大云网售电商学院：风电发展之平价上网即将到来！

大云网讯：随着对能源安全、生态环境、气候变化等问题日益重视，加快发展风电已成为国际社会推动能源转型、应对全球环境变化的普遍共识和一致行动。推动技术创新、行业进步，有效提高风电行业的经济性，持续增加风电在能源消费中的比重，实现风电从补充能源向替代能源的转变。我国对风电行业发展做出了针对性的政策保障，同时做出了详尽的发展规划：

“政策扶持大规模发展阶段→发展稳定逐渐进入平价上网阶段→政策保障条件下逐步进入市场化”

随着风电技术创新，风电行业逐步发展，我国风电行业逐渐进入平稳阶段，风力风电技术逐步成熟，平价上网将是风电行业发展的必然趋势，同时也是对风电技术、风电行业管理发展成果的认证。

一、国内风电的现状

自2003年我国风电项目逐步起步以来，风力风电技术得到相当成熟的开发和利用，风电行业发展进入平稳阶段。风电行业风电技术逐渐成熟，出现了1.5MW风电机组技术，2MW风电机组技术、3MW风电机组技术，6MW风电机组技术。我国国内风电装机容量逐渐趋于饱和，国内风电产品竞争力逐渐增强，海外风电市场份额逐步扩大，金风、远景、联合动力等设备逐步销往海外，风电制造商随一带一路发展战略，谋求海外风电市场。

现阶段，国内风电发展从政策扶持大规模发展阶段，逐渐发展到稳定运行进入平价上网阶段。同时风电行业也伴随相应问题出现，管理运维问题逐步流露。随电力行业大规模发展，电力供大于求的市场氛围出现，风电消纳问题也随之凸显，风电运维难度大、运维成本高等问题。同时随风电规模扩大，国家对风电行业补贴承受能力也面临极大挑战。

为解决消纳问题，政策助力风电消纳，从电力辅助、电力交易等多方面针对性的出台政策措施；为确保电力运输的通道通畅，特高压在建项目进程加速。新增装机已逐渐向东南、海上等区域转移，加大海上风电开发力度，政策保障扶持逐渐偏向海上风电，相比陆上风电，海上风电优势逐渐突出。

二、国内风电扶持政策

风电项目逐步起步进入大规模发展阶段以来，国家扶持政策与风电一路同行，国家颁布了《可再生能源法》，与时俱进修订了《可再生能源发电价格和费用分摊管理暂行办法》、《关于完善风力发电上网电价政策的通知》、《关于海上风电上网单价政策的通知》、《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》、《国家发改委关于完善路上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》等。

为确保风电行业平稳进入平价上网，相对做出了《关于公布风电平价上网示范项目的通知》，通过示范项目逐步引导风电平价上网。

确保风电平稳逐步进入市场化，做出了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，从整体电力系统层面对风电制定了发、送保障制度，在有效保障制度下，鼓励可再生能源尝试参与市场竞争。风电行业以带补贴进入市场化，优先发电权、可再生能源优先发电合同可转让，保障性足额收购等。

三、国内风电行业上网电价

为确保风电行业的发展，我国做出了逐步发展，片区专项扶持跟进的发展战略，风电上网电价也随风电发展逐步调整。

2014年至2016年，国家发改委下发《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》：I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价每千瓦时下调2分钱。第IV类资源区风电标杆上网电价每千瓦时下调0分钱。

2014年-2018年全国风力发电标杆上网电价表

2018年01月01日以来，一类至四类资源区新核准建设陆上风电项目上网标杆价，分别调整为0.40元/kWh、0.45元/kWh、0.49元/kWh、0.57元/kWh，相对2016-2017年电价下调7分/kWh 、5分/kWh、5分/kWh、3分/kWh。近海风电项目标杆上网电价为0.85元/kWh，潮间带风电项目标杆上网电价为0.75元/kWh。2018年煤电平均标杆电价为0.264元/kWh、0.325元/kWh、0.335元/kWh、0.365元/kWh，陆上风电项目每度电补贴0.125-0.205元/kWh，陆上风电补贴占风电标杆价28%-36%。

四、国内风电平价上网

随风电大规模装机到风电发展逐渐饱和，风电装机规模扩大，风电扶持补贴对国家压力逐步凸显。2018年陆上风电标杆上网价格下调，进一步推动风电行业进入平价上网，同时在政策扶持下逐步进入市场化交易。

风电平价上网就是风电电站传输给电网时上网电量度电价格与火电标杆价持平，为平价上网。

1、风电平价上网存在诸多问题

1）风电投资成本相对较高，平原开阔风带地区，投资成本在单位千瓦成本约为7000-8000元/kW，高原基础设施落后地区投资成本单位千瓦成本约为8000-10000元/kW。风电上网标杆电价为0.4-0.57元/kWh，火电上网标杆价为0.3-0.4元/kWh。风电上网标杆价与火电上网标杆价逐渐持平，风电收益零线压低。而风电进入自由市场，风电上网电价对比火电标杆上网电价不具备竞争优势。

2）电力行业整体发展呈现供大于求现状，全国整体弃风、弃光问题严重。以现阶段电力基础设施，国内经济发展情况来看，弃风、弃光问题还难以解决，北方地区火电装机规模过剩，南方地区水电装机规模过剩，利益冲突难以调和。

3）风电行业自身存在较大短板，风电运维难度大，带来运维成本高，同时风电运行波动大，严重影响上网占比，在大风期受到限电严重。

4）政府政策力推平价上网情况下，风电投资企业、风电制造企业、运营企业带来巨大压力。由于投资收益缩水，投资积极性投资力度明显降低，风电投资、生产、运营都将承受收益缩水，剩至面临关闭。

2、风电平价上网将面临的决策

1)系统剖析风电真实度电成本，对投资成本、运营成本摸底，建立健全监督制度，促使运营商、制造商、电网企业各方协力共同推进，为风电平价上网创造环境和条件。

2）风电上网电价对比火电电价不具备竞争优势，从整体电力系统层面对风电制定发、送保障制度，风电有优先发电权，保障性足额收购等，以风电足额发电量降低风电平价上网损失。

3）风电在三北地区，造价水平降到7000元/kW左右，风机发电技术水平达到3000多小时以上，政策扶持消纳，不限电的条件下基本接近平价上网。确保不弃风不限电，加快特高压覆盖项目进程，确保电力运输的通道通畅，扩大电力供应市场，特别是跨省供应市场，以电力大市场大数据进行风电消纳。

4）煤电外部环境成本内化、技术突破、政策扶持是实现风电平价上网关键因素。加大风电技术投入，以风电技术突破降低风电投资成本。推动风电运维产业链形成，提高运维效率，降低风电运维成本。

5）风电平价上网趋势不可逆转，各方应主动适应新的市场氛围，掌握新市场主动权。有准备有规划成立售电交易公司，逐步进入市场化交易，将极大可能杀出重围，在风电平价上网环境下实现扩大发展。

3、风电平价上网带来的发展

风电平价上网政策出台施行，将促使风电产业链一系列的调整，同时加快风电运维产业链形成。投资运营企业降低电价，将提高运营管理水平，降低运营成本；风机制造企业改善质量，改善技术，降低风电成本；电网企业扩建通道，增加覆盖网络，扩大市场份额。

1）促使投资运营公司运营管理模式变革，提高运营管理效率，降低运营维护成本，更为风电运维产业链提高市场需求，加快运维服务市场形成。

2）风机制造公司因投资力度下降，面对最严峻考验，同时也是风电制造厂商的新一轮洗牌，有稳定过硬质量体系保证，品牌品质优良的公司，将会获得更好的发展。

制造厂家随严峻生存环境，新一轮的技术投入，技术开发变革，提高风机机组发电效率、风电机组稳定性，提高质量体系保证，注重核心技术的开发应用，降低风电投资成本。进一步推动风电行业投资，推动风电行业发展。

另外促使制造厂家逐渐向风电运维售后服务转型，发挥自身技术优势，加大运维售后投入，加大对技术人才的培养，逐渐形成风电运维产业链。

同时促进对海外风电市场开发，抢占海外市场份额。

3）风电平价上网对电网企业冲击相对较小，但由于国家政策的偏向，促使电网企业扩大对实业生产发达地区的特高压网络覆盖，以扩大市场份额以进一步消纳风电。

五、风电行业进入自由市场化交易

国家风电行业监督管理、政策扶持的逐步跟进，2018年陆上风电标杆上网价格的下调，进一步推动风电行业进入平价上网阶段，风电将逐步在政策扶持下进入市场化交易。

风电上网标杆电价为0.4-0.57元/kWh，火电上网标杆价为0.3-0.4元/kWh。风电进入自由市场，看似风电上网电价对比火电标杆上网电价不具备竞争优势。

国家对风电进入自由化市场交易具有明显政策倾斜及保障，风电是鼓励尝试参与市场化竞争，带补贴进入市场化，可再生能源优先发电合同可转让，可再生能源优先发电和统一调度，保障性足额收购等。

风电供电稳定性不高，受限电及消纳影响，同时相对投资成本高，维护难度大等影响，风电售电管理及策划要求极具精细。自行成立售电公司进行直接交易，抓住政府政策偏向优势，抓住市场交易主动权，保证风电大风期满发发电，通过增加发电量，政府政策补贴，将能盘活风电在平价上网的不利劣势。

（大云网电力交易分析师：仁子任）