近日小编精心整理了《风电投资决策论文(精选3篇)》，仅供参考，希望能够帮助到大家。风电场开发属于典型的资本密集型产业，风险控制是开发商做出投资决策时必须考虑的重要因素。
风电投资决策论文 篇1：
基于上网电价下调预期的风电投资决策研究
在2014年3月召开的全围两会上，国家发改委工作报告提出，今年要继续进行资源性产品等价格改革，其中就将“适时调整风电上网价格”放在首位。同年9月，围家发改委价格司下发了调整风电上网电价的征求意见稿，并开会征求各方意见。征求意见稿拟将风电四类资源区标杆电价以2015年6月30日为界，从之前的0.51元/kWh、0.54元/kWh、0.58元/kWh、0.61元/kWh，调整为0.47元/kWh、0.5元/kWh、0.54元/kWh、0.59元/kWh。并在此调整基础上区别对待，将福建、云南、山西三省电价由0.59元/kWh调整为0.54元/kWh；将吉林、黑龙江省电价统一调整为0.54元/kWh。在此背景下，众多开发商加大风电项曰的开发力度，争着要赶在“6.30”期限之前抢上项日，风电市场现“抢装”现象，导致整个风电项曰基建产业链价格出现异动。
风电电价调整原因
一、风电项目建设成本下降
近年来，随着风电行业技术的不断进步，风电机组设备价格已经明显下降，风电项日建设成本亦随之降低。在2009年《关于完善风力发电上网电价政策的通知》发布之时，风电项曰的造价约为9500元/kWh，而日前风电项日建设成本仅需7500/kWh 8000元/kWh。风电项日建设成本的下降为风电标杆电价下调打开了空间。
二、国家财政补贴压力增大
对于风电上网电价下调的另一个影响因素就是脱硫煤标杆电价的下调。由于脱硫煤电价下调约一分钱，意味着2014年9月1日之后风电每多发一度电，财政部就要比以前多补一分钱。2013年我围风电发电量超过了1400亿kWh，如果每度电多补一分钱，这就意味着财政部要多补14亿元。而在光伏和风电装机规模逐渐扩大，可再生能源基金盘子短时间内既定的情况下，补贴所面临的压力也随之逐渐增大，因此风电电价下调也是大势所趋。
此次电价调整设想方案拟适用于2015年6月30日之后投产的风电项曰，而在此之前核准、并网项曰标杆电价不变。因此，运营商在这段期间内积极“跑马圈风”，并加快已审批项日的建设并网速度，日前已经出现风电机组抢装潮。据《中国产经新闻报》的报道，由于短期内的市场需求剧增，风电产业链相关产品价格快速上扬，原材料价格平均上涨幅度已达到15%，叶片供应商要求2015年价格将再上涨10%-15%，风电机组塔筒也从2014年9月中旬开始出现价格上扬，塔筒价格已接近9800元/吨。而根据北极星风力发电网的统计数据，风电机组的平均价格已经从2013年的4000元/kWh-下飙升至约4300元/kWh。除此之外，由于市场上风电机组安装用的塔吊数量有限，施工单位亦纷纷趁机涨价，且施工工期较紧张，从而导致建安费也出现了一定程度的增长。
本节以江苏省某风电项日为例，分析该项日日前有无“抢装”必要。
项日基本情况：风电场规模100MW（单机容量2MW）；概算投资为80000万元（其中风电机组设备价格按4000元/kWh），投资分为风电机组机组费、其他设备费、安装工程费、土建工程费、辅助工程费、其他费用等几部分。项日投资构成及比例见表1。
一、现行电价下项目收益分析
该项日按运营期为20年；项日资本金比例20%，贷款年有效利率按6.71%，按等额还本付息方式还款15年；维修费率按第1-5年1%、第6-10年1.5%、第1120年2%；材料费按每年25元/kW，其他费用按每年60元/kW；年有效利用小时数为1900h。
在现行电价0.61元/kWh条件下计算项日的效益情况，结果见表2。
从计算的收益情况表中可以看出，在总投资80000万元、现行电价0.61元/kWh的条件下，项日的年平均利润为2737.93万元，自有资金内部收益率约为9.99%，具有一定的盈利能力。
二、电价下降后项目收益分析
在总投资不变的情况下，当电价由现行的0.61元/kWh下降2分钱后，重新计算项日的收益情况，具体收益情况见表3。
从计算结果可以看出，在建设投资80000万元、电价下调至0.59元/kWh的条件下，项日的自有资金内部收益率将下降至8.53%，仅略高于8%的基准收益率，说明电价下调后项日基本处于社会的平均收益水平，同时也说明征求意见稿中将江苏地区的风电上网电价下调2分钱具有一定的合理性。
三、建设成本上升对收益的影响分析
（一）“抢装”导致的建设投资变化情况
通过第二小节的分析可以知道，日前由于抢装潮的出现，导致了风电投资项日建设成本的上升。2013年风电机组的价格约为4000元/kWh，个别企业甚至还曾报出3800元/kWh的低价，然而在日前“抢装潮”的影Ⅱ向下，风电机组价格已疯涨至4300元/kWh，其他风电机组相关设备价格上涨约3.50%，根据近期施工招标情况，安装施工费用上半年上涨约5%。在日前“抢装”的背景下，该项日建成投资大约要上涨5.00%，即总投资约为84000万元，具体投资构成见表4。
（二）“抢装”投资增加后的收益
在其他条件不变的情况下，由于“抢装”导致项日的建设投资由80000万元增加到84000万元，如能赶在“6.30”之前并网发电，以0.61元/kWh的上网电价运营，项日的收益情况见表5中“投资84000万元，电价0.61元/kWh时”列。
从表5可以看出，在电价0.61元/kWh时，即方案一和方案三相比，项日年均利润少326万元；在投资不变（ 8000万元）即方案一和方案二相比，项曰年均利润少347万元；方案三和方案二最可能是“抢装”和“不抢装”的结果，这两种方案相比，“抢装”比“不抢装”年均利润少21万元，可以认为两种方案年均利润相当，但“抢装”投入的自有资金多，所有“抢装”自有资金内部收益率为（8.17%）低于“不抢装”内部收益率（8.53%），即若投资为84000万元时，即使项日是盈利的，但“不抢装”比“抢装”经济指标更好。
（三）“抢装”投资临界点分析
分别选取建设投资为85000万元和83000万元的条件，计算其在电价为0.61元/kWh时的收益情况，计算结果详见表6。
从表6可以看出，在电价为0.61元/kWh的情况下，建设投资为85000万元时的自有资金内部收益率为7.74%，已低于8%的基准收益率，说明若建设成本由于“抢装”继续上涨超过一定比例，则该风电项日即使能以0.61元/kWh的电价上网，仍可能亏损；当建设投资为83000万元时的自有资金内部收益率为8.60%，收益指标略好于总投资为80000万元，而电价为0.59元/kWh时的收益。
同时，还可以计算得出，当总投资为84380万元、电价为0.61元/kWh时的自有资金内部收益率恰好等于基准收益率8%；当总投资为83140万元、电价为0.61元/kWh时的收益情况与总投资为80000万元，电价为0.59元/kWh时的自有资金内部收益率一致。
四、“抢装”决策的合理性分析
通过本节分析可以得出以下结论：电价下调会导致江苏省风电投资企业的收益出现一定程度的下降。如抢在“6.30”的大限前以0.61元/kWh的价格并网发电，建设投资的上涨幅度小于3.925%（（83140/80000-1）×100%）的条件下，“抢装”有利可图。如投资上涨比例超过5.475%（（84380/80000 1） xl00%），则项曰上马后会出现亏损。
一、项目前期研究不足
风电项曰在进行可行性研究之前应当首先对工程拟建场地进行为期一到两年的风能资源观测评估。然而在日前风电“抢装”的背景下，有些风电项日往往在树立测风塔半年甚至不足半年的情况下仓促上马。这样的状况很容易导致项日前期研究所依据的数据与实际情况出现偏差，从而导致项日实际运营后可能无法带来预期的收益。
二、项目施工质量隐患
由于曰前很多风电投资企业盲日“抢装”而压缩施工工期，因此不可避免的会带来施工质量的隐患，而一旦出现施工质量问题，后期的运营维护费用将大大提高，从而使项日收益大大缩水。
三、配套送出线路制约
现在各地都在大规模抢建风电项日，但配套的电网设施却明显落后。一个风电项日一年甚至半年就能建成，但与之配套的电网工程往往需要较长的时间，若双方不能实现同步投产，则风电投资企业的“抢装”行为即失去意义，凭空增加投资。
本文通过运用经济评价方法进行详细计算后认为：各风电投资企业应冷静面对“6.30政策”，不应盲日“抢装”。只有当“抢装”导致的建设投资上涨比例低于一定的条件（如本文中所举例的项曰为3.925%）时，“抢装”才能带来更高的收益水平，否则不如在市场平静，恢复到正常状态时再上马项日，以下调后的电价并网发电。从曰前江苏省的情况来看，“抢装”所导致的建设成本上涨程度已经超过了临界值，盲日上马并不能获得更高收益水平，而且，若上马项日的建设成本上涨超过一定的比例（如本文中所举例的项曰为5.475%），项曰上马后甚至会出现亏损的情况。在风电上网电价下调背景下的其他三类资源区的风电项日投资决策亦可通过相同方法进行分析。
作者：何春 徐继尧 陈国伟
风电投资决策论文 篇2：
发电量估算不确定性对风电项目投资决策的影响
风电场开发属于典型的资本密集型产业，风险控制是开发商做出投资决策时必须考虑的重要因素。控制风险需要尽量减少项目评价时的不确定因素，从电价、投资和发电量这三个影响风电项目收益最重要的因素来看，我国已确立的风电标杆价格政策帮助开发商锁定了电价风险；风电装备、施工、监理水平随着近年来风电的大规模开发取得了长足进步，经验的积累使得相关风险可以得到较好的控制；而由于风能波动、受局部环境影响明显、不易准确评估的特点，风能资源分析与发电量估算一直是行业关注的技术重点。随着经验的积累，虽然在测风技术、资源评估手段、发电量测算技术等方面有了长足的进步，但目前国内风电场普遍运行时间较短，虽然大部分开发商已经着手推行项目后评估，但数据的积累需要一个过程。目前，业内在发电量估算不确定性对短期风功率预测的影响方面有一些研究，但在对项目投资决策的影响方面讨论不多。
发电量估算中不确定度的处理方法
一、国内的方法
对于影响发电量的不确定因素，国内设计单位普遍不做单独考虑，而是在发电量计算时将不确定因素与折减因素一并考虑。具体的步骤是，根据订正后的测风塔代表年风能资源情况推算预设机位处的资源情况，进而计算出“总发电量”，之后对影响发电量的各因素估算一定比例，在总发电量的基础上“折减”，最后得到预估发电量。根据2009年国家发展改革委气候司委托水电水利规划总院完成的《关于对中国风电发电量折减问题的说明》，折减因素分为尾流折减、空气密度折减、控制和湍流折减、叶片污染折减、风电机组可利用率折减、风电机组功率曲线保证率折减、场用电及线损等折减、气候影响折减、软件计算误差折减、电网频率波动与限电折减、大规模风电场尾流折减等11条，并提出中国风电项目总折减系数范围大致在55%-80%之间。根据经验，各设计单位在影响发电量的因素分类上略有不同，但总折减系数普遍在65%-75%之间，大多在70%左右。
根据目前的经验，除去限电因素，有相当数量风电场实际运行发电量高于设计值。其中一个原因是出于较保守考虑，发电量计算中的某些不确定因素被按照下限水平估计。比如风电机组可利用率，可研设计中通常使用95%的折减系数，这事实上是主机厂商的承诺保底值，如此考虑偏于保守且不能反映不同型号设备的技术水平差异。此外，对于某些地形复杂、测风位置代表性不好或测风数据质量欠佳的项目，现有方法难以反映这些特点，某些时候只能采用在折减系数上比经验多扣除一些的权宜方式。
二、 欧美设计单位的方法
欧美设计单位普遍将影响发电量的因素作为“折减”和“不确定性”两类分别考虑，折减因素与国内设计院有着相似的意义，折减后的发电量称为净发电量，而一些不确定因素的累计则影响净发电量的概率分布。以欧洲某设计单位为例，其折减包括尾流、可利用率、电气效率、风电机组性能、环境因素等，与国内分类方法相差不多，依经验其净发电量通常为理论发电量的80%左右。而不确定性因素则包括测风精度、长年代表性、长期风能一致性、切变精度、尾流计算精度、折减系数估算精度等。Uncertainty Analysis in Wind Resource Assessment and Wind Energy Production Estimation（Matthew A. Lackner， Anthony L. Rogers， et al.）对不确定因素进行了细致讨论，指出不确定性可分为风能资源不确定性和发电量估算不确定性两大类：风能资源不确定性包括风速测量（校准误差、动态误差、垂直风效应、垂直湍流、塔影效应、数据采集精度等）、长年风能资源估计的不确定性（长年订正相关性的不确定性、Weibull参数估计不确定性、长年均值的变化）、风能资源波动（年际变化、风电机组寿命周期与长年均值的差异）、测风塔位置及高度（地形效应、切变效应）等因素；发电量估算不确定性因素包括风电机组质量差异、风电机组功率曲线、尾流、空气密度以及覆冰、雷击等天气因素。各不确定因素机理均存在差异，若一一建立模型则过于复杂，各设计单位倾向于假设各因素对发电量的影响均趋于正态分布，则各因素可叠加，成为总不确定比例。对于地形平坦、测风设备装设合适、测风数据质量高、气候波动不明显的项目，总不确定比例可能低于10%，而对于相反的情况，总不确定比例可能明显超出上述值。主要折减系数分类和主要不确定因素分类见表1和表2。
发电量置信率的概念与计算方法
通过假设各不确定因素独立地、以正态分布的形式影响发电量，则有如下公式：
其中， σi为单一不确定因素影响发电量的标准差，σ为发电量总的标准差； Enorm为折减后的净发电量，Enet为考虑不确定因素后的发电量；f （Enet）表示发电量为Enet的概率；F（Enet）表示发电量大于等于Enet的概率。
如果用Pi表示置信率i%，那么Enet，i=F-1（i%）称为Pi置信率下的发电量水平。比如Enet，50=F-1（50%）称为P50置信率下的发电量水平，根据正态分布的定义，有Enet，50=Enorm。
引入置信率概念后，项目发电不再是单一数值，而是可以得到多个不同置信率水平下的发电量估算值。以贵州某项目为例，项目理论发电量小时数为2750h（这里为便于表述，用年等效发电小时数代表发电能力），考虑折减系数80%，净发电量小时数为2200h；考虑不确定因素10%，从而形成如图1所示的置信率曲线。
从图1看到，在10%的不确定因素下，置信率P50发电小时数2200h，P75发电小时数2052h，P90发电小时数1918h；而按照国内70%折减比例，则发电小时数估计值为1925h，与P90接近。
假使项目不确定因素更多，在20%不确定因素下，置信率P50发电小时数2200h，P75发电小时数1903h，P90发电小时数1636h；国内70%折减比例发电小时数仍为1925h，与P75小时数接近。可见若不单独考虑不确定因素，对基本收益能力相当但风险因素相差较大的项目难以区分，可能对投资决策形成误导。
发电量置信率对投资决策的影响
一、 发电小时数与项目财务内部收益率的关系
目前项目财务内部收益率（IRR）是开发商用以评价项目优劣的重要参数，IRR是能够反映项目实际收益率的一个动态指标，对投资决策具有较好的指导性，在电价固定情况下，产能、投资额是影响指标的最重要因素。从图2中可以看到，项目发电小时数变化10%，IRR变化接近2%，对发电小时数的预估将直接影响决策结论。
二、案例1：测风数据完整性较差的案例
某项目A因测风塔数据传输问题，在测风年11月至次年1月出现部分数据缺测，经分析，数据完整率只有81.44%。采用临近测风塔同期数据插补，相关性分析得到相关系数0.8，则插补后直观理解，20%风速数据可能有20%的偏差，即风速误差百分比为4%，根据风速与风能关系，风能误差百分比达到12%。假设项目其它不确定因素得到非常好的控制，总不确定系数为18%。作为参照，另一类似项目B数据完整率100%，不确定因素只有6%。测风数据完整率见表3。
假设A、B两项目其它情况基本相同：容量5万kW，动态投资9000元/kW，含税上网电价0.61元/kWh，理论发电小时数2750h，置信率P50（折减80%）小时数2200h，则项目不同置信率水平下的发电小时数和IRR见表4。
若不考虑不确定因素，以70%总折减系数折，小时数1925h，IRR为8.21。用此标准衡量，两个项目的投资收益水平是相同的，若以8%收益率标准作为同意投资的底线，则两个项目均属于边缘型项目，但均可通过决策。而用置信率的方法来评价，项目A的风险明显高于项目B，特别是如果做谨慎的P90考虑，项目A的收益率下降到6.22%，而项目B收益率仍能达到9.08%，在资金有限的条件下，投资项目B是必然选择。
三、 案例2：测风数据代表年订正误差的案例
代表年订正是风能资源评估中重要且较为复杂的一环。某些时候长年观测气象站与测风塔数据相关性较差，而由于没有公认的标准，存在相关性较差仍进行订正的情况。假设项目C基本情况与B相同，且用相关性较差的气象站数据进行了代表年订正（相关系数R=0.6），平均风速向上订正0.6m/s，推算得到风速误差可能到4%，风能误差可能到12.5%，则总不确定系数达到18.5%。不同置信率下等效小时和IRR分别为：P50下，2200h、IRR为10.43%；P75下，1925h、IRR为8.21%；P90下，1678h、IRR为6.08%。
若不考虑不确定因素，以70%总折减系数折，小时数1925h，IRR 8.21%，收益率高于8%，程序上可通过决策。但如果做谨慎的P90考虑，收益率下降到6.08%，存在较大的风险。
结论
采用国内固定折减，不单独考虑不确定性的方法计算发电量可能使投资决策面临两难选择，若为避免投资决策失误，对于存在不确定因素的项目，加大折减系数会倾向于过低评价，正常对待则又难以反映风险。为解决上述矛盾，不妨在发电量测算中引入置信率，并建立针对多个置信水平下IRR的综合评价体系，以P50判断项目的基础收益能力，以P75或P90判断项目的风险水平。最简单的方式，假使设置P50下IRR达到10%和P90 IRR达到7%的双层标准，则对上节案例中的项目可以给出综合考虑基本收益预期与风险的更为公允的评价。
对不确定性的深入分析也可以为项目后续工作指明方向，对于暂不符合投资要求的项目，可以采用延长测风时间或加密测风等手段降低不确定性后再行决策程序，降低风险；对于存在一定不确定性，但通过投资决策的项目，也能为后续设计工作作出风险防范的提示。
（作者单位：李伟：华能新能源股份有限公司；姚晖、王焕奇、王志群：中国华能集团公司）
风电投资决策论文 篇3：
碳中和，吹响“十四五”风电冲锋号
“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，争取在2060年前实现碳中和。”国家主席习近平在联合国大会上作出的庄严承诺，为我国构建高比例可再生能源系统进一步明确了发展方向，也赋予风电新时代的光荣使命。为达成总体目标，“十四五”时期，风电发展的合理目标应设定為多少？资源可开发量、消纳空间、产业成熟度等条件是否具备？需要提供哪些更广泛的政策支持？面对挑战，风电行业该做好哪些准备，破解哪些瓶颈？这些都是制定“十四五”可再生能源发展规划必须考虑的问题，从而真正释放出风电的力量，为兑现“30·60”目标做好支撑。
勇担大任，规划目标总量需倍增
在2020年12月12日举行的气候雄心峰会上，国家主席习近平提出，到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。擘画出中国实现碳排放达峰目标的具体路线图，展现了中国应对气候变化的坚定决心和重信守诺的责任担当。
中电联的数据显示，截至2020年10月底，全国风电、太阳能发电装机规模均已达到2.3亿千瓦，合计4.6亿千瓦。生态环境部应对气候变化司司长李高表示，到2030年的风电、太阳能发电装机规模接近现有的3倍，相当于美国目前全部发电装机规模，超过了当前全球风电、光伏的装机规模。
以目标为导向，确定“十四五”风电的发展路线图，多个机构据此做出相应推算，其数据更为乐观。
清华大学气候变化与可持续发展研究院发布的《中国长期低碳发展战略与转型路径研究》报告显示，中国要实现碳中和目标，到2025年，非化石能源在一次能源消费中的占比应达到20%。截至2019年年底，我国非化石能源在能源消费中所占的比重为15.3%，“十四五”期间必须至少增长5个百分点。据估算，非化石能源占比每提高1个百分点，需要新增风电、光伏装机1亿千瓦。因此，“十四五”期间我国风电、光伏新增装机容量应达到5亿千瓦。
全球能源互联网发展合作组织发布的《中国“十四五”电力发展规划研究》指出，综合考虑能源转型、经济社会发展、产业结构调整等因素，预计“十四五”期间将新增风电装机容量2.9亿千瓦，年均新增5800万千瓦。
国家发展改革委能源研究所、国家可再生能源中心等机构联合发布的《中国可再生能源展望2019》指出，在平均温升低于2℃的情景中，“十四五”期间的风电新增装机容量将达到2.65亿千瓦，年均新增5300万千瓦。
2020北京国际风能大会发布的《风能北京宣言》提出，为达到与碳中和目标实现起步衔接的目的，在“十四五”规划中应保证风电至少新增装机2.5亿千瓦，年均新增5000万千瓦。
近日，有消息透露，国家能源局明确“2021年我国风电、太阳能发电合计新增1.2亿千瓦”，这一目标高于普遍市场预期，将为风电行业带来更大信心。
规划数据虽略有不同，但“中国的可再生能源赶上了历史最好的发展时期”。中国工程院院士、原副院长、国家能源咨询专家委员会副主任杜祥琬多次鼓励风电行业，“要做好各方面的准备，勇于担当大任，占领新能源的战略制高点”。
实现目标，条件与能力俱全
上述装机容量目标能否实现，资源保证和消纳能力是前提，产业基础是关键。
“我国风能资源技术可开发量不存在‘天花板’。”国家气候中心高级工程师王阳表示，“基于高时空分辨率风能资源数据库进行的研究显示，剔除技术性、政策性、经济性限制因素后，全国陆地140米高度的风能资源技术可开发总量为51亿千瓦；全国海上水深50米海域100米高度的风能资源技术可开发量约4亿千瓦。且随着技术的进步、成本的降低，可以实现经济性开发的风能资源量还会不断增多。”
在电网接入方面，大量的国内外研究以及实践均证明，构建以风、光为主体的电力系统不存在技术瓶颈。国家气候中心联合国家发展改革委能源研究所、北京大学、国网能源研究院等机构开展的研究表明，到2050年，如果风电装机25亿千瓦、光伏装机26.7亿千瓦，按照全国小时级的风、光发电和需求侧电力电量互动平衡，不用储能和需求侧响应，仅靠风、光就可以满足全国67%的电力电量需求，同时弃风、弃光比率为7.22%。研究还表明，在风电主导的可再生能源系统中，扩大空间范围，即连接更大区域的风电场可有效平滑风电波动性，显著提高电力系统稳定性。
美国落基山研究所和能源转型委员会的研究成果《中国2050：一个全面实现现代化国家的零碳图景》认为，“十四五”期间，中国无需新增煤电装机，即可满足2030年前新增电力需求和电力系统灵活性的要求。
从自身能力来看，我国风电产业基础成熟，足以支撑产能的扩大。经过近30年的培育，我国风电技术水平大幅提升，成本快速下降，“三北”地区的风电度电成本低至0.16元/千瓦时左右，中东南部达到0.34元/千瓦时左右，风电已经成为技术成熟、成本优势明显的电力来源。同时，一条坚强的产业链条逐渐成形，通过模块化设计、自动化设备应用、工艺优化等，生产效率持续提高，例如叶片的生产时间从最初的48个小时，降至目前的24个小时；组装一个电柜原来需要一天，现在缩短到2个小时。这些都奠定了进一步释放产能的基础。目前，整机与供应链企业是否会做出扩大产能的决策，完全取决于产业规划层面能否设定更高的开发目标。
全新挑战，行业瓶颈仍待破解
尽管实现产能倍增的条件和能力已经具备，但风电产业下一阶段发展仍面临一系列亟待突破的瓶颈。
一是规划与相关政策缺乏统筹，存在不衔接、执行不到位等问题。从此前全国人大常委会执法检查组提交的可再生能源法执法检查报告来看，一是国家可再生能源发展目标和规划缺乏约束性；二是开发规划与电网规划实施中缺乏衔接，电网建设滞后于可再生能源发展，灵活性电源比例不尽合理；三是与土地管理、生态环境保护等政策衔接不够，相关部门监管协同不够，风电的建设布局、开发规模受政策调整影响较大。
二是地方政府的观念有待转变。政策的制定源于理念，缺乏正确认知导致政策在制定和执行过程中出现偏差。一些地方政府未能从战略高度认识到风电开发在改善环境、调整能源结构、推动经济绿色发展等方面的重大意义，主要表现为：对发展风电产业的积极性不高，甚至以不科学的理由限制开发，导致风电产业发展受阻。风电项目建设用地报批手续繁琐，一些地方主管部门没有明确审批节点时间要求，导致审批效率低。
三是非技術成本居高不下，企业负重难行。例如，一些地方在发电端索要资源费，而在售电端索要项目控股权，对基金索要高比例的分红；巧立名目的乱收费和乱摊派、“地头蛇”无理的阻工勒索等，都推高了风电成本。又如，强迫或者变相要求风电企业承担不合理的辅助服务费用；要求风电企业加配储能装置的问题也愈演愈烈，严重影响项目经济性，使投资不确定性激增。国家气候中心开展的研究已经证明，这些做法完全是非必要的，只会增加风电成本，并引发安全等问题。
四是并网消纳依然是主要制约，在“三北”地区表现突出。一方面，在火电装机规模大大超过电力需求的情况下，多地仍在大量上马，同时给予其事实上的优先上网权，严重挤占风电的消纳空间，导致资产搁浅的巨大风险；另一方面，电力外送通道建设滞后，利用率低。2019年，“三北”地区10条外送通道的实际新能源输送量仅为设计输送量的40%。此外，全额保障性收购制度落实尚不到位，个别省份暂未达到国家规定的最低保障收购年利用小时数，弃风限电、保量不保价的问题突出。有的企业发电价格被压低至几分钱/千瓦时，甚至不降至零电价就拿不到上网电量。此类问题出现的根源在于现有的电力体制机制不能适应高比例可再生能源发展的需要，电力市场遭到割裂，现货市场尚未建立，电力调度主要是基于利益博弈，而非实现全社会效益最大化的原则，风电无法运用边际成本为零的优势，实现优先上网。
五是风电项目开发中的用地问题突出。部分省份在林地、草原等的使用上，对风电项目采取“一刀切”的做法，强行拆除已建成的项目，损害了风电企业的合法发展权益。其根源在于，缺少相关的评价标准体系。事实上，单台机组的实际用地面积不到100平方米，使用桁架式基础更是仅占地几平方米，却能够凭借灵活的商业模式，让社区居民、村集体等获得可观的经济收入，助力新农村建设、乡村振兴等战略的实施。
六是资金链紧张，融资成本高。补贴退出后，风电虽然拥有大量的资产，但市值很低，基本上没有融资功能，尤其是民营企业贷款难、贷款贵，存在很大的收益不确定性。目前，整个产业链仍无法享受绿色金融服务。某企业负责人表示，“银行的利息还是保持原样”，这对行业的发展十分不利。同时，存量补贴问题尚未解决，整个行业要承担十几亿元的财务成本。据统计，风电行业被拖欠的补贴达1180亿元，如果尽快把补贴问题解决好，相当于为行业注入1180亿元的现金流。此外，可再生能源电力市场交易机制不健全，大部分电量需要进行低价市场化交易，发电企业的合法权益保障不足，从而影响整个产业链的健康发展。
七是技术创新需加强支持。“十四五”时期，我国风电将迈入平价上网时代，从技术角度降低成本带来全产业链的创新问题，技术研发能力、装备制造质量、工程技术创新，尤其是核心技术研发能力偏弱。轴承、控制机组核心元器件依赖进口，大容量、安全、经济的储能技术有待突破，电网接入和运行技术有待快速提升。但目前，国家对可再生能源开发利用的基础研究投入不够，对企业技术研发支持力度较弱。“与太阳能光伏的材料创新不同，风电行业的创新更多的是在工程技术层面上，如果没有突破性的技术，是很难做的。”某风电制造企业负责人感慨道。
八是海上风电发展受困。“十四五”是海上风电产业的关键成长期，国家明确2021年12月31日之后将取消海上风电中央财政补贴，在其他支持政策尚不明确的情况下，海上风电发展面临着巨大的压力和挑战。一方面，海上风电开发中单体项目规划小而分散，不同业主对同一片海域需要多次重复评审，包括海域使用、环境评审、军事等，造成成本支出较大，评审周期长，也不利于提高资源的利用率；另一方面，海上风电平价是系统工程，降本需要跨越式创新，离不开全产业链，包括设备、基础、运输、开发、运维等每个主体的创新。国家更应当从顶层设计、规划管理、金融资本、产业进步等方面多管齐下。实际上，我国海上风电的度电成本有望在未来5年内再下降超过40%，到2025年实现平价上网。
解锁风电，赢得未来
“石以砥焉，化钝为利。”面对如此良机，又如此复杂的困难，各方亟需化被动为主动，为风电创造适合发展的外部环境。同时，行业也需做好自己，才能赢得未来。
首先，要从规划和政策上为风电的开发与消纳腾出空间。
从中央到地方，政策制定者应转变观念，统一思想，明确可再生能源的主体地位，认清发展风电的重要战略意义，确立风电要成为我国能源转型主力军，将风电建设成为绿色、高效、智慧的高质量产业，形成市场主导、需求导向的可再生能源规划。
在规划布局上，建议大力开发西北地区清洁能源，建设大基地、融入大电网、建立大市场；因地制宜发展中东南部分布式能源，适度合理利用分布式电源；中央与各省要加强统筹海上风电规划，坚持规模化、集约开发的原则，单体项目规模应不低于100万千瓦。新疆金风科技股份有限公司董事长武钢表示，“跨省区的特高压输电线路建设绝对不能减缓，更要加强内蒙古，还有其他地方特高压、超高压通道的建设。”
在电力消纳的规划上，电网要锐意改革进取，建立以可再生能源为主的电力系统规划设计理念。坚持电网规划和建设适度超前的原则，通过扩大电网的区域平衡建立灵活的调度机制，实现可再生能源高效消纳和电力系统安全稳定运行。中国广核集团有限公司总经理助理、新能源控股公司董事长陈遂建议，学习欧洲电力市场经验，“欧洲的灵活电源都有容量电价和市场定价机制作为支撑。我国也需要适时开展容量市场试点建设，给予可再生能源发电功率预测一定的容错裕度，同时学习欧洲公开透明的电力调度机制。”
风电规划涉及自然资源部、工信部、生态环境部等多个部门，需要加强部门间的沟通协调。建议对风电选址用地较少的单个项目，将耕地占补平衡指标配置权限下放到省级。允许村集体土地以参股形式进行风电项目建设，审批权限下放到县级。出台点状用地政策，允许“以租代征”，参照高压线塔用地政策对桁架式基础的风电机组用地进行管理。提高风电项目用地审批效率，明确各环节审批节点时间。为涉及“生态功能区”的风电项目开发建设制定更加细致科学的管理规范，因地制宜制定针对风、光资源开发的生态及环保标准。有企业代表建议，“弄一个负面清单，统一调研，明确哪些能做，哪些不能做。”
同时，针对政策执行过程中遇到的问题，为促进消纳，建议将配额制上升至法律层面，参照节能减排指标考核办法，将非水可再生能源消纳责任指标与节能减排指标进行强挂钩，并纳入地方政府经济社会发展考核指标。此外，需要加强可再生能源市场环境的监督与考核，禁止附加在项目建设上的不合理捆绑条件，例如采购本地设备、加装储能装置等，降低非技术成本。
国家电力投资集团有限公司战略规划部战略管理处处长李鹏提醒，风电装机要增加到每年5000万千瓦，至少需要1.6亿～2亿千瓦的核准项目。因此，风电企业从现在起就要提前做好项目储备，因为从测风到最后建成，需要将近两年时间，否则这个影响会在2022年显现出来。
其次，发挥好绿色电力市场的作用，从需求側为消纳打开通道。
一方面，必须打破省区间壁垒，构建全国统一的电力市场，允许符合条件的中小用户及售电公司参与其中，为各类市场主体搭建绿色电力交易服务平台，同时承担相应的义务。电力现货的不平衡资金，欧洲是由发电企业和用户共同分摊的，而我国主要是由发电企业承担。对此，李鹏表示，在具体绿电配额指标的确定上，应遵循度电同权的原则，除自发自用部分的电量外，消费者从大电网购入并实际消费的每一千瓦时电力其实都有着相同的排放强度，也必然要承担相同的责任。为此，他建议：大力推动用户侧综合智慧能源商业模式的创新，用户侧自发自用的分布式电源建设以及虚拟电厂等系统运行新模式的发展，这就需要进一步深化改革，全面放开用户侧的各类交易。
另一方面，相关管理机构有必要大力倡导、宣传绿色电力消费，发布绿色电力生产和交易信息，完善绿色电力消费标识体系，将绿色电力消费与“能源双控”“绿色制造”等相结合，出台激励政策，促使更多消费者认购绿色电力证书。
清华大学电机工程与应用电子技术系教授夏清指出，“释放电力体制改革的红利，绝对不能依赖单方面的降价，而是应该让源网荷互动起来，让用户以最友好的方式配合新能源消纳，以市场机制来激活用户的互动能力，通过用户互动创造红利再去降低电价，才是正解。”
武钢认为，下一个阶段要保障规划顺利实施，一定要加大力度推动消费侧改革。他呼吁所有的供应商和整机企业全部实现绿色制造，并倡议到2025年建设100个碳达峰先行示范单位。鼓励普通消费者改变观念，多用绿电。到那时候，可再生能源就会真正成为“抢手货”。
不过，鉴于我国尚未建立完善的以市场为基础的电力价格形成机制，为保障风电企业电价收益，建议地方应当严格执行全额保障性收购制度，并按照政策要求进行严格考核，切实保障平价风电项目优先发电、优先上网。同时给予风电固定电价，按照风电项目并网时的火电指导电价，签订长期购电协议（PPA），或者可借鉴英国的差价合约（CfD）机制，通过招标或其他方式确定一个固定电价，鼓励风电参与电力市场交易，利用边际成本低的优势，实现全额优先上网，再根据交易价格与固定电价的高低，进行多退少补。
再次，简化流程，创新商业模式。风电企业苦审批流程久矣，某开发企业透露，一个两台风电机组的项目竟盖了一千多个章。对此，建议将风电项目许可改为备案制，企业可自主做出投资决策。取消规模指标管理，将政府规划的刚性约束变为对产业的引导信号，由市场和各种电源的成本竞争力决定发展规模。针对风电领域缺少“源头活水”，不少开发企业建议拓宽风电项目融资渠道，鼓励金融机构发行绿色债券，创新融资模式，与地方形成产业利益机制，把风电开发与乡村振兴、地方经济发展结合起来，通过社会融资，吸引银行大幅降低贷款成本。
最后，业界需要做好自己，不断创新。风电在全球兴起，一个共同点就是科技创新蓬勃发展。“我国经济由高速增长阶段转向高质量发展阶段，坚持创新在我国现代化建设全局中的核心地位，将激发更多创新活力，从根本上支撑碳达峰目标与碳中和愿景实现。”中国能源研究会常务理事李俊峰对风电的技术创新寄予厚望。
平价之下，在高质量与低成本的新发展阶段，风电行业也面临着创新的压力。对此，行业专家认为，对核心和关键技术领域要进行长远布局，在政策上加强引导，加大对基础研究和前沿技术创新应用的支持力度；行业组织和风电企业必须大力加强技术攻关，取得核心技术领域话语权，通过多元有机结合，形成真正的创新主体。提升风电产业的信息化、数字化、共享化水平，推动“互联网+”智慧能源建设，携手电网，增加电网友好型接入、多能互补等项目的研究。此外，不少风电整机企业和开发商认为，风电行业的制造业水平要提高，需要依靠第三方力量进行公允的评价，提高设备的性能指标、部件标准化水平。“目前，风电产业链的技术创新并没有系统性的规划。”明阳智慧能源集团股份公司董事长兼CEO张传卫建议，建立技术创新平台，加强上下游企业、国内外企业之间的技术交流与合作。
针对海上风电，建议地方政府承担项目前期勘查、核准手续等工作；送出系统工程由电网公司负责建设，将投资成本纳入输配电价中；成立海上风电发展促进基金，降低融资利率；根据项目的实际建设情况，适时适度地阶段性降低海上风电开发央企的项目收益考核标准；采取“以奖代补”的方式，鼓励企业加大技术研发投入和加速创新技术应用。
为实现碳中和目标，“十四五”风电冲锋号已经吹响。正值乘风破浪时，风电当挂云帆，济沧海。
作者：王芳