水平。
但从实际情况来看，实施效果并不理想。这主要是因为，公众对绿证等概念认识不够，参与绿色电力消费的动力不足;对于企业用户缺少外部激励和内部驱动。因此，除了加强宣传，推行绿证强制约束交易，并配套配额制则是势在必行。
国家发展改革委、国家能源局于2017年8月28日下发的《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》也引发舆论关注。文件提出，2018年底前启动电力现货市场试运行，选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批试点。
《通知》明确的试点工作目标是，试点地区应围绕形成日内分时电价机制，在明确现货市场优化目标的基础上，建立安全约束下的现货市场出清机制和阻塞管理机制。组织市场主体开展日前、日内、实时电能量交易，实现调度运行和市场交易有机衔接，促进电力系统安全运行、市场有效运行，形成体现时间和位置特性的电能量商品价格，为市场主体提供反映市场供需和生产成本的价格信号。
在分工上，试点工作第一责任单位由试点所在省人民政府明确，负责统筹推进试点工作，提出明确的试点工作时间表和任务分工表。国家发展改革委、国家能源局会同有关省份组织推动区域电力现货市场建设试点工作，并组织编制电力现货市场运营系统和电力市场结算管理系统等功能规范和建设大纲，在试点地区试行。国家电网公司、南方电网公司和内蒙古电力(集团)有限责任公司应积极推动开展电力现货市场建设试点相关工作，并给予充分的人、财、物支持。启动电力现货市场试点以及可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易，无疑让业界对2018 年的电力体制改革充满期待。
平价上网示范终破局
降低风电开发成本，提高其市场竞争力，一直是业内追求的目标。《可再生能源发展“十三五”规划》确定的一个目标就是，到2020年，风电项目电价可与当地燃煤发电同平台竞争。2017年11月8日，国家发展改革委在其印发的《关于全面深化价格机制改革的意见》中再次提出上述目标，要求根据技术进步和市场供求，实施风电等新能源标杆上网电价退坡机制，2020 年实现风电与燃煤发电上网电价相当。
为此，2017年5月17日，国家能源局正式下发《关于开展风电平价上网示范工作的通知》，要求各省份、新疆兵团能源主管部门组织风电开发企业申报平价上网示范项目，遴选1～2个项目于2017年6月30日前报备国家能源局。
该文件规定，示范项目建设规模由各省份、新疆兵团能源主管部门与电网企业协商确定，不受年度规模指标的限制。风电红色预警地区应严格限定示范项目的规模，不得超过10万千瓦。示范项目的上网电价按当地煤电标杆上网电价执行，相关发电量不核发绿色电力证书。
为确保示范效果，《通知》还要求电网企业做好与示范项目配套的电网建设工作，确保配套电网送出工程与风电项目同步投产。项目建成后要及时与风电开发企业签订购售电合同，同时应充分挖掘系统消纳潜力，优先满足就近消纳要求，确保风电平价上网示范项目不限电。
经过三个多月的遴选，2017年8月31 日，国家能源局公布风电平价上网示范项目名单。共有13个项目入选，总装机规模为70.7万千瓦，分布在河北(5 个)、甘肃(3 个)、新疆(2 个)、黑龙江(2 个)、宁夏(1 个)等“三北”地区。这主要是因为该地区风能资源较好，排除弃风限电、乱收费等额外的不必要成本，风电已经具备了实现平价上网的条件。
业内专家指出，此次开展平价上网示范，目的在于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，为未来推动风电平价上网提供政策依据。同时，它也为进一步降低度电成本指明了技术和管理创新的方向。
除了以上几个方面，2017年出台的风电政策还涉及标准修订、项目核准程序调整、补贴发放等，对优化行业管理、推动产业健康发展起到重要保障作用。
