截至 2019年末，全国并网风电装机容量 2.2 亿千瓦，位居全球第一，其中海上风电 593万千瓦，仅次于英国、德国位居全球第三。2020 年上半年，全国风电厂发电量2379 亿千瓦时，同比增长 10.9%，占全部发电量的 4%。完成风电投资 854 亿元，同比增长 152.2%。继 2015 年风电抢装之后，受财建【2020】4 号文关于非水可再生能源补贴政策驱动，2020 年风电行业再次出现保电价、抢并网、规模化发展态势。
一、 风电补贴政策的迭代和发展
2005 年《中华人民共和国可再生能源法》首次通过立法规定设立可再生能源发展基金，对以风电光伏为主的可再生能源发电进行上网电价补贴，补贴部分覆盖发电项目上网电价与该地区燃煤电价的差额，发展基金来自全国销售电价中征收的可再生能源电价附加。根据最新的可生能源电价附加征收标准每千瓦时1.9 分钱（发改价格[2015]3105 号），2020 年可安排的可再生能源电价附加资金预算为 923.55 亿元，其中风电累计补贴需求 1550 亿元。
1.电价双轨制阶段
2003 年，国家发改委颁布《关于印发风电特许权项目前期工作管理办法及有关技术规定的通知》（发改能源〔2003〕1403 号）。2003 年到 2005 年，是风电电价的“双轨制”阶段，招标和审批电价并存。
2003 年国家发展和改革委员会组织了第一期全国风电特许权项目招标，将竞争机制引入风电场开发，以市场化方式确定风电上网电价。华睿投资集团有限公司中标当时江苏如东 10 万千瓦风电特许权项目，报价仅为 0.39 元/度。风电成本在 0.5 至 0.6 元之间而在省(区)项目审批范围内的项目，仍采用的是审批电价的方式，出现招标电价和审批电价并存的局面。2006 年，国家发改委会同国家电监会制定《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7 号），提出了“风力发电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院电价主管部门按照招标形成的电价确定”。部分省(区、市)，如内蒙古、吉林、甘肃、福建等，组织了若干省级风电特许权项目的招标，并以中标电价为参考，确定省内其他风电场项目的核准电价。
2.上网标杆电价阶段
自 2009 年起,为促进风电建设，规范风电价格管理，我国采取了分资源区制定陆上风电标杆上网电价。此后根据风电行业发展情况，国家发改委对陆上风电上网电价进行 3 次降价调整。2014 年国家发改委发布的《关于海上风电上网电价政策的通知》首次规定海上风电项目上网电价，风电上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地省级电网负担；高出部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。与当前现行燃煤上网标杆电价比较，2019年核准的陆上风电项目，平均补贴金额占总电价约 35%，2020 年核准的陆上风电项目，平均补贴金额占总电价约 15%，2019 年-2020 年核准的海上风电项目，平均补贴金额占总电价约 40-50%, 此外竞价政策出台后已公布的竞价陆上风电项目平均补贴金额占总电价约 30%。
3 上网指导价取代标杆电价
为科学合理引导新能源投资,推动风电产业健康持续发展,2019 年 4 月国家发改委将将陆上风电标杆上网电价和海上风电标杆上网电价均改为指导价，新核准上网电价通过竞争方式确定。2019、2020 年指导价较 2016 年公布的上网电价再次下调。至此，执行了近 10 年的风电上网标杆电价成为历史。
4．风电竞价机制开启
为了减少风电行业发展对国家补贴依赖，节约补贴资金，在推荐风电建设平价上网项目试点的同时，国家发改委能源局也推出对需国补项目慕的竞争配置机制。
优先建设补贴强度低、退坡力度大、技术水平高的项目。能源局《关于 2018年度风电建设管理有关要求的通知》中明确 2019 年新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。2018 年 11 月宁夏、广东两省相继出台《宁夏风电基地 2018 年度风电项目竞争配置办法》、《海上风电及陆上风电竞争配置办法(试行)》。同年 12 月宁夏首个公布了风电竞价结果，正式开启了风电竞价阶段。
5.未来向全面平价发展
随着风电技术进步，国家政策调控推进，风电行业市场化导向更明确，补贴退坡信号更清晰，消纳能力落实更强化。对于未来新建风电项目，可以分为两种类别进行补贴申请：
（1）竞价项目：新核准的集中式陆上风电和海上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价；（2）平价项目：自 2021 年 1 月 1 日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴，2020 年起，新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，由地方按照实际情况予以支持。
二、 风电补贴政策对投资电站的影响
1.补贴退坡对收益影响
2009-2016 年间，风电上网标杆电价每千瓦时下降 0.1 元，四类资源区平均下降比例约 14%，补贴阶段性下调对风电项目的工程造价、发电小时数、非技术成本等方面提出了更高的要求。经测算，按现行燃煤上网电价和发电利用小时数，陆上风电仅部分地区由于投资成本低及当地较高的燃煤上网电价可实现平价，海上风电项目去除补贴后平均比投资成本需下降 30%以上才可实现自身收益还本付息。所以在目前建设成本不能有效降低的情况下，补贴对于风电项目效益影响巨大。
2．抢装规模化发展对投资带来影响
（1）赶工期带来电站投资成本增加
由于抢工期，普遍存在“未取得批准而先行建设”、“未取得备案即开工”等情况，尚未办理可能导致罚款、停产后果的手续和文件，或者租赁其他电场的现有土地等，可能影响项目收益，最终导致项目总投资超过预期。
（2）质量隐患影响风电场后续运维成本
由于 2021 年后并网国内风电项目不在享有中央补贴，风电项目为了赶上补贴政策急于短期内并网，导致项目从立项到并网都在抢工期，运维成本是风电全生命周期成本的重要部分，施工质量问题对后期电站运营带来较大困扰。海上风电在我国起步较晚我国已建海上风电项目正陆续出质保期，运行维护产业尚未成熟，缺乏运维经验。此外我国海上风电运行维护标准体系尚未建立，科学系统化管理体系不健全，运维技术有待检验和提高。
三、对策建议
1.跟踪和研究地方补贴政策要点
新建风电项目应关注地方补贴政策出台情况，与当地能源局、财政局沟通，积极申请地方政府补贴。目前仅上海市出台《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法(2020 版)》，对于风电项目，陆上风电不再享受奖励，近海风电奖励标准为 0.1 元/千瓦时，深远海风电项目奖励标准将另行研究，单个项目年度奖励上限不超过 5000 万元。广东、江苏两省地方财政实力较强，有较大可能出台地补政策。
2.对电力消纳、外送保障、配套设施建设情况进行评估
在评估风电场时除常规的关注事项外应充分考虑周边配套设置、电网接入情况等。研究电场周围是否有建好的升压站、线路等，是否有借款人或其股东的其他已投运电站，选址尽量靠近负荷中心或者特高压通道换流站周边。风电就地消纳或外送得到保障是投资风电场获得长期稳定收益的关键因要素。
