2.2　风电发展政策

2016年是“十三五”开局之年，在新的时期，我国风电产业承担着我国能源革命、低碳转型等艰巨使命，是推动我国电力结构转型的重要技术力量。同时，“十三五”期间，风电发展也面临着电力市场改革、弃风限电、优化布局、提升竞争力等问题。风电“十三五”规划的重点是促进风电就近并网消纳、优化陆上风电规划布局、积极参与电力市场改革、推动行业优胜劣汰、加强行业监管等。

2.2.1　风电发展“十三五”规划

2016年11月，国家能源局发布《风电发展“十三五”规划》（以下简称《风电规划》）。《风电规划》中提出了发展的五项基本原则：一是要把风电在能源消费中的比重作为指导各地区能源发展的重要约束性指标，把风电消纳利用水平作为风电开发建设管理的基本依据，坚持集中开发与分散利用并举的原则，优化风电建设布局，大力推动风电就地和就近利用。二是把促进风电等新能源发展作为电力市场化改革的重要内容，建立公平竞争的电力市场和节能低碳的调度机制，完善和创新市场交易机制，支持通过直接交易和科学调度实现风电多发满发，完善政府公益性、调节性服务功能，确保风电依照规划实现全额保障性收购。三是把加强产业创新能力作为引导风电规模化发展的主要方向，鼓励企业提升自主研发能力，完善和升级产业链，推动关键技术创新，促进度电成本快速下降，提高风电产品的市场竞争力，完善风电产业管理和运维体系，提高全过程专业化服务能力。四是充分发挥市场配置资源的决定性作用，鼓励以竞争性方式配置资源，严格风电产品市场准入标准，完善工程质量监督管理体系，加强产品检测认证与技术检测监督，推广先进技术，淘汰落后产能，建立公开、公平、公正的市场环境。五是加强风电产业多种形式的国际合作，推动形成具有全球竞争力的风电产业集群，大力支持和鼓励我国风电设备制造和开发企业开拓国际风电市场，促进我国风电产业在全球能源治理体系中发挥重要作用。

《风电规划》提出，到2020年底，风电累计并网装机容量确保达到2.1亿千瓦以上，其中：海上风电并网装机容量达到500万千瓦以上；风电年发电量确保达到4200亿千瓦时，约占全国总发电量的6%。到2020年，有效解决弃风问题，“三北”地区全面达到最低保障性收购利用小时数的要求。风电设备制造水平和研发能力不断提高，有3~5家设备制造企业全面达到国际先进水平，市场份额明显提升。

“十三五”时期风电主要布局继续优化，加快开发中东部和南方地区陆上风能资源。到2020年，中东部和南方地区陆上风电新增并网装机容量4200万千瓦以上，累计并网装机容量达到7000万千瓦以上。弃风问题严重的省（区），“十三五”期间重点解决存量风电项目的消纳问题。风电占比较低、运行情况良好的省（区、市），有序新增风电开发和就地消纳规模。到2020年，“三北”地区在基本解决弃风问题的基础上，通过促进就地消纳和利用现有通道外送，新增风电并网装机容量3500万千瓦左右，累计并网容量达到1.35亿千瓦左右。“十三五”期间，有序推进“三北”地区风电跨省区消纳4000万千瓦（含存量项目）。利用通道送出的风电项目在开工建设之前，需落实消纳市场并明确线路的调度运行方案。重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设，到2020年四省海上风电开工建设规模均达到百万千瓦以上。

2.2.2　并网消纳

2016年3月，国家能源局发布了《关于做好2016年度风电消纳工作有关要求的通知》，指出做好风电并网消纳工作是我国风电产业持续健康发展的重要保障，也是我国建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系和实现2020年非化石能源发展目标的重要措施。一是严格控制弃风严重地区各类电源建设节奏。2015年弃风较严重或弃风率增长较快的地区，包括内蒙古、吉林、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆等省（区），2016年度暂不安排新增常规风电项目建设规模，鼓励弃风率较低和消纳市场落实的地区加快发展风电。二是认真落实可再生能源发电全额保障性收购制度，各限电省（区）制定的保障性利用小时数不得低于上一年度国家能源局公布的本省（区）平均利用小时数，各派出机构制定市场交易规则，应优先保障可再生能源全额上网，鼓励风电通过市场交易扩大消纳范围和消纳空间，发挥风电边际成本低的优势，通过市场竞争方式实现优先发电。三是深入挖掘系统消纳风电的潜力，加快推动煤电机组进行灵活性改造，以提升调峰能力，加快抽水蓄能等调峰电源建设，通过电力市场推行峰谷电价，落实辅助服务补偿机制，提高各类电源调峰积极性。四是积极开拓风电供暖等风电消纳方式。2016年，在原有试点地区的基础上，国家能源主管部门将进一步扩大风电清洁供暖的范围。

2016年3月，国家发展改革委发布《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》。该办法中规定了可再生能源发电全额保障性收购的主体以及可再生能源发电参与电力市场的不同形式，并对相关的电价政策进行了详细说明。电网企业（含电力调度机构）根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，在确保供电安全的前提下，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。其中：保障性收购电量部分通过优先安排年度发电计划、与电网公司签订优先发电合同（实物合同或差价合同）保障全额按标杆上网电价收购；市场交易电量部分由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同，电网企业按照优先调度原则执行发电合同。

2.2.3　市场监管

2016年7月，为引导风电企业理性投资，促进风电产业持续健康发展，国家能源局发布了《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》。该通知披露了风电投资监测预警机制的指标体系及具体指标的内涵和计算方法，并公布了2016年全国风电投资监测预警结果。该政策的出台为优化风电产业布局，落实监管力度及控制各省风电发展规模提供了有力的依据。

2.2.4　优化布局

2016年3月，国家能源局下发了《2016年全国风电开发建设方案的通知》，明确了2016年全国风电开发建设总规模为3083万千瓦。对吉林、黑龙江、内蒙古、甘肃、宁夏、新疆（含兵团）等省（区）弃风限电情况严重地区，暂不安排新增项目建设规模。“十二五”时期已经安排的风电项目核准计划，在通知下发之日仍未完成项目核准工作的，一律予以废止。经协调仍具备建设条件的项目，可纳入年度开发建设方案后核准。

2.2.5　电价政策

2016年初，风电执行的标杆上网电价政策为：Ⅰ类至Ⅳ类风能资源区电价分别是每千瓦时0.47元、0.50元、0.54元和0.60元。该电价政策延续到2017年底。2016年12月，国家发展改革委发布了《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格〔2016〕2729号），风电标杆电价再次下调，到2018年1月1日，Ⅰ类至Ⅳ类资源区陆上风电上网标杆电价降至每千瓦时0.40元、0.45元、0.49元、0.57元，比2016—2017年的电价分别降低0.07元、0.05元、0.05元、0.03元。将非招标的海上风电项目分为近海风电和潮间带风电两种类型，分别确定上网电价。近海风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.85元，潮间带风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.75元，保持不变。