“我们知道，风电平价总要来的，只是比想象中早了一点。”这是一家风电企业的总工在5月22日召开的2019中国风电产业创新发展论坛上的开场白。同一天，国家发改委、国家能源局公布2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目名单。在总计数量250个装机规模2076万千瓦的项目中，风电项目占56个，装机规模451万千瓦，相当于此次公布项目总装机容量的21.7%。

尽管首批风电项目在数量上不占大头，但在新能源平价上网之路上，风电却是“第一个吃螃蟹的人”。2017年，位于河北、甘肃、黑龙江、宁夏和新疆等地的13个、总计70.7万千瓦项目入选风电平价上网示范项目名单，拉开了新能源平价试点的大幕。

和两年前的试水不同，在本次风光发电平价上网政策下，中东南部的项目大量出现，“绿证”“长协”等配套政策也同时跟进。不少风电从业者认为，更大范围的试点、更接地气的政策意味着更多机会，但行业需要保持稳定和理性，在未来两年围绕“大风机、好消纳和易运维”三个关键因素，挖掘行业的内生动力。

陆上风电先“平”

和光伏有发电侧和用电侧两类平价不同，风电的平价主要在发电侧。在发电侧进一步细分，又分为陆上风电和海上风电两种。其中，陆上风电被认为将率先实现发电侧平价。

2009年前，由于风电采取特许经营模式，陆上风电价格采取固定招标电价。2009年，我国首次推出风电标杆电价政策：根据风能密度、地形划定等条件，把全国分为四类风区，按照资源由强至弱的顺序，设定0.51元/每千瓦时、0.54元/每千瓦时、0.58元/每千瓦时和0.61元/每千瓦时的标杆电价。从2009年至今，四类陆上风电标杆电价已下调四次，降幅达0.1~0.2元/千瓦时不等，已经相当接近燃煤标杆电价。

有业内人士指出，除了整体接近平价，部分陆上风力资源较好的地区，如河北省可以实现完全退出补贴。因此在2020年，陆上风电最有希望率先实现平价上网。

但接近的另一层含义，是风电标杆电价和火电上网电价仍有差距。当前电力体制下，我国各省区执行不同的上网电价，电价水平在 0.25~0.4505元/千瓦时之间不等。即便按照2019年4月敲定、2020年1月实施的最新风电标杆电价，部分地区仍需要补贴。

和陆上风电相比，这两年发展速度向好的海上风电仍有一段路要走。

仅看资源条件，海上风电利用小时数比陆上风电高出20%~70%，且具备出力更平稳、不占用土地、可大规模开发、电力就近消纳等优势。但是，海上风电最大的问题是成本高企。三峡新能源总经济师陈姿认为，从投资成本看，海上风机机组成本约占30%，海上支撑结构（包含风机基础和风机塔筒）占22%。加上基础机构和塔筒采取分开单独设计，导致投资成本偏高；从运维成本看，海上风机运行环境复杂，故障率高，运维投入相对更高。

根据相关智库测算，海上风电投资是陆上风电的两倍左右，以江苏近海海上风电项目为例，单位投资为14000元/千瓦，而对标的陆上风电项目单位投资仅7200元/千瓦。测算同时指出，到2028年，海上风电有望通过技术优化等手段，降低单位投资成本，实现平价上网。

西北落地更快

在首批风电项目涉及的省份中，内蒙古始终没有出现，这不免让人感到意外。因为内蒙古所在的我国西部和北部地区，一直被认为是平价有望率先落地的地区。

风电业内一直有个共识：发电利用小时数是风电平价上网的生命线。要提高发电小时数，三个条件不可或缺：一是大风机，二是能消纳，三是好运维。如果从这三个条件考量，西部和北部地区要比中东部地区条件更胜一筹。

首先看风机。

不久前，内蒙古近年最“著名”的项目——乌兰察布风电基地一期600万千瓦示范项目中标结果出炉。尽管在招标时，对单机容量的要求是3兆瓦以上，但投标结果显示，33个参与招标的风电机组机型中，4兆瓦以上机型数量占19个，不止一款机型的单机容量超过或等于5兆瓦。

之所以使用大风机，是因为乌兰察布基地属于高风速地区，大机组的规模应用将让度电成本显著降低。而乌兰察布大批量使用大风机，也传递出了一个明显的信号：未来在西部和北部高风速地区，大风机应用会逐渐增加，上网电价在这一区域有望快速下降。

其次看消纳。

西部和北部的消纳问题曾是影响平价上网的重要原因，但不少业内人士都指出，国家和电网企业在消纳方面做出很多投入和努力，随着多条特高压项目的推进和落地，2017年和2018年风电消纳已经实现明显改善。

2019年，消纳情况进一步向好。从国家能源局公布的一季度数据看，在去年可再生能源并网运行有较大改善的基础上，今年前三个月全国平均弃风率4%，位于西部和北部地区的新疆、甘肃、内蒙古和陕西弃风率同比分别下降6.4、10、13.9、0.7个百分点。利用小时数的提高，意味着风电项目投资回报率维持在一定水平，也让上述地区的平价更有望落地。

第三是运维。

在此次乌兰察布风电项目中，多家中标企业都将使用智慧运维，以降低度电成本，适应平价需求。事实上，中东南部的项目也在积极引入类似的运维模式，但与北部和西部相比，中东南部地区山地较多，环保成本高，运维难度大。仅以地形为例，山地项目单位造价与荒地平原相比，每千瓦投资要高出700~1000元，日常运维的花费也会随之提升。如果拿到的是小容量项目，项目成本还会进一步提高。

明阳智能总工程师贺小兵建议，如果要做位于南方的项目，需要找存量风场，以减少基础设施的建设成本，降低运维难度和花费。如果找不到这样的项目，竞价是更好的选择。

项目报送更理性

今年1月，风光发电平价上网政策刚推出时，有行业分析者曾总结出五大亮点，其中被认为“最亮”的就是“符合条件地区的光伏风电装机不受年度指标规模限制”。因为“这将是打开增量市场空间的良机，新能源行业或再次出现井喷”。

对于风电，上一轮井喷式发展至今让人印象深刻。2005~2010年，中国风电装机容量曾从106万千瓦，以年均增长94.75%，年均净增570万千瓦的速度增长。如此快的速度，也让中国超越美国，成为全球第一风电大国。

但是，发生这轮井喷的背景是市场竞争小、风电补贴高。多数市场投资者在面对蓝海时，未充分考虑电力供应现状、如何实现与电网接轨等现实问题，就开始大量投入。因此，部分地区的风电发展规模迅速超出本地区的消纳能力，弃风现象在项目扎堆的省份大量出现。

2010年后，井喷式发展被叫停，叫停方式之一是减少风电建设指标规模。据中国风能协会副会长施鹏飞当时的测算，2011~2015年，每年风电建设规模在1500万千瓦，比2010年的1893万千瓦大幅减少。

2011年后，有效的规模控制让行业增速放缓，此后，尽管仍出现过短时间抢装，一些地方也存在弃风弃电，但总体看，风电行业开始逐年优化、且越走越稳。在2019年年初举办的中国风能新春茶话会上，中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩也用“稳中求进”“稳定增长”“稳妥推进”“稳中突破”“稳步缓解”“平稳发展”等六个“稳”来总结2018年风电行业发展状况。他认为，中国风电成绩的取得，除了技术进步，最大的基础和推动力就是平稳的市场规模。

最新的装机数据也从侧面证明了“稳”。2019年4月8日，全国新能源消纳监测预警中心发布数据指出，一季度，全国累计并网风电装机1.89亿千瓦，其中海上风电累计375万千瓦。全国风电新增并网装机478万千瓦，与上年同比增长19%。

一些业内人士认为，“不温不火”的状态证明风电正在走向成熟、走向理性。当下，尽管有半数以上的省份具备实现平价上网的条件，但理性发展应继续保持。

在首批风电平价上网项目中，涉及风电项目的省份仅有10个。对此，有资深业内人士认为，部分看似资源良好的省份之所以没有报送或等到后期再行报送，是考虑到本地当下的资源并不适合风电平价项目落地。这说明，无论是地方政府还是企业，都更看重本地资源的实际情况，以及项目建成以后的效益和回报，而不再为了项目而报项目。这种更理性的选择，也正是平价上网政策设计的目标。

来源：能源评论   文/ 张越月