导读：目前，我国风电发展政策环境正在发生较大变化。国务院办公厅及有关部委近期陆续出台了一系列有关风电发展的新政策，这些新政策的出台将对我国风电行业的发展模式产生重大影响。
目前，我国风电发展政策环境正在发生较大变化。为贯彻落实国家关于加快转变政府职能、简政放权的工作部署，并加快实现全国人大十二届二次会议提出的“继续进行资源性产品等价格改革”的目标，国务院办公厅及有关部委近期陆续出台了一系列有关风电发展的新政策。这些新政策的出台将对我国风电行业的发展模式产生重大影响，也对集团公司风电发展工作的管控模式提出了新的要求。
国家风电发展新政策介绍
调整风电标杆上网电价
2014 年12月31 日，国家发改委印发了《国家发展改革委关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》(发改价格〔2014〕3008 号)，将I、II、III 类资源区风电标杆上网电价分别下调了0.02 元/千瓦时，调整后分别为0.49 元、0.52 元和0.56 元/千瓦时。IV类资源区维持现行电价0.61 元/千瓦时(见后页图表)。调整后电价适用于2015年1 月1 以后核准及2016 年1 月1 日以后建成的项目。总体调价幅度低于预期。
继续加大风电建设规划
4 月28 日，《国家能源局关于“十二五”第五批风电项目核准计划的通知》(国能新能〔2015〕134 号)出台，共有3400万千瓦项目列入第五批核准计划，相比前一批计划规模增加了25%，增速为历批次最高，显示出国家支持风电发展的力度。其中，新疆(含兵团)、吉林、辽宁等省区因一季度弃风限电比例增加较快;福建、青海因前三批核准计划推进速度较慢，暂未安排项目。
为提高核准计划的严肃性，能源局还要求2015 年内须完成列入计划项目的核准工作，未核准的项目将取消核准计划，不得置换。年度计划的执行情况将作为安排下一年度建设规模的基本依据。相比之下，“十二五”第一、二批核准计划发布两年后才将未核准项目取消列入计划，第五批核准计划对列入计划项目的推进速度要求更加严格。
积极促进风电消纳
作为“新电改9号文”的配套文件之一，国家发改委、能源局于2015 年3 月发布了《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》，提出了“统筹年度电力电量平衡，积极促进清洁能源消纳”、“加强日常运行调节，充分运用利益补偿机制为清洁能源开拓市场空间”、“加强电力需求侧管理，通过移峰填谷为清洁能源多发满发创造有利条件”、“加强相互配合和监督管理，确保清洁能源多发满发政策落到实处”等配套措施。
4 月，国家能源局以特急文形式印发了《关于做好2015 年度风电并网消纳有关工作的通知》(国能新能〔2015〕82 号)，要求各地做好2015 年度风电并网消纳有关工作，确保风电等清洁能源优先上网和全额收购。结合资源条件、区域电网运行现状对可再生能源并网运行提出考核性保障指标，切实构建起适应风电等可再生能源大规模并网的电力运行和调度体系。能源局将依据各省(区、市)报送的风电并网运行指标对风电并网运行情况进行考核。
转变风电开发管控模式
2015 年5月，《国家能源局关于进一步完善风电年度开发方案管理工作的通知》(国能新能〔2015〕163 号)，风电年度开发方案是指根据全国风电发展规划要求，按年度编制的滚动实施方案，今后，国家能源局将不再统一下发带有具体项目的风电核准计划。国家能源局负责相关规模编制以及年度建设监管，地方能源主管部门负责具体项目的资源配置、核准、建设和运行的管理模式将逐步显现。其中全国年度开发方案包括各省(区、市)年度建设规模、布局、运行指标和有关管理要求;各省(区、市)年度开发方案根据本省(区、市)风电发展规划和全国年度开发方案的要求编制，包括项目清单、预计项目核准时间、预计项目投产时间、风电运行指标和对本地电网企业的管理要求。同时确定了不存在弃风限电情况的区域每年由能源主管部门根据风电建设情况和风电发展规划，按照平稳有序发展的原则，自主提出本年度的开发建设规模;出现弃风限电问题的区域须对本地区风电开发建设和并网运行情况进行深入分析评估，科学制定本年度风电开发建设的规模和布局，编制相关的分析评估报告，提出保障风电并网运行的措施和预计风电运行指标;弃风限电比例超过20%的地区不得安排新的建设项目，且需研究提出促进风电并网和消纳的技术方案大的原则。
简化投资项目核准审批事项
2014年12 月10 号，国务院办公厅印发了《精简审批事项、规范中介服务、实行企业投资项目网上并联核准制度的工作方案》(国办发〔2014〕59 号)。作为该方案提出的工作内容之一，国家发改委、中央编办在12 月31 日下发了《关于一律不得将企业经营自主权事项作为企业投资项目核准前置条件的通知》(发改投资〔2014〕2999 号)。根据这两项方案和通知，中央将从改革创新制度入手，以精简前置审批，规范中介服务、实行更加便捷、透明的投资项目核准制为重点，深化企业投资项目核准制度改革。
方案明确了三个关键的时间节点，一是在2014 年底初步完成事项清理工作，明确要求对属于企业经营自主权的事项一律不再作为企业投资项目核准的前置条件(即2999 号文内容)，包括项目可行性研究审查意见、银行贷款承诺等18 项内容。二是到2015 年6 月底起草完成政府核准和备案投资项目管理条例，出台新的网上并联核准制度，重点包括：精简与项目核准相关的行政审批事项，只保留规划选址、用地预审(用海预审)和重特大项目的环评等核准前置审批。其他确需保留在项目开工前完成的审批事项，与项目核准在网上并联办理。三是到2015 年底，构建起“中央层面横向联通、全国范围纵向贯通、纵横联动”的协同监管新机制，形成覆盖全国的投资项目在线审批监管平台。
新政策影响分析风电电价下调影响有限
在电价调整预期出台后，对2014 年完成评估的风电项目进行了电价敏感性分析测算。结果表明，上网电价降低0.02 元/千瓦时，项目资本金收益率平均降低2%左右，调价之前收益率越高的项目降幅越大，总体上看本次电价调整影响有限。通过对近两年投资建设风电项目的分析，风电机组价格基本维持在4000 元/千瓦左右。随着2014 年下半年电价调整设想方案的出台，各开发企业抢订设备，出现了风机供不应求的局面，风机价格随之上涨，平均涨幅约为200 元/千瓦左右。据测算，在I、II、III 类资源区平均造价8000 元/千瓦的条件下，造价上涨300元/千瓦对项目资本金内部收益率的影响，基本与电价下调0.02 元/千瓦时的影响相当。
挑选开发项目的空间越来越小袁对项目推进速度的要求越来越高
国家“十二五”第五批核准计划要求列入计划的项目当年必须核准，否则取消资格，且不得置换。这表明风电前期工作不能再延续“先争取列入国家核准计划、待控制一定规模后精选开工建设”的模式，项目开发规模与资源争取规模之间的契合度要求越来越高，列入规划的项目应具有较高的前期成熟度和资源水平。国家“十三五”开始实行年度开发方案管理后，要求各省区能源主管部门每年一月底前将本年度的建设规模建议报送国家能源局。按此时间节点推算，集团公司最迟需在前一年10 月底前决策确定具备核准条件的次年建设项目清单，各二级单位需在6 月底之前完成可研设计等前期工作，才能确保项目列入次年年度开发方案并顺利核准建设。现有资源的开发与掌控规模的矛盾越来越大遥随着节能减排需求的提高，在国家和地方不断扩大风电发展规划的同时，各级政府对已分配资源的开发速度要求也越来越高。但由于集团公司投资能力有限，对风电项目投资标准相对较高，使部分核准计划内或已核准项目面临无法继续掌控资源的困境。同时，风电核准权下放后，地方政府加快投资的压力日渐强烈，大批地方企业开始参与风电投资，资源竞争日趋激烈，特别是优质项目的获取与掌控难度越来越大。
项目核准难度进一步下降袁对前期工作过程管控难度增加
核准是2014 年以前风电项目前期工作最重要的节点目标，其他如用地、环评、压矿等项目开工前应取得的批复均作为取得核准批复的必要支持性文件。取得核准批复即说明该项目前期条件已经落实，基本具备了开工条件。因此集团公司过去将每年取得的核准容量做为考核各二级单位风电前期工作成果的最重要标准。核准审批事项精简以后，大部分原有的支持性文件与核准批复在网上并联办理，从原来的能源审批部门核查其他部门出具的意见、统一把关转变为各负其责、互不搭界的局面。虽然降低了取得核准批复的难度，但几乎所有原来核准的支持性文件仍是项目建设前的必备条件。一旦项目核准，则可能成为地方政府催促开工建设的重要理由。企业控制建设节奏和取得全部开工前的所有支持性文件更加艰难。
国电集团公司风电发展管控的建议适当调整风电项目开发节奏袁避免无序抢装
国电集团公司近几年的风电开发重心向中东南部地区转移，集团公司在建和已核准项目要考虑资金供应和造价控制两方面因素，合理控制开发节奏。建议集中投资、加快推进受降价影响的I、I原I、III 类资源区已开工项目的建设，保证在2015 年底前投产，享受较高的上网电价。在资金紧张情况下，可适当放缓第IV类资源区项目的建设。
预计在2015 年抢装潮过后，风机设备、施工等价格会有所回归，电价降低0.02 元/千瓦时对收益水平的影响将因相对较低的建设成本得以弥补。2015 年没有开工建设的项目可按照正常的进度有序开展相关工作。
适时调整风电前期工作方法袁制定匹配目标任务
针对国家从“十二五”第五批核准计划开始对项目核准和建设速度要求提高，各省区和公司核准(计划)规模与建设投产规模的比率对后续资源的获取将产生重大影响，以前抢占最大规模资源的工作方法不能延续，必须调整工作方法。一是量力而为，根据集团公司投资规模确定当年列入核准计划(年度开发方案)的项目规模，原则上进入核准计划(年度开发方案)项目规模较年度建设规模多50万千瓦左右为宜;二是改变目前“先争取列入国家核准计划、待控制一定规模后精选开工建设”的模式，前期工作管控关口前移，精选资源条件和前期落实较好的项目加快推动核准、投资决策和开工建设;三是规避政策风险，推动可控规模内项目的核准和其他政府(电网、军事)批复文件的完整取得。
尽快调整风电前期管控模式袁提高项目可开发比例
针对网上并联核准制度的出台，集团公司前期管理方式的难度加大，这就需要改变以取得核准为重心的风电前期考核方法，同时调整前期管控模式。一是强化制度保证，加快修订出台集团公司《风电项目前期工作管理办法》，并提请研究修改考核办法中的相应内容，以项目开工需落实的条件为基础，细化分解前期工作内容和节点考核方式，做精做优前期工作，切实提高项目质量;二是全面加强、细化风电项目前期过程控制，规范二级单位在前期管理中的职责、权限，将技术经济评估和比选评优程序前置，在测风满足条件后，先期进行高质量的具有更加深度、更大广度的初期评估，满足推进条件的项目允许进入下一工作程序;三是针对拟列入国家年度开发方案的项目，在核准以前即开展更高层次的技术经济评估，同时重构专家队伍和审查方法，强化比选评优，择优推进项目建设条件落实和投资决策程序。
全面清理风电前期项目袁减少前期投入的损失
从中长期来看，在2020 年平价上网目标的引领下，风电电价已经进入下降通道。虽然本次降价低于预期，但不排除“十三五”期间再次下调的可能，第IV 类资源区也很可能受到降价的影响。如果风电机组技术进步带来的发电量提高无法弥补电价下调的缺口，则目前部分条件一般的资源将不具备开发价值。
现在集团公司掌控的已核准、未决策项目和国家核准计划(及单列计划)中未核准项目，即使按照一半可开发建设测算，将有部分项目面临核准过期、资源被收回等风险，前期投入面临损失。需要全面梳理这些项目的各项条件，进行分类管理，根据集团公司投资能力，对已核准、未决策项目进行梳理精选，在尽量避免在高造价时间段开工建设的前提下，2015~2018 年尽快消化完可开发的核准存量。对于前期推进制约因素无法克服、资源禀赋差和限电短期内难以缓解的项目，各二级单位应积极研究应对办法，尽量避免前期投入受损失。