风力发电属清洁可再生能源利用范畴，对于我国的能源供应与节能减排具有十分重要的意义，是21世纪最有发展前景的绿色能源之一。截至2017年6月底，我国风电累计并网装机容量达到1.54×108kW，距2020年底风电2.1×108kW的并网装机容量目标尚有差距，风电发展尚有较大空间。
近年来我国出台了多项支持风电等新能源发展的相关政策，彰显出国家对可再生能源开发利用的支持，但为提升风电行业的长期竞争力，同时也出现了多次下调风电上网电价的情况。
为应对上网电价下调的形势，以某山地风电场项目为例，分析与研究上网电价下调对风电项目效益的影响，提出可通过优化设备选型、降低工程造价和运行成本、优化风机运行程序以及合理安排风机设备检修时间等方式来保证项目的效益，从而促进风电产业的健康发展。
1 风电等新能源代表着能源行业的未来
受化石能源日趋枯竭、能源供应安全和环境保护等的驱动，多年以前美国、德国、法国等发达国家和一些发展中国家就很重视风能、太阳能等新能源的开发利用，各国也制定了可再生能源发展目标，至2050年，美国、德国、法国等发达国家80%～100%的电力将来自可再生能源，中国可再生能源占比接近40%。新能源中，风能和太阳能具有分布广泛、资源储量大、不污染环境、不破坏生态、技术基本成熟、盈利模式成熟等特点，属21世纪最有发展前景的绿色能源，是人类社会可持续发展的主要新动力源。
2016年10月6日，时任联合国秘书长潘基文与意大利总统马塔雷拉会晤后向媒体发表的讲话中谈到，已有73个国家正式批准了气候变化《巴黎协定》，这些国家的温室气体排放量占全球总排放量的58%以上。《巴黎协定》已于2016年11月4日正式生效，标志着人类新经济时代已经来临，而新能源将是这个时代启动的核心动力，作为新能源的风电、光伏发电也必将迎来新一轮爆发。
2 我国风电产业发展目标及现状
2016年6月1日，国家主席习近平致第七届清洁能源部长级会议和“创新使命”部长级会议贺信，他在信中强调，中国将贯彻“创新、协调、绿色、开放、共享”的发展理念，大力发展清洁能源，构建低碳能源体系，推动全球可持续发展，彰显出中国走绿色发展道路的决心。
2.1 我国风电产业发展目标
根据《中华人民共和国可再生能源法》、《国务院关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》、《国家能源发展战略行动计划》(2014—2020年)以及推动能源生产和消费革命的总要求，促进可再生能源开发利用，保障实现2020年、2030年非化石能源占一次能源消费比重分别达到15%、20%的能源发展战略目标。
根据《国家能源局关于印发<风电发展“十三五”规划>的通知》(国能新能〔2016〕314号)，到2020年底，我国风电累计并网装机容量确保达到2.1×108kW以上，其中海上风电并网装机容量达到500×104kW以上;风电年发电量确保达到4200×108kW˙h，约占全国总发电量的6%。可见，我国风电发展有较大空间。
2.2 我国风电产业现状
截至2017年6月底，我国发电设备总装机容量为16.3×108kW。其中，火电装机10.6×108kW，占总容量的65.0%，仍是我国能源的主要供给来源;水电装机3.0×108kW，占总容量的18.4%;风电装机1.54×108kW，仅占总容量的9.4%;光伏发电装机0.98×108kW，占总容量的6.0%;其余为其他能源形式。
2017年上半年我国风电新增并网容量601×104kW，累计并网容量达到1.54×108kW，累计上网电量1 490×108kW˙h，累计弃风电量235×108kW˙h，平均利用小时数984 h。其中，上半年新增并网容量较多的省份是青海省(64×104kW)，风电平均利用小时数较高的省份是云南省(1592h)。2017年上半年各省区市风电并网运行情况见表1(数据统计来自中电联和电网公司调度口径)。
表1 2017年上半年风电并网运行情况
2.3四川省风电产业发展目标及现状
四川历来被认为是一个风资源贫乏的省份，风力发电开发价值不大，但2011年全省首个风力发电场———德昌风电一期投产并取得良好社会效应和经济效益后，四川省也拉开了新能源产业快速、健康发展的序幕。全省“十三五”规划的风电装机容量约600×104kW，截至2017年6月底，全省并网风电项目142×104kW，仅占全省总装机容量的1.5%，其发电量约占全省总发电量的1.4%，占比很小。
2016年8月22日国家能源局发布《关于四川省创建国家清洁能源示范省有关事项的复函》，同意将四川清洁能源示范省建设纳入国家能源发展“十三五”规划，支持四川清洁能源示范省建设。此外还指出，四川要在提高水电调节能力的基础上，规划建设风电、光伏发电基地，形成水、风、光互补的现代化电力系统，大幅度提高可再生能源发电的可靠性和灵活性。
3 上网电价下调对风电行业的影响
3.1上网电价构成情况
目前，我国风电标杆上网电价由两部分组成:一部分是由国家电网负担项目所在省份的脱硫燃煤机组标杆上网电价，目前支付较为及时;另一部分是通过全国征收的可再生能源电价附加给予风电企业的电价补贴，补贴资金由国家财政资金拨款、国网省电力公司支付，支付进度较为滞后。
2017年3月，财政部、国家发改委、国家能源局联合印发了《关于组织申报第七批可再生能源电价附加补助项目的通知》(财办建〔2017〕17号)，覆盖未纳入前六批补贴目录并于2016年3月底前并网发电的项目。目前，尚未通报审核结果，补贴资金的严重滞后对风电项目的正常运营造成了一定的影响。
3.2 4次陆上风电上网电价下调情况
2009年7月20日，国家发改委印发了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》(发改价格〔2009〕1906号)，文件明确分资源区制定陆上风电标杆上网电价。按风能资源状况和工程建设条件，全国分为4类风能资源区:Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类和Ⅳ资源区的标杆上网电价分别为0.51元/(kW˙h)、0.54元/(kW˙h)、0.58元/(kW˙h)和0.61元/(kW˙h)。上述规定自2009年8月1日起实行，2009年8月1日之前核准的风电项目，其上网电价仍按原规定执行。
2014年12月31日，国家发改委印发了《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)，文件明确对陆上风电继续实行分资源区标杆上网电价政策。其中，Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类资源区风电标杆上网电价下调0.02元/(kW˙h);Ⅳ类资源区风电标杆上网电价维持0.61元/(kW˙h)不变。上述规定适用于2015年1月1日以后核准的陆上风电项目，以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目。
2015年12月22日，国家发改委印发了《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》(发改价格〔2015〕3044号)，对全国陆上风电2016年上网标杆电价和2018年上网标杆电价进行了调整。其中，2016年上网标杆电价适用于2016年1月1日以后、2017年12月31日以前核准的陆上风电项目;2018年上网标杆电价适用于2018年1月1日以后核准的陆上风电项目;2 a核准期内未开工建设的项目不得执行该核准期对应的标杆电价;2016年以前核准的陆上风电默许但于2017年底仍未开工建设的，执行2016年上网标杆电价。
2016年12月，国家发改委印发了《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)，降低了2017年1月1日之后新建的光伏发电项目和2018年1月1日之后新核准建设的陆上风电项目的标杆上网电价，并鼓励通过招标等市场化方式确定新能源电价。
3.3上网电价下调对风电行业的影响
国家发改委能源研究所以及相关人士认为，风电、光伏发电等新能源平价上网是大势所趋，但在实现平价上网之前，还必须配套解决补贴拖欠和“弃风限电”两大难题，否则相关行业发展将面临困局。
尽管国家出台了《可再生能源法》以及《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，但目前我国全年弃风发电量已近400×108 kW˙h，弃风区域主要集中在内蒙古、甘肃、新疆等西部地区，部分区域弃风率甚至达到了50%以上。鉴于越来越严重的“弃风限电”状况，通过下调上网电价可一定程度上遏制对项目规模的盲目追求，迫使投资者更为理性地作出决定，也可以倒逼风机等主要设备降低成本，从而降低整个风电场的工程造价，提升风电行业的长期竞争力。因此，从长远来讲，逐步下调风电上网电价是有利的，但短期内大幅下调上网电价将对风电行业产生较大冲击。
