2019-06-27 10:30:53 中国能源报

近日，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知(发改价格[2019])882号》(下称《通知》)，明确了2019—2020年陆上风电和海上风电新核准项目的电价政策，以及之前核准项目所适用的电价。这是在落实《能源发展行动计划(2014—2020年)》、“十三五”可再生能源规划和风电发展规划中提出的2020年风电实现与燃煤发电平价上网、同平台竞争的目标之下，推进陆上风电实现全面平价、海上风电补贴退坡做出的系统性价格政策安排，给予行业清晰的价格信号和预期，引导风电产业在“十三五”后半程以及“十四五”阶段稳定持续健康发展，平稳过渡至补贴完全退出，护航陆上风电全面平价最后一公里，促进海上风电逐步提效率、降成本、提升产业竞争力。

电价是风电产业发展基石性经济政策

风电电价机制在支撑我国风电产业和市场持续健康发展中起到了重要作用。在经过六年国家和地方招标定价、初步摸清各地区风电发电成本的基础上，国家发改委在2009年7月建立了陆上风电上网标杆电价制度，将全国分为四类资源区，依据风资源和开发建设条件，按照《可再生能源法》中成本加合理利润确定电价的原则，首次制定了分资源区标杆电价。根据行业发展形势，在2014年底、2015年底、2016年底调整了各资源区的标杆电价水平，此次又出台了2019、2020年指导价(图1)。2014年6月确定了海上风电上网电价。从风电电价政策十年历程看，政策出台、调整和实施一方面体现了价格政策的稳定性，使行业预期明确，另一方面根据成本变化情况进行适时适度的电价退坡，既提升了国家补贴资金的使用效率，又实现了引导行业技术进步和产业升级。

风电电价政策的实施效果显著。2011—2018年，我国风电新增和累计并网装机连续八年位居世界首位，并带动了国内制造业和技术发展。截至2018年底累计并网装机达到1.84亿千瓦，在全部电源总装机和总发电量中占比分别为9.7%和5.2%，海上风电累计并网装机达到363万千瓦，近期呈现加速发展态势。风电成为电力供应清洁转型的重要力量。

风电上网电价水平的历次调整符合国家能源转型战略、五年规划和行业发展需求。“十一五”期间和“十二五”初期，电价政策相对侧重支持“三北”等风资源丰富、发电成本低的地区风电发展。之后随着国内大容量、低风速机组和智能化风电技术出现，电价政策转为并重支持东中部和南方地区、“三北”地区、海上风电发展。在明确的电价水平下，通过市场和企业选择，无论是各年度新增装机规模上，还是在装机地域分布上，陆上风电均实现了均衡发展，如“十三五”以来年度新增装机为1500—2100万千瓦，且总装机规模及分布与规划目标基本一致(图2)。

适应新形势完善电价机制

《通知》明确了新政制定的原则，即落实2020年与煤电平价上网要求、科学合理引导投资、实现资源高效利用、促进公平竞争和优胜劣汰、推进产业健康可持续发展。在这些原则之下并为适应新形势发展需要，风电电价新政既有新思路的设计即“质“的变化，也延续了既往的电价退坡机制即“量”的调整。

将标杆电价改为指导价，以适应电力市场化改革要求和体现全面实施竞争配置的政策导向。2019年开始对新核准的集中式陆上和海上风电项目全部实施竞争方式确定上网电价，各资源区的价格水平是竞争电价上限，因此价格的指导意义和作用更强，标杆电价改为指导价体现了市场化方向。

确定陆上风电补贴完全退出时间表。2019年陆上风电指导价标准为每千瓦时0.34、0.39、0.43、0.52元。2020年为每千瓦时0.29、0.34、0.38、0.47元，指导价低于当地燃煤标杆电价(含脱硫、脱硝、除尘)的地区，以燃煤标杆电价作为指导价(图3)。2021年新核准陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

这一补贴退坡直至退出最终时间表与国家目标是一致的，且电价水平下降的步伐和幅度也考虑了风电行业实际情况，避免各年之间电价水平变化过大对产业造成影响和冲击。根据目前风电场投资水平，按照I、II、III类资源区平坦地区初投资7000元/千瓦、IV类资源区山地丘陵地区初投资8000元/千瓦测算，在2019年指导价水平下，四类地区的风电场年等效利用小时数分别达到2385、2079、1885、1782时，就可以保证基本收益。2018年全国风电年等效利用小时数为2095，且近两年国家解决弃风限电的各项措施已见成效，还将继续加大解决限电问题的力度，因此指导价配合以竞争方式确定上网电价，可以在符合当前成本情况下促进公平竞争和行业优胜劣汰。

对于分散式风电，如果不参与市场化交易，则不需通过竞争方式确定上网电价，可直接适用当年所在资源区指导价;如果其参与市场化交易，则国家不提供补贴，但根据国家风光无补贴平价上网政策，可以申请作为平价项目，享受相关政策，如交易电量仅执行项目接网及消纳所涉及电压等级的配电网输配电价，免交未涉及的上一电压等级的输电费，对纳入试点的就近直接交易电量减免政策性交叉补贴，通过绿证交易获得合理收益补偿等。

小幅降低海上风电上网电价。本次是海上风电电价政策出台以来电价水平首次调整，2019年近海风电指导价由之前的0.85元/千瓦时，降低到0.80元/千瓦时，2020年再降到0.75元/千瓦时，降幅不大。此外，对新核准潮间带项目，适用陆上风电电价政策。降低电价水平的目的是促进产业技术进步和激发企业的内在动力降低成本，采用逐年小幅降低的方式则是综合考虑了我国海上风资源条件、继续支持海上风电市场发展进而带动大容量机组和整个产业链发展。我国沿海地区海床条件、风资源条件差距较大，目前条件好的地区近海风电成本加成水平低至0.65/千瓦时左右，条件一般的地区则在0.80元/千瓦时左右。因此，近海风电电价水平调整体现了继续支持海上风电发展。对于风资源和施工运维条件好地区的近海风电项目，虽然成本加成水平与指导价差距较大，但可通过充分竞争确定上网电价方式降低实际上网电价。

项目核准和建成并网时间共同决定适用的价格政策和电价水平。根据既往电价政策，项目核准和开工时间(核准后两年内开工)决定其适用的电价水平。《通知》对此进行了调整，项目电价水平取决于项目核准时间和建成并网时间，更具合理性，且便于操作和实施。

具体是，对陆上风电项目，2018年底之前核准但2020年底前未完成并网的，以及2019年、2020年核准但2021年底前未完成并网的，国家不再补贴。即为2018年和2019年核准的项目留出至少两年的建设期，为2020年核准的项目留出1—2年的建设期，既考虑了风电开发建设的时间周期，也保证陆上风电在“十四五”初期真正实现完全去补贴。

对海上风电项目，2018年底前核准且在2021年底前全部机组并网的，则执行核准时上网电价(即近海风电执行0.85元/千瓦时或低于该水平的竞争配置电价)，2022年及以后全部机组并网的，执行并网年份的指导价。即对2018年之前核准的海上风电项目留出至少三年的建设期，一方面考虑了海上风电建设难度大、周期长的实际情况，另一方面可以规范海上风电开发，使前期工作扎实的项目具有更好的建设条件。