中国风能行业经过十余年的高速发展，即将迎来平价上网新时代。
10月17日，国家发改委能源研究所可再生能源中心研究员时璟丽在2018北京国际风能大会暨展览会(CWP 2018)上表示，预期“十三五”的后半段，保守估计陆上风电电价的下降潜力至少能够达到10%，如果再解决政策实施，陆上风电电价下降潜力可以达到20%左右;而到“十三五”末期，海上风电电价的成本可以降到每度电5到7分钱，即使是保守预期，下一个三年可以再降到1毛钱到1毛3分钱左右的水平。
国家可再生能源中心刚刚出炉的一个动态视频成果显示，2013年中国风电装机每年都以超过1500万千瓦的幅度增长，最后连续累计装机达到了世界第一的水平。去年年底并网1.64亿千瓦，发电量超过了3000亿千瓦时，在全国总装机量中占比超过了9%。
前三季度国内风电的新增装机达到了1219万千瓦，在今年前三个季度全国新增装机中占到了15%;发电量超过了2600亿千瓦时，在全国用电量中占5.2%，并且2600亿千瓦时的数量，相当于去年全国总的风电发电量的87%。所以，2018年我们风电的发电量和贡献量，相比于去年肯定会有显著的增加。
中国风电的市场以及制造业的飞速发展，也得益于政府有效的政策。2006年开始实施《可再生能源法》，其后确定了一系列的政策，最直接、最有效的经济激励政策当然是我们的电价以及费用补偿的一个政策。2009年确定了四类地区风电的标杆电价。从“十三五”开始，又开始实施每隔两年的风电电价水平的退坡政策，今年新建项目陆上风电价格的水平是四毛钱到五毛七分钱的水平，海上风电价格从2014年确定，近海的标准每度电八毛五分钱，到现在没有变化。除了FIT固定电价政策以外，我们对可再生能源的电价超出燃煤标杆定价的部分，通过可再生能源基金给予电价补贴，2006年《可再生能源法》中名字叫费用分摊，2009年改为费用补偿。
从2006年到现在，全国用于可再生能源能源的补贴资金总计超过了3200亿元，其中风电享受到的补贴资金超过了一半以上。从补贴需求上来看，我们测算了去年总的可再生能源电价补贴的需求，不含税的资金需求是1250亿元左右，其中风电的占比是45%。
在政策有效的推动之下，尤其是产业的飞速发展，无论是国际还是国内，风电成本都有不同程度的下降。陆上风电的成本和价格是持续降低的。我这里引用是国际可再生能源所今年1月份发布的报告，可以看出陆上成本的降低是比较显著的，海上风电发电的成本在波动中也略有下降，当然不如其他的可再生能源技术那么显著。
国内，我们是从2009年开始实施陆上风电的标杆电价政策。接近10年的时间，中国陆上风电的投资水平总体上是下降了15%~20%，成本下降了20%~25%。在过去10年，技术进步带来的风能利用效率有比较显著的提升。
总体上看，国内陆上风电的投资和成本在国际上处于一个平均水平偏下的水平，但是电价水平还是处于一个略偏高的水平。这里边也有多种因素，主要是政策实施方面还存在着一些障碍，使我们的电价很难能够做到与成本同步下降。中国在2016年通过的《可再生能源发展“十三五”规划》中，也提出了风电成本降低的目标。总体上来看是到2020年，也就是国内所说的十三五末期，陆上风电的电价可以与当地的燃煤发电达到同台竞争的水平。
我们今天上午的主题和我发言的主题有一个关键词就是“平价”。怎么样去理解“平价”?从研究的意义上讲，平价应该指的是在同样的一个经济平价方法和比较相同的外部条件之下，我们平价的电价不高于燃煤的上网电价，或者是通过电力市场形成一个综合的上网电价。但是从今年开始，虽然我们平价的目标是2016年提出来的，但是平价真正成为一个特别热的热词，大家都在讨论，企业也都在用，说我们哪些项目达到平价了，也是这一年的时间。
为什么这么来做?是因为我们国家能源管理部门对于可再生能源电价退坡力度不断加大，并且也有一些文件相应的颁布和实施。当前和近期，可能近期关于平价方面的政策导向更主要的体现在不要补贴。换言之，从狭义上的角度来说，就是不需要国家可再生能源基金来提供补贴。上个月，国家能源局已经发布了征集稿，做了一个明确的界定，不用国家来补贴，地方如果提供投资或者是电价补贴的话，并不影响平价项目属性的认定。
当然，为了推进平价的项目，还有一些主要的政策需要同步加以推进和实施。实际上从去年8月份开始，国家能源局也启动了一些风电平价项目的示范，推出来首批13个项目、71万千瓦的规模，在5个省区。当时我们也是利用去年下半年的数据，对于5个省区是否达到平价做相应的测算，可以看出来比如冀北这样的地区，在目前资源条件和成本条件之下，已经具备实现了平价的条件，宁夏投资不会像200块钱这么高，但是西北地区做平价示范的项目实际上在经济性方面还是有一定的难度。再有，今年3月份国家能源局批复了内蒙乌兰察布平价上网基地的项目，是参与京津冀电力市场的交易。
国家已经提出来了“十三五”末期陆上风电实现平价的目标，现在离实现这个目标到底有多远，还需要做哪些努力?从现在的情况来看，2015年到2018年，四类资源区陆上风电的标杆电价降低了4分钱到1毛1分钱，这个数据可以说是平价目标度电成本降低，仅仅是完成了30%左右，还有差不多三分之二的距离，需要我们在“十三五”的后半段来完成。如果说是按照今年上半年国内风电开发的普遍成本来考虑，各地区平均度电补贴的强度是在1毛2分钱。如果按照2018年四类地区标杆电价程度来考虑，考虑风电每年各地的新增发电量进行一个加权的测算，实际上今年风电度电补贴强度为每度电1毛6分钱，所以还是有一定的距离，我们实现平价还是面临着这样的挑战。另外，我们还需要考虑一些中国已经开始实施三年的电力市场改革、电力市场化推进的影响，因为从现在的情况来看，在电力市场化的初期阶段，得到的电价就是在下降。这也意味着同样的资本之下，风电度电需要的水平是上升的。如果能够达到8%的投资回报率，或者换言之，因为电力市场化的影响，可能从长期来看，使我们风电成为具备竞争力的电源，难度是变小的，但可能近期我们的难度是增加的。
无论是从过去国家风电30年的历史，尤其是最近10年以来发展的情况来看，以及未来发展的预期上来看，如何实现成本下降去补贴，实现平价上网，技术进步肯定是一个很重要的根基。我们从2016年开始，也是国家能源局新能源司给的任务，我们中心持续开展了风光去补贴滚动性研究。我们最新的成果是，预期“十三五”的后半段，保守预计陆上风电电价潜力至少能够达到10%，如果再解决政策实施的电价下降潜力可以达到20%左右。具体到2020年在三北土地平坦、风资源比较优质的地区可以降到3毛2，山地地区可降到4毛6的水平。技术关键点在于整体效率的提升。每一个技术点提升都是对我们的平价，尤其未来3年平价成为很重要的支撑。
我们做了一个测算，31个省市区，应该说是在2020年，在部分的地区，比如说像河北，是具备了一些实现平价、完全补贴退出的条件，另外全国的大部分省市区，风电度电的补贴需求基本上是可以控制在每度电不超过5分钱的水平。可能难度相对比较大的是西北五省中三四个省的度电补贴需求，因为那些地方常规能源电力价格确实比较低，所以它的度电补贴需求可能仍然是要达到1毛钱到1毛5分钱。因为我们考虑到现有的政策条件，并且考虑到各个省市区平均的情况，所以对于开发商来说，如果国家补贴退出了，或者说实现平价的话，那么就需要在各个省内选择一些相对优质的土地或者是风能资源项目。如果我们希望能够在“十三五”末期达到普遍性的平价和去补贴，我们就需要在政策的机制上进行创新，把三五分钱不太大的差距问题给予解决。
我们海上风电是从2014年制定了标杆电价政策，应该说是4年以来成本变化不是很明显，我们的电价政策也是稳定的，目前度电补贴的水平是在海上风电标杆电价一半左右的水平。这个主要考虑的就是，因为海上风电至少头五年是作为一个产业初步培育的阶段，更多是解决产业化的问题，让我们的产业链还有质量能够保证和提升，所以前期稳定的电价政策是国家一直执行的。至于未来下降的潜力，我们也做了一个测算，到“十三五”末期，海上风电电价的需求或者是成本可以降到每度电5到7分钱，即使是保守预期下一个三年可以再降到1毛钱到1毛3分钱左右的水平。当然海上风电成本下降最主要的动力也是技术进步带来的效率提升。
刚才提到了除了技术进步以外，完善政策环境确确实实是一个尽快实现去补贴不可或缺的条件。国内在风电电价方向，除了稳定标杆电价政策以外还要实施竞争方式，来激励降低风电的成本。今年1月份，国家能源局发布2018年能源工作指导意见中提出平价电价的措施方向。具体的措施，也是我们中心研究提出来的系统性的建议，政策环境方面最主要是降低非技术成本。比如，把接网工程电网建设纳入输配电电价核算，控制土地成本，尤其挤出来地区不合理收费的费用，解决限电的问题，应该说是从2017年效果已经开始显现，无论是光伏和风电限电范围都得以控制，限电的电量和限电的比率都实现了一定程度的下降。另外，业界正在讨论需要建立一些新的机制，或者是推进机制有效的实施，比如说可再生能源配额制度，已经征求两轮意见。对于未来的消纳和解决限电的问题，如果有可能实施绿色证书，都能对消纳以及提升风电可再生能源积极性发挥积极性的作用。再有以市场化交易的方式，推动分散式风电的建设。
从具体电价方面的政策，国家能源主管部门已经明确了，从2019年开始，全部的陆上风电和海上风电都要采用竞争方式来配置项目和确定上网电价。在今年5月份发布的文件中，提出了要有两类的竞争配置的项目，并且对这两类竞争配置的项目也规定了一些基本的原则和一些基本的竞争力的要素，具体的规则是由地方来制定，并且竞争配置组织和实施都是由地方的能源主管部门来完成。那么第一类项目就是已经确定投资主体的风电项目，也就是说风电开发企业已经完成了测风、土地，还有一些必要的，比如说跟电网的前期工作，这个项目就类似于企业自带项目招标。比较相似的是国际上德国对于陆上风电和光伏电站招标的形式，以及2016年以来我们国内地方实施的普通光伏电站招标的形式。竞争要素主要是在6个方面，包括企业能力、设备先进性、技术方案、已开展前期工作、接入消纳条件、申报电价。第二类没有确定投资主体风电的项目，包括国家很重要的大型风电基地，包括土地、资源条件等部分前期工作，是由地方政府来组织做好前期的一些工作。这个企业就只是按照政府提出来的条件来参与相应的竞争配置项目和招标。这种模式就类似于丹麦的海上风电的模式，以及我们国家实施的光伏领跑者竞标的模式。竞争要素相对于第一种是少了开展前期工作和消纳条件两项。但是最主要的因素还是相应的申报电价，要求权重都是不能低于40%的比例。
为什么采用竞争配置?其实国际上也是有很多的经验，应该说风电作为相对技术和产业都已经比较成熟的可再生能源，它发展到这个阶段，应该说是一个机制的调整是必须的，也是发展到一个阶段，我们需要做的一个调整，并且国际上招标的手段对于降低电价也都是非常显著。并且招标的配置在国际上应用的范围越来越扩大。累计差不多有40个国家采用了对于可再生能源形成一种招标配置项目和确定电价的模式。2017年，除了我们国家以外，还有25个国家是公布了招标的情况，其中风电招标的容量接近900万千瓦的规模，占总的招标容量中差不多接近了一半的水平。
刚才我在会上跟一些企业聊，很多企业就担心说，会不会出现这样的恶性竞争?我觉得这块最主要还是取决于考验地方政府部门的智慧，能不能设计出来一个合适的、真正适合于本地化发展的招标的情况。
德国五轮的招标，最低的电价发生在第三轮，后边又调高了，它出现了一个U型的曲线。这个是很好的项目，或者相对低的项目在2017年底那一轮被选出来了。因为陆上风电招标在德国，要求必须是先获得联邦网络署、排放保护署的许可，所以好的项目先选出来，其后资源条件略差一点、成本略高一点的项目，在最近这两轮中被选出来了，所以德国的侵略也反映出来招标的时候，可能会出现前期价格比较低的情况，这些项目也是成本比较低的项目。通过这一种模式，还能使我们补贴的资金做到效率最大化，也是尽可能反映需要的成本，达到价格的目的。
德国类似于第一类的代项目的招标，国内的领跑者类似于风电文件中提出来的补代项目第二类的招标。今年3月份，光伏领跑者第三批领跑基地招标的情况，中标的电价降幅每度电2毛到3毛钱，这次基地的招标中标电价与煤电标杆电价相比是非常接近的，平均差1分钱，最低5.5分钱，最高是1分钱。今年上半年按说光伏的产品也是撑不起这么低的价格，最主要压缩地方不合理的费用、土地开发的陈本，以及比较高的建网的费用。希望风电2019年开始前面的招标能够起到这样的作用，借鉴国际国内很好的经验，当然也有一些教训方面，也是需要加以克服。
我们提出来2020年实现风电的平价，在后平价时代，风电该如何发展，我们还需不需要政策，或者需要什么样的政策。我觉得考虑产业的健康发展、持续发展，降低成本应该是我们风电产业持续的任务，届时可能是需要根据我们电力和能源的清洁转型的需求，尽可能地发展和使用无需补贴、具有竞争力的风电、可再生能源的电力。在经济性政策，尤其价格政策方面，后补贴时代，风电已经有竞争性了，从现在电力体制改革进程上来看，可能在未来几年之内，可能就是跟我们平价的进程相同的时间，风电就要直接参与电力市场，还有批发电力的市场招标的方。竞争配置的方式也可以作为一种长期选择，在后平价市场继续加应用，因为我们可能会遭受比电网综合上网电价更低的价格，这也体现电力用户在支持风电长期发展之后，能够从风电的发展上，从经济性方面，也能够得到相应的收益和相应的红利。既然成本已经低了，直接参与电力市场就完了，不是竞争和成本价压得最低是最好。我觉得还是可以给风电开发企业留一些额外的收益，这样额外的收益也可以用于提升风电整个产业的设备以及电能的质量和品质。因为我们成本不需要那么低，这样风能资源相对差一些的地区也能够得到开发，这样就使风电可开发利用的潜力更大，能够在未来能源和电力系统中占据更大的比例，发挥更大的作用。
