我国风电已超过核电成为第三大主力电源
国家发改委近日下发的《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》并没有在风电业界引起太大震动。
通知称，对陆上风电继续实行分资源区标杆上网电价政策。将第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元、0.52元和0.56元；第IV类资源区风电标杆上网电价维持现行每千瓦时0.61元不变。
风电将与传统能源同台竞争
在业内人士看来，这与之前预期的4分钱下调幅度相比，已经是减半，对风电行业的负面影响已大大减弱。而且，由于上述规定适用于2015年1月1日以后核准的陆上风电项目，以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目，不少分析人士认为风电将出现一轮圈地抢装潮，利好风电设备制造企业。随着各开发企业抢订设备，风机供不应求的局面出现，价格将随之上涨，而项目施工价格和其他相关费用也都将有所上涨。
不少发电投资运营企业则纷纷采取对策，打算集中投资，加快推进降价地区已经开工项目的建设，以保证在年底前投产。调价客观上有利于技术性能符合行业标准、更为适应风能资源状况、成本具有竞争优势的设备制造企业的生存发展，加快制造业的优胜劣汰。但也有人担心一些开发商为了尽快上项目，可能会带来安全隐患。
业界普遍认为，虽然本次降价低于预期，但不排除近一两年继续大幅调低价格的可能。从中长期来看，风电上网电价已经进入下降通道。
其实，2009年，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，将全国分为4类风能资源区，发电上网电价分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。同时，国家发改委明确每隔一段时期重新评估电价并调整，让风电电价最终与常规能源接轨。
国务院《大气污染防治行动计划》明确将发展可再生能源替代化石能源作为改善环境的重要举措之一。风电近年来在我国取得长足发展，成为近年来增长最快的电源类型。作为世界第一风电大国，我国风电装机容量、发电量均已超过核电，成为继火电、水电后的第三大主力电源。
截至2013年底，全国共有1352个风电场并网发电，累计吊装风电机组58601台。2013年底风电并网装机容量7716万千瓦，占全国电源总装机容量的6.2%；全年风电上网电量达1357亿千瓦时，占全国上网电量的2.5%。
随着规模的扩大、技术的成熟，单位发电装机造价也在下降。但在过去几年，我国风电上网电价一直没有变化。“本次风电价格下调，是2009年出台风电上网电价后的首次下调。”国网能源研究院副总经济师兼能源战略与规划研究所所长白建华表示，“国家逐步降低风电上网电价，体现了风电的竞争力不断提高。风电正逐步走向补贴不断降低、最终取消补贴、参与电力市场竞争的道路。”
作为战略性新兴产业 ，风电等清洁能源从替代能源走向主力能源必须要经历与传统能源在同一个平台上的竞争。而同台竞争的重要基础是价格。
从2011年开始，国家发改委就开始酝酿下调上网电价。在去年的北京国际风能大会上，发改委酝酿调整风电价格的消息就成为与会者热议的焦点。赞成者认为，下调风电价格，使其与传统能源同价竞争是必然趋势。反对者则表示，调价可能会对目前不景气的行业造成更大的打击。2014年9月，国家发改委召开“陆上风电价格座谈会”，通报风电上网电价下调设想方案，风电企业与行业协会对此提出了反对意见。主要理由是因“弃风”问题，风电开发商的财务状况大不如前，此时调低上网电价，将严重挫伤风电投资的积极性。今年出台的风电上网电价就是综合考虑各方诉求的结果。
消纳风电需形成全国大市场
随着风电规模扩大，我国风电产业也出现发展不协调、电网运行不适应、创新能力不强、支持政策落实不到位等问题。我国风电产业还处在扩大规模、优化布局、提升质量的爬坡阶段，风电企业盈利能力还很脆弱。数据显示，去年以来，全国风电行业亏损面达到50%以上。
龙源电力集团股份有限公司风电装机容量已稳居中国和亚洲第一，盈利性保持领先。但总经理李恩仪表示，企业未来发展仍面临着弃风限电和风电盈利能力脆弱等亟待解决的问题。
大唐集团有关负责人表示：“去年风电整体情况不太好，而且受电力需求不足影响，弃风限电情况并没有改善。”
我国风电产业发展与发达国家的差距依然很大，目前我国风电仅占全社会用电量2.5%，而欧盟、西班牙 、德国装机占比分别达到13%、21.8%和18.4%，电量占比分别达到8%、20.9%和10.2%。
另一方面，不少风电企业反映可再生能源补贴长期存在“寅吃卯粮”的现象，形成了补贴缺口。一些企业遭拖欠的可再生能源补贴累计高达40多亿元。近几年风电利润最高达每千瓦时0.1元左右，而风电的平均补贴标准约为每千瓦时0.2元左右。这意味着，可再生能源补贴是目前风电企业经营利润的重要来源。这让风电持续调价的大趋势引起业界的担忧。
白建华说，风电“弃风”在“三北”地区较严重，本次风电上网电价下调也主要针对这些地区。消纳好风电，关键是要加快推动和加强大区之间的电网联系和各级电网协调发展、电网与电源协调发展，形成全国统一的大市场和与之相适应的联网能力。他还建议，把风电等清洁能源发电的高效利用作为整体电力规划研究的前提，构建对清洁能源“友好”的整体电力系统。
国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山透露，国家能源局正在研究包括风电在内的新能源发展路线图，着力从规划、审批层面解决弃风限电等问题；加快电力运行管理市场化改革，通过扩大资源配置范围、加快蓄能电站建设等手段实现电网跨区互补、多种电源互补；同时优化电力系统，抓紧研究以清洁能源供热的相关扶持政策。
“2020年前后，从装机容量看，风电仍将为第三大电源。风电、太阳能发电发展规模和速度，主要取决于各自单位装机的发电量、单位发电成本等的相对变化趋势。”白建华说。
通知称，对陆上风电继续实行分资源区标杆上网电价政策。将第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元、0.52元和0.56元；第IV类资源区风电标杆上网电价维持现行每千瓦时0.61元不变。
风电将与传统能源同台竞争
在业内人士看来，这与之前预期的4分钱下调幅度相比，已经是减半，对风电行业的负面影响已大大减弱。而且，由于上述规定适用于2015年1月1日以后核准的陆上风电项目，以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目，不少分析人士认为风电将出现一轮圈地抢装潮，利好风电设备制造企业。随着各开发企业抢订设备，风机供不应求的局面出现，价格将随之上涨，而项目施工价格和其他相关费用也都将有所上涨。
不少发电投资运营企业则纷纷采取对策，打算集中投资，加快推进降价地区已经开工项目的建设，以保证在年底前投产。调价客观上有利于技术性能符合行业标准、更为适应风能资源状况、成本具有竞争优势的设备制造企业的生存发展，加快制造业的优胜劣汰。但也有人担心一些开发商为了尽快上项目，可能会带来安全隐患。
业界普遍认为，虽然本次降价低于预期，但不排除近一两年继续大幅调低价格的可能。从中长期来看，风电上网电价已经进入下降通道。
其实，2009年，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，将全国分为4类风能资源区，发电上网电价分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。同时，国家发改委明确每隔一段时期重新评估电价并调整，让风电电价最终与常规能源接轨。
国务院《大气污染防治行动计划》明确将发展可再生能源替代化石能源作为改善环境的重要举措之一。风电近年来在我国取得长足发展，成为近年来增长最快的电源类型。作为世界第一风电大国，我国风电装机容量、发电量均已超过核电，成为继火电、水电后的第三大主力电源。
截至2013年底，全国共有1352个风电场并网发电，累计吊装风电机组58601台。2013年底风电并网装机容量7716万千瓦，占全国电源总装机容量的6.2%；全年风电上网电量达1357亿千瓦时，占全国上网电量的2.5%。
随着规模的扩大、技术的成熟，单位发电装机造价也在下降。但在过去几年，我国风电上网电价一直没有变化。“本次风电价格下调，是2009年出台风电上网电价后的首次下调。”国网能源研究院副总经济师兼能源战略与规划研究所所长白建华表示，“国家逐步降低风电上网电价，体现了风电的竞争力不断提高。风电正逐步走向补贴不断降低、最终取消补贴、参与电力市场竞争的道路。”
作为战略性新兴产业 ，风电等清洁能源从替代能源走向主力能源必须要经历与传统能源在同一个平台上的竞争。而同台竞争的重要基础是价格。
从2011年开始，国家发改委就开始酝酿下调上网电价。在去年的北京国际风能大会上，发改委酝酿调整风电价格的消息就成为与会者热议的焦点。赞成者认为，下调风电价格，使其与传统能源同价竞争是必然趋势。反对者则表示，调价可能会对目前不景气的行业造成更大的打击。2014年9月，国家发改委召开“陆上风电价格座谈会”，通报风电上网电价下调设想方案，风电企业与行业协会对此提出了反对意见。主要理由是因“弃风”问题，风电开发商的财务状况大不如前，此时调低上网电价，将严重挫伤风电投资的积极性。今年出台的风电上网电价就是综合考虑各方诉求的结果。
消纳风电需形成全国大市场
随着风电规模扩大，我国风电产业也出现发展不协调、电网运行不适应、创新能力不强、支持政策落实不到位等问题。我国风电产业还处在扩大规模、优化布局、提升质量的爬坡阶段，风电企业盈利能力还很脆弱。数据显示，去年以来，全国风电行业亏损面达到50%以上。
龙源电力集团股份有限公司风电装机容量已稳居中国和亚洲第一，盈利性保持领先。但总经理李恩仪表示，企业未来发展仍面临着弃风限电和风电盈利能力脆弱等亟待解决的问题。
大唐集团有关负责人表示：“去年风电整体情况不太好，而且受电力需求不足影响，弃风限电情况并没有改善。”
我国风电产业发展与发达国家的差距依然很大，目前我国风电仅占全社会用电量2.5%，而欧盟、西班牙 、德国装机占比分别达到13%、21.8%和18.4%，电量占比分别达到8%、20.9%和10.2%。
另一方面，不少风电企业反映可再生能源补贴长期存在“寅吃卯粮”的现象，形成了补贴缺口。一些企业遭拖欠的可再生能源补贴累计高达40多亿元。近几年风电利润最高达每千瓦时0.1元左右，而风电的平均补贴标准约为每千瓦时0.2元左右。这意味着，可再生能源补贴是目前风电企业经营利润的重要来源。这让风电持续调价的大趋势引起业界的担忧。
白建华说，风电“弃风”在“三北”地区较严重，本次风电上网电价下调也主要针对这些地区。消纳好风电，关键是要加快推动和加强大区之间的电网联系和各级电网协调发展、电网与电源协调发展，形成全国统一的大市场和与之相适应的联网能力。他还建议，把风电等清洁能源发电的高效利用作为整体电力规划研究的前提，构建对清洁能源“友好”的整体电力系统。
国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山透露，国家能源局正在研究包括风电在内的新能源发展路线图，着力从规划、审批层面解决弃风限电等问题；加快电力运行管理市场化改革，通过扩大资源配置范围、加快蓄能电站建设等手段实现电网跨区互补、多种电源互补；同时优化电力系统，抓紧研究以清洁能源供热的相关扶持政策。
“2020年前后，从装机容量看，风电仍将为第三大电源。风电、太阳能发电发展规模和速度，主要取决于各自单位装机的发电量、单位发电成本等的相对变化趋势。”白建华说。
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