自“6˙30”截止报名以来，历经两个月的遴选，9月初，国家能源局正式公布风电平价上网示范项目名单。此次列入目录的示范项目共13个，总计装机容量70.7万千瓦。
该批示范项目建成后，上网电价将按当地煤电标杆上网电价执行，所发电量由电网公司负责确保全额消纳，不核发绿色电力证书。示范项目能否真正在创新调度运行机制，挖掘系统调峰能力和消纳潜力，确保全额消纳，降低风电成本等方面切实起到示范效应和引导作用？
示范初衷何在
国家能源局综合司于今年5月底下发《关于开展风电平价上网示范工作的通知》，要求6月30日前组织各风电开发企业申报风电平价上网示范项目。此次示范被看作是对风电行业电价承压能力的测试。示范项目的申报情况以及执行情况或将成为风电下一步如何“去补贴”的重要依据。
早在2015年底，国家发改委发布《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策》，确定“十三五”期间新能源发电补贴实施“退坡”机制。根据相关规划，到2020年，风电与煤电上网电价相当，即所谓的“风火同价”，平价上网。
一方面，距离当初设置的2020年“风火同价”目标的时间节点越来越近；另一方面，2018年实施新的风电标杆电价后，也意味着要着手制定下一次电价“退坡”的幅度。是要再经历一次“退坡”？还是一步到位取消补贴？种种疑问，都需要主管部门对风电行业的真实成本摸底，摸清风电行业的真实的电价承受水平。
项目分布与补贴强度相关
此次示范项目的分布区域与此前业内预料大体一致，集中于“三北”地区。根据国家能源局公布的名单，风电平价上网示范项目分布于河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆5个省区。其中，最大项目装机容量为10万千瓦，最小项目装机容量为0.4万千瓦。
申报还是不申报示范项目，对于风电企业来说，需要考量多重因素，也要在各种利益纠结中取得平衡。
目前，煤电标杆电价大多在0.27元-0.45元/度之间。煤电上网标杆电价东部、南部省份高于西部、北部省份。明年起，风电上网电价则下调到0.4元-0.57元/度之间。向煤电看齐，意味着风电平均降价0.1元/度左右。
此前，有业内人士告诉记者，单纯从经济性来分析，虽然“三北”地区煤电标杆电价较低，但若能保证风电项目完全消纳，等效利用小时数达到3500小时左右，内部收益率应能让企业接受。
而中南部地区，虽然煤电标杆电价相对较高，但风电项目一直较少受到弃风限电影响，若要保持盈利水平，等效利用小时数至少达到2500小时以上。目前，在中东部和南方地区，5米/秒左右的风资源条件，能达到2000小时的等效利用小时数已实属不易。
因此，业内早有断言，示范项目必定集中于“三北”地区。
从最终公布的名单来看，13个示范项目中，河北占了5个项目。按装机容量计算，河北示范项目规模占比也是最高，达到57%。这一结果与电价补贴强度密切相关。目前，冀北区域脱硫煤电价格为0.372元/千瓦时，2018年风电标杆电价为0.45元/千瓦时，补贴强度相对较低，只有0.078元/千瓦时。因此，实施平价上网后，冀北地区对项目的收益影响最小。
能否厘清隐性成本
毫无疑问，主管部门非常清楚，弃风限电是影响“三北”地区风电实现平价上网的首要因素。因此，承诺示范项目不限电，保证消纳。主管部门希望通过平价上网示范项目厘清的是，除了弃风限电这一显性因素外，还有哪些隐性因素和隐性成本，制约着风电的平价上网。与此同时，在确保风电平价上网示范项目的开发经济性、技术先进性和运行可靠性，保障示范项目与系统协调运行等方面进行探索。
方向和目标是明确的，风电平价上网是大势所趋，这一点业内没有争议。争议点在于，该实现什么样的平价上网？如何把风电和煤电真正放在同一起跑线上？平价上网路径该怎样设计？
目前，煤电标杆电价也有逐步取消的趋势，这意味着风电现有的补贴模式也必然要发生变化。
有风电开发商认为，目前很多隐性成本还没有浮出水面，如果过早推行平价上网，对行业弊大于利。“不能人为设置哪一年要实现平价，当风电在电源结构中占据了较大份额，如10%的时候，或许才是平价上网的时机。”
当然，也有企业力挺尽早实现平价上网。某整机制造商相关负责人表示：“只有平价上网了，风电才能获得大规模发展。”
“风电项目资源条件、外部条件差异性大，即使这13个示范项目成功实现平价上网了，也是在特定的条件下取得的成果，不代表整个风电行业能进入平价上网时代。”相关企业人士向记者表示。
业内也有观点认为，示范项目对于探索风电消纳途径或无太大实质性帮助。毕竟，示范项目总量较小。现在“三北”地区面临的消纳难题，不是完全不能消纳，只是消纳程度有限。因此，难免让人担忧，会不会腾挪出其他项目的消纳空间保证示范项目的消纳。
