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以下为演讲实录：
各位领导，各位嘉宾，大家上午好！
首先非常感谢中国农机工业协会风力机械分会邀请我参加本次会议。今天给大家汇报和分享的内容是国家风电政策分析与未来发展趋势，主要有五个方面。
首先回顾近期风电发展形势。最近五年来，我国风电市场实现了稳步增长，新增装机和累计装机均排名世界第一。截止到今年6月，无论是风电总新增装机还是海上风电新增装机，均达到了“十三五”规划中“十三五”时期新增装机的50%左右。预期后两年可能更多一些，预计整个“十三五”期间的新增装机会略超过规划新增装机增长目标。
从今年风电市场看，前10个月新增装机总量接近1400万千瓦，累计装机达到1.78亿千瓦，发电量接近3000亿千瓦时，与去年全年的发电量相差不到100亿千瓦时。风电装机和发电量都有显著增长，预计全年新增装机有可能达到或接近2000万千瓦，累计装机将超过1.8亿千瓦。
今年前三个季度，有6个省份的新增装机占比接近全国60%。今年的市场分布特征与去年相近，华北和华东地区占比较大。中东部和南方是风电开发的重要区域，另外“三北”部分省区如青海、宁夏也有比较高的新增装机。从累计装机看，6个省区的累计装机超过1000万千瓦，4个省区的风电发电量占全社会用电量的比例超过了16%，是非常高的水平。
自2017年，全国弃风电量和弃风比例持续双降。今年前10个月，全国平均等效利用小时数超过了1700小时，同比增加近170个小时，弃风率7.8%。弃风电量245亿千瓦时，与去年同期相比也有显著下降。
第二个方面是发展政策环境。从总体形势上看，国家宏观政策环境利好。十九大报告中首次把能源发展放在生态文明建设这一章节和大框架之下，并且提出要壮大三个重要产业，即节能环保产业、清洁生产产业、清洁能源产业。国家把支持包括风电在内的清洁能源发展，作为能源战略的重要组成部分和重要抓手，未来的支持力度还会继续增大。从今年开始，对包括风电在内的可再生源能源政策的变化形势是更强调发展方式，国家能源局在年初颁布的《2018年能源工作指导意见》中强调了能源高质量发展。对风电来说，推进市场化机制的实施、降成本、增效率都是高质量发展的关键内容。
从去年开始，国家电力需求和消费又进入到了一个快速增长期。去年全社会用电量增速达到了6.6%，今年1-10月份，同比增加达到了8.7%，高于去年增速。今年1-10月份，全部可再生能源无论是在发电量中占比还是在全社会用电量中占比，与去年相比基本没有变化，但是风电和光伏发电量增速分别达到了25%和56%，也就是说在风电和光伏发电高增速的情况下，最近一年的可再生源发电量的占比没有明显变化。因此，即使从近期需求看，风电和光伏这两种成熟的可再生能源必须要保证一定的市场空间，才能够实现国家清洁能源转型的目标。
从国家政策上来看，“十三五”规划第一项保障措施就是关于可再生能源发展空间问题。目前“十三五”系列规划的中期评估工作基本接近尾声，风电市场发展目标和产业标准化与规划目标是基本一致的，预计中期评估之后，风电主要指标调整的可能性比较小。
“十三五”期间实施的一个主要的机制是建立可再生能源目标引导制度。2016年2月颁布了《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》，其中具体的实施手段之一，是在每年的上半年，国家能源局发布年度可再生能源电力发展监测评价报告。目前已经发布了三年，每年的报告内容也在不断丰富和完善。尽管是目标引导性政策，但是在连续三年对全社会发布后，无论是地方政府部门还是地方电网企业，对每年的监测评价结果还是很重视的，也是使风电和光伏消纳情况得以很大的改善的有效措施之一。
一个很重要的、今年在业内引起很多关注的政策机制是可再生能源电力配额制，今年已经出台了三轮征求意见稿，根据国家能源局的工作安排，希望能够在今年年底正式出台，明年开始正式实施。本月刚刚发布的第三轮征求意见稿，相比前两轮的内容和规定简化，更强调为可再生能源提供发展空间、最终解决消纳问题的目标。
与前两轮意见稿相比，总量和非水电两种配额、配额义务主体没有变化，配额义务主体仍然是电网企业、独立售电企业、配售电公司以及自备电厂等。第三轮征求意见稿提出来两类指标，即约束性指标和激励性指标。具体完成配额的方式有三种，其中主要方式是实际消纳的可再生能源电量，此外有两种补充方式，一是从超额完成的市场主体购买，二是自愿认购绿证。很多机构、企业认为相对于前两轮征求意见稿，最新一稿在考核方式上有所弱化，因为对于未完成配额以及未能够及时按照规定时间整改的惩戒措施中没有明确的经济性处罚措施，但实际上配额制的目标集中并可降低前期实施难度，其作用更多体现在较目标引导制度更强调约束性和强制性。
根据第三轮征求意见稿中2018年的约束指标和2020年的约束指标，以及2017年实际消纳比例，可以看出，部分省份要实现2020年的约束指标需要付出更多的努力，这也就意味着未来可再生能源新的发展和增长空间。
对于缓解和解决限电问题，近几年国家出台了多项组合拳措施，综合体现在2017年11月颁布的《解决弃水弃风弃光问题实施方案》中。为落实这一方案，“三北”地区的主要省区承诺了本地区2018年弃风率控制指标。从目前看，大部分省区可以控制在指标之内，内蒙古、甘肃和新疆难度大一些。
“十三五”期间，为了缓解和解决限电问题，国家自2016年开始实施全额保障性收购制度。2017年，只有四个地区没有达到全额保障性收购政策中规定的最低保障利用小时数，今年有希望所有地区都能达到。
为了优化风电开发布局，从去年开始，国家能源局开始实施风电投资监测预警机制，在每年2月份发布年度风电投资监测预警结果。今年六个红色区域变成了三个，宁夏直接转为绿色区域，山西、陕西、河北三省的北部地区虽然是绿色区域，但是按照橙色预警来管理，这些地区要优先考虑消纳能力，在消纳的专项方案获批之后再开展相应的项目核准和建设工作。
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第三个方面是电价政策分析和趋势。经过风电行业不断努力，2010年以来风电成本不断下降，2018年电价比2015年下降了0.04-0.1元/千瓦时，各个资源区下降的幅度不同。此外风电开发项目的实际执行电价水平与国家标杆电价相比有一定的滞后期。“十三五”规划提出2020年风电要实现与燃煤发电同平台竞争，目前风电离实现这一个目标差距有多大呢？按照目前的风电开发布局、各地新增发电量加权、2018年0.40-0.57元/千瓦时的标杆电价计算，2018年平均度电补贴水平为0.16元/千瓦时，实现成本下降达到平价的目标仍面临着很大的挑战。此外，可再生能源行业还面临电价补贴拖欠问题，到去年年底，可再生能源电价补贴拖欠缺口超过1100亿元，今年预计还要增加。近期如果政策机制不做调整和突破，解决补贴资金拖欠的难度比较大，风电和光伏发电面临的降成本的压力和任务更大。
对风电平价有不同的理解，如果要实现“十三五”规划中提出来的目标，研究理论上是在同样的经济评价方法条件下，风电电价或成本不高于燃煤或综合的上网电价和成本。当然存在跟谁来平价的问题，风电是发电侧的平价，分散式风电可以通过参与市场化交易在销售侧减掉过网费的形式来实现平价。当前和近期国家比较明确的政策导向是平价等同于不需要国家可再生能源发展基金来提供电价补贴，今年9月，国家能源局发布了《关于加快推进风电、光伏发电平价上网有关工作的通知》的征求意见稿，明确地方补贴政策不影响平价项目属性的认定。
风电去年推出了13个平价示范项目，根据对五个地区平均风资源情况以及风电场投资情况测算，河北尤其河北北部已经基本具备了平价的条件，其他几个省区还有一定的差距。今年3月，国家能源局批复了内蒙古乌兰察布600万千瓦风电平价上网示范基地项目，电量全部参与京津冀电力市场交易，如果选择好输电方案，并且能够合理控制输配电价格，按照现在的风电机组机头价格和内蒙古乌兰察布地区的建设成本，项目参与京津冀电力市场交易的落地电价能达到0.35元/千瓦时左右，项目有较好的经济性。
实现风电平价目标的根本在于技术进步，企业界为此做了许多努力。根据我们对龙头企业持续性、滚动性的调研，预计在“十三五”后半段，保守预期，陆上风电技术进步带来的成本下降潜力可以超过10%。如果解决好限电、补贴拖欠、土地利用等方面的问题，电价下降潜力可在20%左右。到2020年，土地平坦且风资源优质地区的电价需求可以降到0.32元/千瓦时左右，山地丘陵且风资源一般地区的电价需求可以降低到0.46元/千瓦时左右。
根据对全国31个省市区实现风电平价的可能性分析，在现有政策机制条件不变的情况下，“十三五”末期或“十四五”初期，河北等部分省份风电可以具备补贴退出并与燃煤价格完全相当的条件，西北电网的五省区平坦地区风电度电补贴需求在0.15元/千瓦时左右，比较高，其他地区补贴需求在0.03-0.06元/千瓦时。因此，2020年电价补贴退出后，风电开发企业需要选择相对优质的开发条件，如资源条件比较好、开发条件或并网条件比较好，才能够基本消除0.05元/千瓦时的成本差距。国家宏观层面普遍达到去补贴就需要在政策机制上进一步创新。
海上风电标杆电价政策自2014年实施以来电价水平没有变化，目前度电补贴水平占标杆电价一半。可再生能源的补贴资金缺口大和补贴拖欠问题，对海上风电会造成更大的影响。我们的一个建议方案是能否尝试对海上风电电价补贴采用地方顺价方式，尤其是在输配电价独立的条件下，至少从理论上不存在通过地方顺价走出去的障碍。从电价成本下降潜力上来看，预期“十三五”后半段，海上风电的电价需求可以降低到0.05-0.07元/千瓦时，下一个三年可以再降低0.10/千瓦时左右，竞争力会显著增强。
除了技术进步外，完善政策环境是尽快实现去补贴的不可或缺的条件，从电价机制方向来看，要持续实施以竞争方式激励风电降低成本。今年5月份，国家能源局颁布了《风电项目竞争配置指导方案》，明确从明年开始，各省区市新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价，分散式风电仍然执行标杆电价政策。文件明确了两类竞争配置的项目，一类是确定了投资主体的风电的项目，就是企业带着项目参与招标；另一类是没有确定投资主体的项目，主要的差别在于后一类由地方政府来组织完成前期工作以及明确接网条件，作为参与竞争配置的前提条件。两类项目最主要的竞争要素是申报电价权重要大于等于40%。
实施招标等竞争方式是风电发展阶段以及当前环境需求决定的，从国内形势看，竞争方式有助于挤出不合理的非技术成本。从国际上看，竞争招标应用越来越普遍，去年除了我国以外，有29个国家公布了竞标配置和招标中标情况，其中风电招标容量占到三分之一，并且在很多联合招标中表现出很强的竞争力。
德国陆上风电招标类似第一类即开发企业带项目参与招标，确定中标的关键因素是过了门槛之后完全依据价格来排序，但并未出现过低竞价问题。德国从今开始平均中标电价已经比去年最后一期提高，主要原因是今年强调参与投标的项目要事先获得联邦电网许可，所以竞争激烈度下降，此外成本低的好项目在前三轮已经胜出了。
国内光伏领跑者招标类似于第二类即未确定投资主体的招标，从第三期光伏领跑招标情况可以看出，一方面竞争比较激烈，另一方面正因为提供了很多土地、并网等方面的前置条件，对压缩非技术成本起到了关键性作用。今年上半年第三轮光伏应用领跑基地招标平均度电补贴水平已经低于0.1元/千瓦时，如果明年仍有新的基地招标，部分项目的招标电价很有可能会与煤电持平。
第四个方面是后补贴时代政策方面的思考。风电进入后补贴时代，还需要政策支持，需要考虑产业健康、持续发展，当然降低成本一直是努力方向。价格政策方面，风电会以多种方式参与电力市场，招标方式可以作为一种长期选择，甚至有可能在个别地区会出现竞争配置电价低于煤电电价，或者在风电与其他电源相比经济竞争力更强后，风电开发企业将获得额外的收益用于提升设备和电能质量和品质，无论哪种方式，最终收益的是电力用户。
最后做简要总结。风电整体发展的环境向好，一些关键问题正在逐步解决，从长期看风电还有很大的发展空间，需要行业共同努力。2016年，我国发布了《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》，按照实现2030年非化石能源在一次能源结构中占比20%目标，风电累计装机在2030年至少要达到4.5亿千瓦。如果按照2030年非化石能源电力在全部发电量中占比力争达到50% 的目标，风电累计装机至少需要达到5亿千瓦。到2050年非化石能源在一次能源结构中占比超过一半的话，在风电累计装机11亿千瓦方案中，化石能源在一次能源结构中占比为41%。总之，风电无论是资源、技术和产业都有很大发展潜力，国家清洁能源转型有需求，风电能够为国家和全球的低碳发展做出更大的贡献。
