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風電平價是必由之路，需要風機零部件-風機-EPC-運營商-電網等全產業鏈協同。
風電標桿電價調整只是風電行業進化的開端。國內風電自2009年確定標桿電價政策（I/II/III/IV類風區標桿電價分別為每千瓦時0.51/0.54/0.58/0.61元），十年時間經過三次正式調整，2015年風電標桿電價首次下調，引發風電行業“搶裝”，當年新增裝機30.75GW，創下年度新增規模之最。
根據媒體報道，4月16日國家發改委價格司組織召開了“2019年風電上網電價政策討論會”。報道稱，發改委討論決定下調風電標桿電價，I、II、III、IV類資源區陸上風電度電價格上限分別為0.34元、0.39元、0.43元、0.52元，相比2018年標桿電價分別下降0.06元、0.06元、0.06元、0.05元。
圖表1：國內風電標桿電價正在醞釀第四次下調
數據來源：領航智庫
當前，各類資源區風電標桿電價與燃煤標桿電價相比價差仍較高，財政補貼壓力較大。國家價格及能源管理部門希望產業鏈上下游共同推進風電實現競價上網---平價上網，推動產業實現無補貼發展。
為研究風電平價上網的可行性，我們以蒙東（二類資源區）地區為例，對當地風電項目平價上網做壓力測試。
發電利用小時數是平價項目生命線
蒙東地區燃煤標桿電價0.3035元/千瓦時，假設風電項目裝機規模50MW，項目工程造價6500元/千瓦，不考慮資源稅費、路條費等非技術成本減少，不考慮風電參與電力市場交易。根據領航智庫風電經濟測算模型（模型培訓、咨詢請聯系智庫研究部：王秀強 13401101254），在風電與燃煤發電平價的情景下，當發電利用小時數為3000小時，項目內部收益率（稅后）為7.8%，凈現值為負值，不具備開發的經濟條件；當發電利用小時數為3100小時，凈現值為正值，項目內部收益率（稅后）可以實現8%以上；發電小時數為3200-3400小時，內部收益水平繼續抬升。
從經濟測算的結果看，內蒙古蒙東地區只當發電利用小時數在3100小時以上時，平價上網才具備競爭力。3100小時是蒙東風電項目平價的生命線，但2018年內蒙古風電平均利用小時數為2204小時，與平價上網的基準尚有900小時的缺口。
圖表2：以蒙東地區為例對風電項目平價上網進行壓力測試
數據來源：領航智庫
此外，如果考慮風電項目參與市場化交易（目前主要風電運營商風電市場交易的比重均超過20%），風電項目在全生命周期中的營業收入響應調減，那么實現8%的內部收益率需要更高的發電小時數來補充。或者依靠綠證交易補充現金流，或者匹配儲能實現滿發，將源網荷儲的鏈條拉長。
根據領航智庫財務模型測算，在平價上網的基準下，風電項目的經濟性與發電利用小時數正相關。從主要財務指標看，發電利用小時數每提高50小時，項目內部收益率響應提高0.26%左右；發電利用小時數提高100小時，則項目內部收益率提高0.6%左右。
圖表3：風電項目內部收益水平與發電利用小時數正相關
數據來源：領航智庫
與此同時，風電項目全生命周期度電成本、凈利潤總額等指標同比發生重要變化。經濟測算顯示，在平價上網的基準下，發電利用小時數每提高100小時，相應度電成本下降0.7分左右。在上述假設的情形下，如果風電利用小時數從3000小時提高到3300小時，項目度電成本將由0.216元/千瓦時下降至0.197元/千瓦時。
而實現度電成本同樣程度下降，如果通過工程造價來實現的話，工程造價需要從6500元/千瓦下降至5850元/千瓦，累計下降650元/千瓦。而實現這一幅度的下降并非易事，當前主流風機制造商毛利已經跌破20%以下，凈利率已微乎其微，只能通過EPC、資源費等環節調整實現。相比之下，發電小時數提升更容易實現。
圖表4：發電利用小時數每提高100小時，度電成本降低0.7分左右
數據來源：領航智庫
凈利潤這一絕對指標的變化幅度則更大。領航智庫經濟測算顯示，在平價基準下，風電項目發電利用小時數每提高100小時，全生命周期凈利潤增加2244萬元。在上述假設的情形下，如果風電利用小時數從3000小時提高到3300小時，項目度全生命周期凈利潤將從14229萬元增加到20962萬元，同比增加6733萬元，增幅47%。
圖表5：發電利用小時數每提高100小時，全生命周期凈利潤增加2244萬元
數據來源：領航智庫
由此可見，發電利用小時數是新能源項目的生命線，是提高項目內部收益、凈利潤總額，以及降低度電成本的主要因素。
在國家能源局2019年風電管理辦法（征求意見稿）中也特別強調，嚴格落實電力送出和消納條件，做好新建風電、光伏發電項目電力送出工程的銜接并落實消納方案，優先保障平價上網項目的電力送出和消納。
近期根據國家能源局要求，各省正在上報風電平價項目，新增項目可否具備開發價值在很大程度上取決于并網消納；存量項目可否轉為平價項目同樣取決于電網的調度消納條件。可以預見的是，電網接入和消納將是未來風電規劃、開發的前置條件，電網公司也將面臨來自新能源越來越大的壓力。
研究結論
1.風電加速平價上網仍有難度，需要從提高發電利用小時數、降低工程造價、降低非技術成本等三個方面入手。
2.發電利用小時數是風電平價上網的生命線。在相同情境下，發電小時數每提高100小時，項目內部收益率提高0.6%左右，度電成本下降0.7分左右，全生命周期凈利潤增加2244萬元。
3.若項目實現相同幅度的改善，單位千瓦工程造價需要下降650元，實現難度大于發電小時數提升。
4.電網接入和消納將是未來風電規劃、開發的前置條件，也是平價項目開發的前提。
5.新能源平價上網時代，電網公司棄風限電改善面臨的壓力將大幅增加。
6.降低資源費、路條費等非技術成本，是風電平價的最后改善因素。
風電標桿電價調整只是風電行業進化的開端。國內風電自2009年確定標桿電價政策（I/II/III/IV類風區標桿電價分別為每千瓦時0.51/0.54/0.58/0.61元），十年時間經過三次正式調整，2015年風電標桿電價首次下調，引發風電行業“搶裝”，當年新增裝機30.75GW，創下年度新增規模之最。
根據媒體報道，4月16日國家發改委價格司組織召開了“2019年風電上網電價政策討論會”。報道稱，發改委討論決定下調風電標桿電價，I、II、III、IV類資源區陸上風電度電價格上限分別為0.34元、0.39元、0.43元、0.52元，相比2018年標桿電價分別下降0.06元、0.06元、0.06元、0.05元。
圖表1：國內風電標桿電價正在醞釀第四次下調
數據來源：領航智庫
當前，各類資源區風電標桿電價與燃煤標桿電價相比價差仍較高，財政補貼壓力較大。國家價格及能源管理部門希望產業鏈上下游共同推進風電實現競價上網---平價上網，推動產業實現無補貼發展。
為研究風電平價上網的可行性，我們以蒙東（二類資源區）地區為例，對當地風電項目平價上網做壓力測試。
發電利用小時數是平價項目生命線
蒙東地區燃煤標桿電價0.3035元/千瓦時，假設風電項目裝機規模50MW，項目工程造價6500元/千瓦，不考慮資源稅費、路條費等非技術成本減少，不考慮風電參與電力市場交易。根據領航智庫風電經濟測算模型（模型培訓、咨詢請聯系智庫研究部：王秀強 13401101254），在風電與燃煤發電平價的情景下，當發電利用小時數為3000小時，項目內部收益率（稅后）為7.8%，凈現值為負值，不具備開發的經濟條件；當發電利用小時數為3100小時，凈現值為正值，項目內部收益率（稅后）可以實現8%以上；發電小時數為3200-3400小時，內部收益水平繼續抬升。
從經濟測算的結果看，內蒙古蒙東地區只當發電利用小時數在3100小時以上時，平價上網才具備競爭力。3100小時是蒙東風電項目平價的生命線，但2018年內蒙古風電平均利用小時數為2204小時，與平價上網的基準尚有900小時的缺口。
圖表2：以蒙東地區為例對風電項目平價上網進行壓力測試
數據來源：領航智庫
此外，如果考慮風電項目參與市場化交易（目前主要風電運營商風電市場交易的比重均超過20%），風電項目在全生命周期中的營業收入響應調減，那么實現8%的內部收益率需要更高的發電小時數來補充。或者依靠綠證交易補充現金流，或者匹配儲能實現滿發，將源網荷儲的鏈條拉長。
根據領航智庫財務模型測算，在平價上網的基準下，風電項目的經濟性與發電利用小時數正相關。從主要財務指標看，發電利用小時數每提高50小時，項目內部收益率響應提高0.26%左右；發電利用小時數提高100小時，則項目內部收益率提高0.6%左右。
圖表3：風電項目內部收益水平與發電利用小時數正相關
數據來源：領航智庫
與此同時，風電項目全生命周期度電成本、凈利潤總額等指標同比發生重要變化。經濟測算顯示，在平價上網的基準下，發電利用小時數每提高100小時，相應度電成本下降0.7分左右。在上述假設的情形下，如果風電利用小時數從3000小時提高到3300小時，項目度電成本將由0.216元/千瓦時下降至0.197元/千瓦時。
而實現度電成本同樣程度下降，如果通過工程造價來實現的話，工程造價需要從6500元/千瓦下降至5850元/千瓦，累計下降650元/千瓦。而實現這一幅度的下降并非易事，當前主流風機制造商毛利已經跌破20%以下，凈利率已微乎其微，只能通過EPC、資源費等環節調整實現。相比之下，發電小時數提升更容易實現。
圖表4：發電利用小時數每提高100小時，度電成本降低0.7分左右
數據來源：領航智庫
凈利潤這一絕對指標的變化幅度則更大。領航智庫經濟測算顯示，在平價基準下，風電項目發電利用小時數每提高100小時，全生命周期凈利潤增加2244萬元。在上述假設的情形下，如果風電利用小時數從3000小時提高到3300小時，項目度全生命周期凈利潤將從14229萬元增加到20962萬元，同比增加6733萬元，增幅47%。
圖表5：發電利用小時數每提高100小時，全生命周期凈利潤增加2244萬元
數據來源：領航智庫
由此可見，發電利用小時數是新能源項目的生命線，是提高項目內部收益、凈利潤總額，以及降低度電成本的主要因素。
在國家能源局2019年風電管理辦法（征求意見稿）中也特別強調，嚴格落實電力送出和消納條件，做好新建風電、光伏發電項目電力送出工程的銜接并落實消納方案，優先保障平價上網項目的電力送出和消納。
近期根據國家能源局要求，各省正在上報風電平價項目，新增項目可否具備開發價值在很大程度上取決于并網消納；存量項目可否轉為平價項目同樣取決于電網的調度消納條件。可以預見的是，電網接入和消納將是未來風電規劃、開發的前置條件，電網公司也將面臨來自新能源越來越大的壓力。
研究結論
1.風電加速平價上網仍有難度，需要從提高發電利用小時數、降低工程造價、降低非技術成本等三個方面入手。
2.發電利用小時數是風電平價上網的生命線。在相同情境下，發電小時數每提高100小時，項目內部收益率提高0.6%左右，度電成本下降0.7分左右，全生命周期凈利潤增加2244萬元。
3.若項目實現相同幅度的改善，單位千瓦工程造價需要下降650元，實現難度大于發電小時數提升。
4.電網接入和消納將是未來風電規劃、開發的前置條件，也是平價項目開發的前提。
5.新能源平價上網時代，電網公司棄風限電改善面臨的壓力將大幅增加。
6.降低資源費、路條費等非技術成本，是風電平價的最后改善因素。
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