风机制造能力提升、成本稳步下降，是我国风电产业政策成功的最大亮点。

国产风电机组价格自2009年以来一路走低，2011年平均价格甚至低于4000元/千瓦。2012年后有所回升，2014年的平均价格在4300元/千瓦。

虽然风电投资成本稳步下降，上网电价自2009年以来却一直未调整。直到2014年12月31日国家发改委下发通知，将第Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ类资源区风电标杆上网电价下调0.02元/千瓦时，第Ⅳ类资源区风电标杆上网电价保持不变。

保障性收购和强制电价的逻辑，是通过价格补贴和全额收购来保障风电投资运营主体的稳定收益，从而刺激市场迅速形成规模;通过学习曲线促进成本下降和经济性改善，最终促使新技术达到商业化并退出补贴机制。那么，到底中国陆上风电的经济性如何?以10万千瓦典型风电场为例，运用能源领域主流的平准价格模型来测算风电价格，可评估我国陆上风电的经济性。

先看风电投资成本。2009年风电单位千瓦投资成本为8000元/千瓦，其中大头是风机设备。按照风机设备平均价格趋势，假设设备之外的其他支出不变，2014年新建风电单位千瓦投资约为6000元。自有资本比例20%，税收内部收益率8%;贷款比例80%，15年长期贷款，年利率6.8%。机组经济寿命20年，折旧期15年，机组退役后项目残值为总投资的5%。

再看运维成本。年度修理维护费按 总投资的2%计，保险费率按0.25%计，材料和其他费用按0.02元/千瓦时计;配备15名员工，年工资按8万元，保险及福利附加率按60%计，年均工资增长率6%。

厂用电率为2%。最后，各项税收按国家现行税则执行。

根据平准电价模型，估算2009年和2015年我国风电场平准价格见下表。对比可见，2009年我国风电价格要显著高于所在地区的煤电上网电价，即风电还完全不具备市场竞争力。而国家的标杆电价在煤电价格的基础上，每千瓦时风电补贴了0.1~0.2元。按此前价格，如果各资源区风电均能达到满小时发电，2009年投资的风电场内部回收率普遍在15%左右。但考虑到弃风严重，平均内部回收率在6~10%范围。

如果考虑到早期风电机组质量达不到标准、经济寿命远低于20年的话，部分风电场甚至难以实现盈亏平衡。

风电单位投资成本的稳步下降迅速改善了陆上风电的经济性。我们的估算显示，除了Ⅰ类资源区外，其他资源区风电的发电成本都已接近煤电价格，部分地区甚至略低于煤电。当然，这一估计也是建立在风电能够满利用小时上网的前提下。分析显示，即便是在价格下调的情况下，新建风电场的投资回报也非常丰厚， Ⅰ类资源区高达70%，Ⅳ资源区也可达50%。如果我们的估算没有重大偏差的话，是否可以这么认为，中国的陆上风电已达平价上网阶段，而风电发展政策也到了需要重大调整的窗口期?