業內廣為流傳的一份國家能源局文件顯示，日前國家能源局批復了內蒙古上海廟至山東直流特高壓輸電通道配套可再生能源基地項目。該項目一期配套風電建設規模380萬千瓦，光伏建設規模20萬千瓦，所發電量通過上海廟至山東直流特高壓通道輸送至山東電網消納。

上述文件提出，根據基地規劃、輸電通道建設和輸送可再生能源能力，合理確定基地配套項目的建設布局，采用競爭性方式配置項目資源和確定項目投資開發企業，并將電價作為主要競爭條件。業內驚呼，風電是否開始進入競價上網時代?

促風電降電價

風電降電價是大勢所趨。早在2015年底，國家發改委發布《關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策》，確定“十三五”期間新能源發電補貼實施“退坡”機制。根據相關規劃，到2020年，風電與煤電上網電價相當，即所謂的“風火同價”，平價上網。

“上述文件表明，主管部門有意推動風電行業通過競爭進一步降成本，但并不意味著國內風電行業進入競價上網時代。值得注意的是，該工程是外送通道的配套項目，也就意味著理論上消除了棄風限電的風險。”一位行業分析師表示。

推動風電降電價的思路一脈相承。

今年3月，國家能源局對烏蘭察布風電基地規劃建設有關事項的復函中提出，烏蘭察布風電基地一期建設規模600萬千瓦，所發電量按照可再生能源優先發電原則參與京津冀電力市場交易，國家不予補貼。

國家能源局去年組織開展風電平價上網示范，最終圈定13個項目。該批示范項目建成后，上網電價將按當地煤電標桿上網電價執行，所發電量由電網公司負責確保全額消納，不核發綠色電力證書。示范項目的申報情況以及執行情況或將成為風電下一步如何“去補貼”的重要依據。

“同樣，此次國家能源局批復的項目，也是在特定條件、特定前提下，引入競爭性電價。可以看作是主管部門對開發企業電價承壓能力的又一次摸底。”上述分析師表示。

“風電項目資源條件、外部條件差異性大，目前并不具備大范圍內實施競價上網的條件。”一位風電開發商相關負責人表示，“在火電都未完全實現競價上網的情況下，談風電競價上網為時尚早。”

如何競價待細則

“無論是平價上網還是競價上網，實際上，都涉及到風電電價體系制定的問題。電價體系牽一發動全身，對于產業發展具有直接影響力。對于風電來說，電價體系的設計，一是要促進行業持續發展;二是要促進成本平穩下降。”上述風電開發商相關負責人表示。

按照電力市場化改革方向，競價上網是長遠目標。有觀點認為，風電實施固定標桿電價，不能根據出力的變化，及時反映電力供需關系以及電力系統調峰成本，不利于風電競價上網。

但也有觀點認為，就近期和中期而言，首先要考慮的是，由現有的差價補貼向定額補貼轉變，并逐步擺脫補貼依賴。

“對于文件中所稱的采用競爭性方式配置項目資源和確定項目投資開發企業，如何具體實施不得而知，是否類似于歷史上的特許權招標競價模式?”一位風電開發企業相關人士反問記者。

早在2006年，國家發改委曾頒布《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》，要求風電上網電價按照招標方式形成。這導致同一地區風資源相近的不同項目，上網電價可能存在較大差異。

十幾年前，國內尚處風電規模化發展初期，曾采用特許權招標模式確定上網電價。企業為了圈占資源不惜報出低價，阻礙了行業發展。此后，低價中標向中間價中標模式轉變。2009年7月我國出臺風電標桿價格政策。按照資源區分類劃分成不同檔次的上網固定電價，成為風電電價的主導模式。

“具體到這個文件，如何通過電價競爭配置項目資源和確定項目投資開發企業，仍需要有更細化的規則。”上述分析師表示。

風電版“領跑者”?

根據國家能源局發布的《2018年一季度風電并網運行情況》，今年一季度，在全國棄風電量和棄風率“雙降”的背景下，內蒙古棄風率高達21.3%，遠高于全國8.5%的棄風率，風電消納形勢仍十分嚴峻。

棄風情況不僅極大侵蝕了開發企業的利潤，也阻礙了風電企業開發運行成本的真實呈現。

“由于是給外送通道配套的項目，理論上消除了棄風限電的風險。同時，文件明確提出，各級政府及部門不得對項目開發企業提出采納本地生產風電發電設備的要求，各項目企業應按市場競爭規則公開招標采納相關設備。這表明，剔除各種非技術性因素外，各家開發商基本站在同一起跑線，通過競價配置項目資源，比拼的將是真實的技術水平和管理水平。”上述分析師表示。

在該分析師看來，這有點風電版“領跑者”的意味，類似于光伏“領跑者”，通過競價倒逼行業降成本和技術進步。

所謂光伏“領跑者”，是從2015年開始，國家能源局組織實施的以促進光伏發電技術進步、產業升級、市場應用和成本下降為目標的重大示范工程。

“不過，需要注意的是，以光伏領跑者項目的經驗來看，電價高低不是考察的唯一因素，而是對包括電價水平、可靠性、技術先進性、質量、管理等在內的綜合評定。”上述分析師說。