2014年年底，国务院办公厅公布《关于印发能源发展战略行动计划( 2014-2020年)的通知》，提出到 2020年，中国将基本形成统一开放、竞争有序的现代能源市场体系。在能源结构调整中，风电作为绿色能源则有望逐步改变当前被视作替代能源的角色，上升为未来扛鼎国家能源结构调整主体的地位。

　　风电产业经过 2012年的低谷期和 2013年的严冬期，自 2014年起，国内的风电市场正在迎来全面复苏，特别是在推进节能减排、大力治理环境的趋势下，国家出台一系列利好政策，运营商投资热情高涨，由此推动风电产业持续增长。

　　2014年，风电投资规模首度超越火电，自当年下半年起风电投资累计增速连续超过 40%，前 10月更是高达62.2%。2015年第一季度风电已经提前完成“十二五”的 1亿千瓦装机目标。据业内相关人士预计，“十三五”风电规划将有大幅度提升，到 2020年，从原先规划的累计装机 2亿千瓦提升到 2.5亿千瓦以上。但与此同时，风电产业目前面临的诸多掣肘仍然待解。

　　风电产业的补贴之争

　　据悉， 2015年，中国对可再生能源领域的补贴额度将达到近 1000亿元，其中风电产业大概约有 300亿元。但业界期盼多时的国家层面“可再生能源发电配额制”一直未出台。在国外，可再生能源配额制是应用最为广泛、最常见、最为成功的电价模式之一。政府强制要求电网企业在一定期限内按照一定电价收购电网覆盖范围内可再生能源发电量，同时，为了鼓励可再生能源参与市场竞争，一些实行电力市场机制的国家将可再生能源上网电价与市场电价挂钩，让可再生能源电源与其他常规电源一样参与竞价上网，政府在其结清电价的基础上，对单位上网电量给予一定的补贴，可再生能源最终上网电价为“市场结清电价 +政府补贴”。电力市场电价是持续波动的，政府的补贴额度也会定期进行相应调整。

　　风电作为可再生能源，一直隐含的是一种社会责任，中国应该建立新的绿色 GDP机制。可再生能源和谐了青山绿水，治理了环境污染，这正是它的价值所在，折算成经济当量无疑是巨大的。配额制其中之一就是绿色电力证书(绿证)交易。绿证是国家根据绿色电力生产商实际入网电力的多少而向其颁发的证明，购入绿色能源证书是供电商、消费者完成其配额的手段，绿色电力的价格是基本价和证书价格两个部分决定的。有了这样的市场机制，用绿色的电是每个企业和个人的义务，相应就要支付额外的成本。中国目前亟需这样的机制。

　　有人认为，风电成本高，这主要体现在风电销售价格中的补贴部分。风电享受补贴后的电价，与火电电价相比，依然具有明显的成本效益优势。这主要是因为中国的销售电价并未反映出各种电源的全部真实成本。以火电为例，其所享受的隐形补贴是惊人的。煤炭在开采、运输、燃烧以及污染治理上，每年都在耗费着以万亿来计算的社会成本，而且未来这个成本还会更高。就目前情况看来，雾霾的严重程度充分表明，这些成本也远未计算在内，民众因为呼吸道疾病所付出的医疗成本，以及相关城市因环境恶劣所丢掉的投资，均应算在其中。

　　对可再生能源电力进行适当补贴，培育其市场生存能力，从而助力能源结构调整并打造新的经济增长极，这是世界各国为占领未来技术制高点所采取的通行做法。随着学习曲线的下降，补贴水平将逐渐降低。中国可再生能源的发展比国外晚了十年，利用较少的补贴，实现了可再生能源的大规模利用。当规模越来越大的时候，应该考虑完善价格补贴机制，促进风电进入市场，最终目标是让风电价格与常规能源价格相比具有市场竞争力。

　　价格下调引发抢装隐忧

　　目前国内多家风电整机商订单和排产非常满，从去年下半年开始，风电开始出现抢装潮， 2014年底，国家发展改革委宣布下调部分资源区风电标杆上网价格。由于这一政策适用于 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，这也意味着所有在 2015年之前批准的风电项目，均需要在 2015年完成装机。风电企业为能够享受之前的电价政策，纷纷加快风电项目投资运营的步伐，以争取在最后期限前完成投运。

　　上网电价下调将对风电发电企业意义重大。一般来说，一台 1.5MW的风电机组每小时发电是 1500度，一年有效发电时间为 2000小时，风电场的 33台机组的年发电量大约为 9900万度。如果电价下调 2分钱，那么一个风电场将减少营收近 200万元。诸多风电开发商纷纷上调了今年的风电装机容量。

　　根据中国风能协会发布的报告， 2015年上半年中国共有270个风电场项目开工吊装，新增装机共 5474台，装机容量为 1010万千瓦，同比增长 40.8%。报告指出，尽管上半年的进度已经快于往年，但下半年部分企业的供货压力仍然较大。抢装潮在拉动设备制造数量的同时，带来的负面影响无疑是更大的：短时间内装机激增，而电网接纳能力并没有随之快速增加，这意味着未来的一段时间内，弃风现象将更加频繁;高潮之后出现低潮，进入下一个严冬;最令人担心的则是产品的质量安全，抢装潮会引发风电产业链供不应求，一些风电开发商为了尽快上项目赶工期，加紧对设备商的催促，抢工的直接后果则是容易埋下产品质量隐患。

　　总而言之，短期内市场需求剧增，风电设备价格快速上涨，风电设备制造商加班加点生产，在风电设备高产的背后，所生产出的是设备质量引发的忧虑。因此，国家和地方监管层面应当加强安全监管和产品质量检测，引进第三方验收机构，确保每一个项目安全可靠、有备无患。

　　亟需建立良好协调机制

　　以往是煤炭、油气、水利之间三足鼎立的利益之争，现在风电、太阳能的强劲发展不容小觑，可以说，在未来相当长的一段时间内，中国将处于清洁能源与传统化石能源并存的时代。在混合能源的时代，如果缺少协调，传统化石能源的开发利用与清洁能源的大规模并网消纳是明显存在抵触的。

　　从国家的层面看，要加快能源结构调整，促进新能源的发展是必然之路，但具体到怎么执行，如何运作，尚缺乏一个操作性的统筹协调。能源结构调整涉及到各个行业间的利益博弈。现阶段，大家还是各自为阵，做火电的做火电，做风电的做风电，做核电的做核电。如何将宏观战略落地，如何打破各自为政的局面，如何创造合作共赢的能源共同体，建立一个良好有效的协调机制，这是亟待解决的问题。

　　同时，只有良好的协调机制的建立，才能促进各相关方各司其职，才能切实促进可再生能源的新发展。针对协调机制的建立，国家有关部门应明确内部相关方的职责和权利，并针对风电等可再生能源目前的困境对症下药。另一方面，地方政府和电网、开发商和设备商、风电和火电，均应由政府或行业层面建立明细的职责划分，承担相应责任。

　　解决风火矛盾是关键

　　与风电装机数据的红火相比，消纳问题的解决却未能完全跟上回暖的步伐，目前所面临的弃风限电矛盾也是日益凸显。根据国家能源局数据显示， 2015年上半年全国风电上网电量虽然同比增长 20.7%，但弃风电量也同比上升6.8%，平均弃风电率已高达 15.2%，造成经济损失接近 87亿元，创 3年来同期新高。 2015年上半年用电需求持续下滑，而与 2014年相比， 2015年是大风年。

　　让业界感到不安的是，在电力增长趋缓的形势下，火电装机“逆势增长”，上半年火电项目新投产 2343万千瓦，同比增长 55%，各地火电项目核准开工步伐加快，核准在建规模达1.9亿千瓦。火电失速最直接的影响就是和风电抢占并网资源，当前风火矛盾中，风电的空间被挤占越来越小，如果不停止火电的大规模核准建设，风电产业很难取得良好发展。

　　由于电力产能的严重过剩，对于电网的调度负荷来说，相当于只有低谷，没有尖峰。无论任何时候，都有电厂等着被调度发电。风电、光伏发电等新能源自身出力的特殊性，客观上需要与其规模相当的抽水蓄能电站配合运行，才可以做到既能满足用电高峰的电力需求，又确保在用电低谷时段能为风电腾出足够的发电空间。在经济新常态下，电力需求放缓，本应是进行能源结构调整的最佳时机，火电的“大干快上”必将加剧风火矛盾。

　　据业内专业人士介绍，弃风不是技术问题，关键是利益协调问题，弃风限电之所以久治不愈，是因为动了一些人的“奶酪”。在德国、丹麦等风电发展好的国家，高比例的风电是可以做到的，中国的风电比例不足 3%，电网的现有调节能力完全可以应对。风火打捆是目前风电直流外送的相对最优选择。这需要火电来配合风电进行深度调峰，有风的时候风电多发，没风的时候火电多发，但深度调峰运行将改变火电传统的运营方式，客观上增加了火电厂的工作量，火电厂的积极性并不高。现在火电深度调峰在技术上没有问题，在补偿机制里应该给火电厂设置相应的补偿。风火矛盾不解决，弃风限电就会愈演愈烈。如何从国家政策层面解决风火矛盾才是破题的关键。

　　实际上，弃风问题是多方面原因造成的，更有积重难返的势头。因此，要从根本上解决问题，最重要的是电网做好配合，解决风火矛盾。必要的时候国家相关部门应当采取相应的强制手段干预。还应该鼓励储能技术的开发，鼓励一些风电场搞一些储能的项目。另外，从风电发展来讲，应该多鼓励风电就地消纳，开发风能资源的多种用途。