二是完善招標規(guī)則，包括：明確按規(guī)定需要參與招標的可再生能源發(fā)電項目，只有中標才能獲得可再生能源補貼。建立保證金以及項目逾期建設懲罰機制，規(guī)范競標主體行為。例如，對于陸上風電，在每輪競標結束之前，投標者需要根據(jù)各自競標的裝機容量，向聯(lián)邦網(wǎng)監(jiān)局預交30歐元/千瓦的保證金。中標后，如果24個月內(nèi)項目未投運，那么中標者將會面臨懲罰，根據(jù)拖延時間，罰金最高達30歐元/千瓦。若30個月內(nèi)仍未投運，則取消中標資格。對于風電和光伏發(fā)電采用按實際競標價結算機制，且限定競標價上限，如規(guī)定2017年陸上風電參考風機的最高競標價不能超過7歐分/千瓦時，電價有效期20年。
三是劃定電網(wǎng)阻塞地區(qū)，引導陸上風電優(yōu)化布局。由于過去幾年中可再生能源發(fā)展速度超出預定目標，電網(wǎng)擴建難以適應，加劇了部分地區(qū)的電網(wǎng)阻塞。為促進可再生能源與電網(wǎng)協(xié)調(diào)發(fā)展，《EEG 2017》規(guī)定，聯(lián)邦網(wǎng)絡管理局將劃定電網(wǎng)阻塞地區(qū)，電網(wǎng)阻塞區(qū)域陸上風電發(fā)展規(guī)模將受到限制。預計這些區(qū)域中的每年新建風電容量將僅為2013～2015年的58%。
實現(xiàn)平價上網(wǎng)的關鍵因素
筆者認為實現(xiàn)風電平價上網(wǎng)的關鍵因素有三點：
一是發(fā)電技術突破以及應用規(guī)模的擴大帶來的發(fā)電成本下降。隨著風電、光伏等新能源發(fā)電技術的進步及應用規(guī)模的擴大，可再生能源發(fā)電的成本顯著降低?！笆濉逼陂g，風電設備和光伏組件價格分別下降了約20%和60%。目前，南美、非洲和中東一些國家的風電、光伏項目招標電價屢創(chuàng)新低，智利某個風電項目上網(wǎng)電價只有0.3244元/千瓦時；西班牙也出現(xiàn)風電項目競標上網(wǎng)電價為0.33元/千瓦時，美國風電長期購電協(xié)議價格已與化石能源發(fā)電達到同等水平。盡管如此，世界上各新能源發(fā)展大國，都沒有取消新能源補貼政策，美國的配額制和生產(chǎn)稅減免政策、德國等歐洲國家的電價補貼政策均有調(diào)整并沒有取消；英國由配額制轉(zhuǎn)而執(zhí)行差價合約。這些均表明，盡管風電等新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)電成本有了明顯下降，個別項目出現(xiàn)超低價，但從各國的選擇來看，目前風電等新能源發(fā)電還沒有到取消補貼、實現(xiàn)平價的時機。
二是風電等新能源發(fā)電從項目開發(fā)到運行消納的良性循環(huán)機制基本形成，棄風率在合理的范圍（5%以內(nèi)）。我國與歐美國家不同，歐美等國通過電力市場的建設和完善，運用市場機制，實現(xiàn)了新能源發(fā)電從項目開發(fā)到運行消納的良性循環(huán)機制，沒有出現(xiàn)嚴重棄風棄光問題。我國新能源資源相對集中且開發(fā)規(guī)模大，新能源的項目開發(fā)與市場消納脫節(jié)，資源較好的“三北”地區(qū)棄風、棄光問題突出。在此背景下，通知允許在風電紅色預警地區(qū)新建規(guī)模不超過10萬千瓦風電平價上網(wǎng)示范項目，并要求“確保風電平價上網(wǎng)示范項目不限電”，然而在這些風電紅色預警地區(qū)，估計沒有誰能確保示范項目不限電。在風電項目開發(fā)到運行消納的良性循環(huán)機制沒有形成之時，在棄風問題突出的區(qū)域試點平價上網(wǎng)，除了加劇風電消納矛盾之外，并無益處。
三是新能源配套的市場機制設計。發(fā)電成本和上網(wǎng)電價是兩個概念，在成熟的市場中，上網(wǎng)電價是由發(fā)電成本和市場供求關系共同決定的。因此即便風電等新能源發(fā)電成本可以達到與常規(guī)電源相當，但由于出力特性的差異，也并不意味著風電等新能源與常規(guī)電源在電力市場可以實現(xiàn)平價。國際上歐美一些新能源開發(fā)規(guī)模較大的國家，隨著電力市場中新能源規(guī)模的擴大，對已有電力市場進行完善，建立了適應新能源特點的一些新機制。如英國，建立了容量市場機制，德國根據(jù)新能源特點完善了輔助服務市場機制。
我國風電發(fā)展前景及路徑展望
我國風能資源豐富，陸上風資源（70米高度）技術可開發(fā)量達到26億千瓦，其中內(nèi)蒙古、新疆、甘肅風資源技術可開發(fā)量分別為15、4億和2.4億千瓦，合計約占風資源技術可開發(fā)量的82%。截至2016年底，我國風電開發(fā)規(guī)模僅占風資源技術可開發(fā)量的5%，未來風電開發(fā)潛力巨大。同時，我國風電技術水平明顯提升，關鍵零部件基本國產(chǎn)化，5~6兆瓦大型風電設備已經(jīng)試運行，低風速風電技術取得突破性進展，風電開發(fā)利用成本在過去五年下降了約30%。我國風電具備大規(guī)模發(fā)展的基礎。
從全球范圍來看，即使個別項目出現(xiàn)了超低中標電價，主要新能源發(fā)展大國都沒有取消對風電等新能源產(chǎn)業(yè)的補貼，此時推出平價上網(wǎng)試點對于破解當前風電發(fā)展難題無益?！笆濉睍r期，風電發(fā)展的重點應通過政策調(diào)整，著力解決“棄風”和補貼拖欠問題，建立風電從項目開發(fā)到運行消納的良性循環(huán)機制，為“十四五”乃至更長時期的風電可持續(xù)發(fā)展奠定基礎。
到2020年前，合理控制風電項目開發(fā)節(jié)奏，重點提高風電產(chǎn)業(yè)發(fā)展質(zhì)量，通過采取優(yōu)化風電開發(fā)布局，嚴格控制紅色預警區(qū)域新增風電開發(fā)規(guī)模、適度控制橙色預警區(qū)域新增開發(fā)規(guī)模，加強配套電網(wǎng)，在最大限度提高本地消納能力基礎上擴大消納范圍等措施，通過行政手段，力爭2020年基本解決棄風問題，棄風率控制在合理范圍，實現(xiàn)固定上網(wǎng)電價制度向固定電價補貼制度轉(zhuǎn)變，按照可支付補貼規(guī)模確定固定電價補貼額度，力爭零新增拖欠，同時開展風電項目的招標試點。
2020~2025年，綜合平衡產(chǎn)業(yè)發(fā)展需要和可支付補貼能力確定風電開發(fā)目標，全面引入風電項目招標制度，執(zhí)行風電固定補貼制度，并根據(jù)隨技術進步風電設備成本下降和可支付補貼規(guī)模，以“清陳欠，零拖欠”為目標確定固定電價補貼年度下調(diào)幅度。同時鼓勵市場消納條件好的地區(qū)開發(fā)風電項目，不享受補貼，不限制開發(fā)規(guī)模。根據(jù)電力市場建設進度，開展風電項目參與電力市場的試點。
2025年以后，隨著國內(nèi)電力市場的建成，規(guī)模以上風電全部進入電力市場，完善適應大規(guī)模風電參與系統(tǒng)平衡的輔助服務市場或容量市場機制，建立風電從項目開發(fā)到運行消納的良性循環(huán)機制，實現(xiàn)真正意義的風電平價。
