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近日，国家发展改革委发布《关于完善风电上网电价政策的通知（发改价格[2019]）882号》（以下简称《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）》、“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。以下就风电电价历程和作用、新政制度和导向等进行分析。 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，国家发展改革委在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。 
图1 陆上风电上网电价水平变化 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。截止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）。 
图2 2009年以来风电年度新增装机和累计装机 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。 | 
