中國風能行業經過十余年的高速發展，即將迎來平價上網新時代。

10月17日，國家發改委能源研究所可再生能源中心研究員時璟麗在2018北京國際風能大會暨展覽會(CWP 2018)上表示，預期“十三五”的后半段，保守估計陸上風電電價的下降潛力至少能夠達到10%，如果再解決政策實施，陸上風電電價下降潛力可以達到20%左右;而到“十三五”末期，海上風電電價的成本可以降到每度電5到7分錢，即使是保守預期，下一個三年可以再降到1毛錢到1毛3分錢左右的水平。

國家可再生能源中心剛剛出爐的一個動態視頻成果顯示，2013年中國風電裝機每年都以超過1500萬千瓦的幅度增長，最后連續累計裝機達到了世界第一的水平。去年年底并網1.64億千瓦，發電量超過了3000億千瓦時，在全國總裝機量中占比超過了9%。

前三季度國內風電的新增裝機達到了1219萬千瓦，在今年前三個季度全國新增裝機中占到了15%;發電量超過了2600億千瓦時，在全國用電量中占5.2%，并且2600億千瓦時的數量，相當于去年全國總的風電發電量的87%。所以，2018年我們風電的發電量和貢獻量，相比于去年肯定會有顯著的增加。

中國風電的市場以及制造業的飛速發展，也得益于政府有效的政策。2006年開始實施《可再生能源法》，其后確定了一系列的政策，最直接、最有效的經濟激勵政策當然是我們的電價以及費用補償的一個政策。2009年確定了四類地區風電的標桿電價。從“十三五”開始，又開始實施每隔兩年的風電電價水平的退坡政策，今年新建項目陸上風電價格的水平是四毛錢到五毛七分錢的水平，海上風電價格從2014年確定，近海的標準每度電八毛五分錢，到現在沒有變化。除了FIT固定電價政策以外，我們對可再生能源的電價超出燃煤標桿定價的部分，通過可再生能源基金給予電價補貼，2006年《可再生能源法》中名字叫費用分攤，2009年改為費用補償。

從2006年到現在，全國用于可再生能源能源的補貼資金總計超過了3200億元，其中風電享受到的補貼資金超過了一半以上。從補貼需求上來看，我們測算了去年總的可再生能源電價補貼的需求，不含稅的資金需求是1250億元左右，其中風電的占比是45%。

在政策有效的推動之下，尤其是產業的飛速發展，無論是國際還是國內，風電成本都有不同程度的下降。陸上風電的成本和價格是持續降低的。我這里引用是國際可再生能源所今年1月份發布的報告，可以看出陸上成本的降低是比較顯著的，海上風電發電的成本在波動中也略有下降，當然不如其他的可再生能源技術那么顯著。

國內，我們是從2009年開始實施陸上風電的標桿電價政策。接近10年的時間，中國陸上風電的投資水平總體上是下降了15%~20%，成本下降了20%~25%。在過去10年，技術進步帶來的風能利用效率有比較顯著的提升。

總體上看，國內陸上風電的投資和成本在國際上處于一個平均水平偏下的水平，但是電價水平還是處于一個略偏高的水平。這里邊也有多種因素，主要是政策實施方面還存在著一些障礙，使我們的電價很難能夠做到與成本同步下降。中國在2016年通過的《可再生能源發展“十三五”規劃》中，也提出了風電成本降低的目標。總體上來看是到2020年，也就是國內所說的十三五末期，陸上風電的電價可以與當地的燃煤發電達到同臺競爭的水平。

我們今天上午的主題和我發言的主題有一個關鍵詞就是“平價”。怎么樣去理解“平價”?從研究的意義上講，平價應該指的是在同樣的一個經濟平價方法和比較相同的外部條件之下，我們平價的電價不高于燃煤的上網電價，或者是通過電力市場形成一個綜合的上網電價。但是從今年開始，雖然我們平價的目標是2016年提出來的，但是平價真正成為一個特別熱的熱詞，大家都在討論，企業也都在用，說我們哪些項目達到平價了，也是這一年的時間。

為什么這么來做?是因為我們國家能源管理部門對于可再生能源電價退坡力度不斷加大，并且也有一些文件相應的頒布和實施。當前和近期，可能近期關于平價方面的政策導向更主要的體現在不要補貼。換言之，從狹義上的角度來說，就是不需要國家可再生能源基金來提供補貼。上個月，國家能源局已經發布了征集稿，做了一個明確的界定，不用國家來補貼，地方如果提供投資或者是電價補貼的話，并不影響平價項目屬性的認定。

當然，為了推進平價的項目，還有一些主要的政策需要同步加以推進和實施。實際上從去年8月份開始，國家能源局也啟動了一些風電平價項目的示范，推出來首批13個項目、71萬千瓦的規模，在5個省區。當時我們也是利用去年下半年的數據，對于5個省區是否達到平價做相應的測算，可以看出來比如冀北這樣的地區，在目前資源條件和成本條件之下，已經具備實現了平價的條件，寧夏投資不會像200塊錢這么高，但是西北地區做平價示范的項目實際上在經濟性方面還是有一定的難度。再有，今年3月份國家能源局批復了內蒙烏蘭察布平價上網基地的項目，是參與京津冀電力市場的交易。

國家已經提出來了“十三五”末期陸上風電實現平價的目標，現在離實現這個目標到底有多遠，還需要做哪些努力?從現在的情況來看，2015年到2018年，四類資源區陸上風電的標桿電價降低了4分錢到1毛1分錢，這個數據可以說是平價目標度電成本降低，僅僅是完成了30%左右，還有差不多三分之二的距離，需要我們在“十三五”的后半段來完成。如果說是按照今年上半年國內風電開發的普遍成本來考慮，各地區平均度電補貼的強度是在1毛2分錢。如果按照2018年四類地區標桿電價程度來考慮，考慮風電每年各地的新增發電量進行一個加權的測算，實際上今年風電度電補貼強度為每度電1毛6分錢，所以還是有一定的距離，我們實現平價還是面臨著這樣的挑戰。另外，我們還需要考慮一些中國已經開始實施三年的電力市場改革、電力市場化推進的影響，因為從現在的情況來看，在電力市場化的初期階段，得到的電價就是在下降。這也意味著同樣的資本之下，風電度電需要的水平是上升的。如果能夠達到8%的投資回報率，或者換言之，因為電力市場化的影響，可能從長期來看，使我們風電成為具備競爭力的電源，難度是變小的，但可能近期我們的難度是增加的。

無論是從過去國家風電30年的歷史，尤其是最近10年以來發展的情況來看，以及未來發展的預期上來看，如何實現成本下降去補貼，實現平價上網，技術進步肯定是一個很重要的根基。我們從2016年開始，也是國家能源局新能源司給的任務，我們中心持續開展了風光去補貼滾動性研究。我們最新的成果是，預期“十三五”的后半段，保守預計陸上風電電價潛力至少能夠達到10%，如果再解決政策實施的電價下降潛力可以達到20%左右。具體到2020年在三北土地平坦、風資源比較優質的地區可以降到3毛2，山地地區可降到4毛6的水平。技術關鍵點在于整體效率的提升。每一個技術點提升都是對我們的平價，尤其未來3年平價成為很重要的支撐。

我們做了一個測算，31個省市區，應該說是在2020年，在部分的地區，比如說像河北，是具備了一些實現平價、完全補貼退出的條件，另外全國的大部分省市區，風電度電的補貼需求基本上是可以控制在每度電不超過5分錢的水平。可能難度相對比較大的是西北五省中三四個省的度電補貼需求，因為那些地方常規能源電力價格確實比較低，所以它的度電補貼需求可能仍然是要達到1毛錢到1毛5分錢。因為我們考慮到現有的政策條件，并且考慮到各個省市區平均的情況，所以對于開發商來說，如果國家補貼退出了，或者說實現平價的話，那么就需要在各個省內選擇一些相對優質的土地或者是風能資源項目。如果我們希望能夠在“十三五”末期達到普遍性的平價和去補貼，我們就需要在政策的機制上進行創新，把三五分錢不太大的差距問題給予解決。

我們海上風電是從2014年制定了標桿電價政策，應該說是4年以來成本變化不是很明顯，我們的電價政策也是穩定的，目前度電補貼的水平是在海上風電標桿電價一半左右的水平。這個主要考慮的就是，因為海上風電至少頭五年是作為一個產業初步培育的階段，更多是解決產業化的問題，讓我們的產業鏈還有質量能夠保證和提升，所以前期穩定的電價政策是國家一直執行的。至于未來下降的潛力，我們也做了一個測算，到“十三五”末期，海上風電電價的需求或者是成本可以降到每度電5到7分錢，即使是保守預期下一個三年可以再降到1毛錢到1毛3分錢左右的水平。當然海上風電成本下降最主要的動力也是技術進步帶來的效率提升。

剛才提到了除了技術進步以外，完善政策環境確確實實是一個盡快實現去補貼不可或缺的條件。國內在風電電價方向，除了穩定標桿電價政策以外還要實施競爭方式，來激勵降低風電的成本。今年1月份，國家能源局發布2018年能源工作指導意見中提出平價電價的措施方向。具體的措施，也是我們中心研究提出來的系統性的建議，政策環境方面最主要是降低非技術成本。比如，把接網工程電網建設納入輸配電電價核算，控制土地成本，尤其擠出來地區不合理收費的費用，解決限電的問題，應該說是從2017年效果已經開始顯現，無論是光伏和風電限電范圍都得以控制，限電的電量和限電的比率都實現了一定程度的下降。另外，業界正在討論需要建立一些新的機制，或者是推進機制有效的實施，比如說可再生能源配額制度，已經征求兩輪意見。對于未來的消納和解決限電的問題，如果有可能實施綠色證書，都能對消納以及提升風電可再生能源積極性發揮積極性的作用。再有以市場化交易的方式，推動分散式風電的建設。

從具體電價方面的政策，國家能源主管部門已經明確了，從2019年開始，全部的陸上風電和海上風電都要采用競爭方式來配置項目和確定上網電價。在今年5月份發布的文件中，提出了要有兩類的競爭配置的項目，并且對這兩類競爭配置的項目也規定了一些基本的原則和一些基本的競爭力的要素，具體的規則是由地方來制定，并且競爭配置組織和實施都是由地方的能源主管部門來完成。那么第一類項目就是已經確定投資主體的風電項目，也就是說風電開發企業已經完成了測風、土地，還有一些必要的，比如說跟電網的前期工作，這個項目就類似于企業自帶項目招標。比較相似的是國際上德國對于陸上風電和光伏電站招標的形式，以及2016年以來我們國內地方實施的普通光伏電站招標的形式。競爭要素主要是在6個方面，包括企業能力、設備先進性、技術方案、已開展前期工作、接入消納條件、申報電價。第二類沒有確定投資主體風電的項目，包括國家很重要的大型風電基地，包括土地、資源條件等部分前期工作，是由地方政府來組織做好前期的一些工作。這個企業就只是按照政府提出來的條件來參與相應的競爭配置項目和招標。這種模式就類似于丹麥的海上風電的模式，以及我們國家實施的光伏領跑者競標的模式。競爭要素相對于第一種是少了開展前期工作和消納條件兩項。但是最主要的因素還是相應的申報電價，要求權重都是不能低于40%的比例。

為什么采用競爭配置?其實國際上也是有很多的經驗，應該說風電作為相對技術和產業都已經比較成熟的可再生能源，它發展到這個階段，應該說是一個機制的調整是必須的，也是發展到一個階段，我們需要做的一個調整，并且國際上招標的手段對于降低電價也都是非常顯著。并且招標的配置在國際上應用的范圍越來越擴大。累計差不多有40個國家采用了對于可再生能源形成一種招標配置項目和確定電價的模式。2017年，除了我們國家以外，還有25個國家是公布了招標的情況，其中風電招標的容量接近900萬千瓦的規模，占總的招標容量中差不多接近了一半的水平。

剛才我在會上跟一些企業聊，很多企業就擔心說，會不會出現這樣的惡性競爭?我覺得這塊最主要還是取決于考驗地方政府部門的智慧，能不能設計出來一個合適的、真正適合于本地化發展的招標的情況。

德國五輪的招標，最低的電價發生在第三輪，后邊又調高了，它出現了一個U型的曲線。這個是很好的項目，或者相對低的項目在2017年底那一輪被選出來了。因為陸上風電招標在德國，要求必須是先獲得聯邦網絡署、排放保護署的許可，所以好的項目先選出來，其后資源條件略差一點、成本略高一點的項目，在最近這兩輪中被選出來了，所以德國的侵略也反映出來招標的時候，可能會出現前期價格比較低的情況，這些項目也是成本比較低的項目。通過這一種模式，還能使我們補貼的資金做到效率最大化，也是盡可能反映需要的成本，達到價格的目的。

德國類似于第一類的代項目的招標，國內的領跑者類似于風電文件中提出來的補代項目第二類的招標。今年3月份，光伏領跑者第三批領跑基地招標的情況，中標的電價降幅每度電2毛到3毛錢，這次基地的招標中標電價與煤電標桿電價相比是非常接近的，平均差1分錢，最低5.5分錢，最高是1分錢。今年上半年按說光伏的產品也是撐不起這么低的價格，最主要壓縮地方不合理的費用、土地開發的陳本，以及比較高的建網的費用。希望風電2019年開始前面的招標能夠起到這樣的作用，借鑒國際國內很好的經驗，當然也有一些教訓方面，也是需要加以克服。

我們提出來2020年實現風電的平價，在后平價時代，風電該如何發展，我們還需不需要政策，或者需要什么樣的政策。我覺得考慮產業的健康發展、持續發展，降低成本應該是我們風電產業持續的任務，屆時可能是需要根據我們電力和能源的清潔轉型的需求，盡可能地發展和使用無需補貼、具有競爭力的風電、可再生能源的電力。在經濟性政策，尤其價格政策方面，后補貼時代，風電已經有競爭性了，從現在電力體制改革進程上來看，可能在未來幾年之內，可能就是跟我們平價的進程相同的時間，風電就要直接參與電力市場，還有批發電力的市場招標的方。競爭配置的方式也可以作為一種長期選擇，在后平價市場繼續加應用，因為我們可能會遭受比電網綜合上網電價更低的價格，這也體現電力用戶在支持風電長期發展之后，能夠從風電的發展上，從經濟性方面，也能夠得到相應的收益和相應的紅利。既然成本已經低了，直接參與電力市場就完了，不是競爭和成本價壓得最低是最好。我覺得還是可以給風電開發企業留一些額外的收益，這樣額外的收益也可以用于提升風電整個產業的設備以及電能的質量和品質。因為我們成本不需要那么低，這樣風能資源相對差一些的地區也能夠得到開發，這樣就使風電可開發利用的潛力更大，能夠在未來能源和電力系統中占據更大的比例，發揮更大的作用。