二是完善招标规则，包括：明确按规定需要参与招标的可再生能源发电项目，只有中标才能获得可再生能源补贴。建立保证金以及项目逾期建设惩罚机制，规范竞标主体行为。例如，对于陆上风电，在每轮竞标结束之前，投标者需要根据各自竞标的装机容量，向联邦网监局预交30欧元/千瓦的保证金。中标后，如果24个月内项目未投运，那么中标者将会面临惩罚，根据拖延时间，罚金最高达30欧元/千瓦。若30个月内仍未投运，则取消中标资格。对于风电和光伏发电采用按实际竞标价结算机制，且限定竞标价上限，如规定2017年陆上风电参考风机的最高竞标价不能超过7欧分/千瓦时，电价有效期20年。
三是划定电网阻塞地区，引导陆上风电优化布局。由于过去几年中可再生能源发展速度超出预定目标，电网扩建难以适应，加剧了部分地区的电网阻塞。为促进可再生能源与电网协调发展，《EEG 2017》规定，联邦网络管理局将划定电网阻塞地区，电网阻塞区域陆上风电发展规模将受到限制。预计这些区域中的每年新建风电容量将仅为2013～2015年的58%。
实现平价上网的关键因素
笔者认为实现风电平价上网的关键因素有三点：
一是发电技术突破以及应用规模的扩大带来的发电成本下降。随着风电、光伏等新能源发电技术的进步及应用规模的扩大，可再生能源发电的成本显著降低。“十二五”期间，风电设备和光伏组件价格分别下降了约20%和60%。目前，南美、非洲和中东一些国家的风电、光伏项目招标电价屡创新低，智利某个风电项目上网电价只有0.3244元/千瓦时；西班牙也出现风电项目竞标上网电价为0.33元/千瓦时，美国风电长期购电协议价格已与化石能源发电达到同等水平。尽管如此，世界上各新能源发展大国，都没有取消新能源补贴政策，美国的配额制和生产税减免政策、德国等欧洲国家的电价补贴政策均有调整并没有取消；英国由配额制转而执行差价合约。这些均表明，尽管风电等新能源产业发电成本有了明显下降，个别项目出现超低价，但从各国的选择来看，目前风电等新能源发电还没有到取消补贴、实现平价的时机。
二是风电等新能源发电从项目开发到运行消纳的良性循环机制基本形成，弃风率在合理的范围（5%以内）。我国与欧美国家不同，欧美等国通过电力市场的建设和完善，运用市场机制，实现了新能源发电从项目开发到运行消纳的良性循环机制，没有出现严重弃风弃光问题。我国新能源资源相对集中且开发规模大，新能源的项目开发与市场消纳脱节，资源较好的“三北”地区弃风、弃光问题突出。在此背景下，通知允许在风电红色预警地区新建规模不超过10万千瓦风电平价上网示范项目，并要求“确保风电平价上网示范项目不限电”，然而在这些风电红色预警地区，估计没有谁能确保示范项目不限电。在风电项目开发到运行消纳的良性循环机制没有形成之时，在弃风问题突出的区域试点平价上网，除了加剧风电消纳矛盾之外，并无益处。
三是新能源配套的市场机制设计。发电成本和上网电价是两个概念，在成熟的市场中，上网电价是由发电成本和市场供求关系共同决定的。因此即便风电等新能源发电成本可以达到与常规电源相当，但由于出力特性的差异，也并不意味着风电等新能源与常规电源在电力市场可以实现平价。国际上欧美一些新能源开发规模较大的国家，随着电力市场中新能源规模的扩大，对已有电力市场进行完善，建立了适应新能源特点的一些新机制。如英国，建立了容量市场机制，德国根据新能源特点完善了辅助服务市场机制。
我国风电发展前景及路径展望
我国风能资源丰富，陆上风资源（70米高度）技术可开发量达到26亿千瓦，其中内蒙古、新疆、甘肃风资源技术可开发量分别为15、4亿和2.4亿千瓦，合计约占风资源技术可开发量的82%。截至2016年底，我国风电开发规模仅占风资源技术可开发量的5%，未来风电开发潜力巨大。同时，我国风电技术水平明显提升，关键零部件基本国产化，5~6兆瓦大型风电设备已经试运行，低风速风电技术取得突破性进展，风电开发利用成本在过去五年下降了约30%。我国风电具备大规模发展的基础。
从全球范围来看，即使个别项目出现了超低中标电价，主要新能源发展大国都没有取消对风电等新能源产业的补贴，此时推出平价上网试点对于破解当前风电发展难题无益。“十三五”时期，风电发展的重点应通过政策调整，着力解决“弃风”和补贴拖欠问题，建立风电从项目开发到运行消纳的良性循环机制，为“十四五”乃至更长时期的风电可持续发展奠定基础。
到2020年前，合理控制风电项目开发节奏，重点提高风电产业发展质量，通过采取优化风电开发布局，严格控制红色预警区域新增风电开发规模、适度控制橙色预警区域新增开发规模，加强配套电网，在最大限度提高本地消纳能力基础上扩大消纳范围等措施，通过行政手段，力争2020年基本解决弃风问题，弃风率控制在合理范围，实现固定上网电价制度向固定电价补贴制度转变，按照可支付补贴规模确定固定电价补贴额度，力争零新增拖欠，同时开展风电项目的招标试点。
2020~2025年，综合平衡产业发展需要和可支付补贴能力确定风电开发目标，全面引入风电项目招标制度，执行风电固定补贴制度，并根据随技术进步风电设备成本下降和可支付补贴规模，以“清陈欠，零拖欠”为目标确定固定电价补贴年度下调幅度。同时鼓励市场消纳条件好的地区开发风电项目，不享受补贴，不限制开发规模。根据电力市场建设进度，开展风电项目参与电力市场的试点。
2025年以后，随着国内电力市场的建成，规模以上风电全部进入电力市场，完善适应大规模风电参与系统平衡的辅助服务市场或容量市场机制，建立风电从项目开发到运行消纳的良性循环机制，实现真正意义的风电平价。
