但仔细分析风电发电量数据，可以看出，风电限电问题在2014年实际上可能又加剧了。如果比较2013年和2014年的1-9月风电年等效利用小时数，后者下降了180左右，这也意味着在其他条件不变的情况下，2014年风电开发企业的实际收入在下滑，主要原因是2014年风资源较差，风电年等效利用小时数的降低，一定程度上掩盖了限电情况回弹加剧的事实。

 

　　限电问题是可以逐步解决的，但在短短的几年内尽快解决，难度较大，需要在各个方面多重发力。未来政策和措施的设计需考虑风电发展需求，在风电并网和消纳的硬件和软件上予以支持配合。

 

　　硬件需求顾名思义来自电网装备和建设方面。如按照前文所述，“十三五”期间12条输电通道如期完成，加上其他输电线路建设和完善，应该是可以满足风电并网消纳硬件需要。

 

　　弃风限电问题的根本解决，更关键的是软件，即风电相关的体制衔接问题，尤其是目前的煤电计划电量制度使《节能发电调度运行管理办法》基本成为一纸空文，压缩了风电的出力空间。此外规划问题，即各类电源规划之间以及与电网规划之间的不协调，以及地方政府追求增加经济总量的直接目的，造成部分地区各类电源增长过快，而不充分考虑当地电力负荷和电网输送容量有限的事实情况。

 

　　规划成功与否，并非目标，而是细节。从当前的情况看，解决弃风限电问题的方向明确，但能否解决这一顽疾，关键要看如何细化规划目标和政策，探索创新体制。

 

　　风电煤电上网电价相当难度较大

 

　　相对实现装机目标和解决弃风限电问题，2020年使风电与煤电上网电价相当的难度较大。根据2014年各地区风电上网电量以及风电、煤电现行电价水平，风电的平均度电补贴水平略超过0.2元/千瓦时，因此，上网电价相当意味着要在未来6年左右的时间内将这一差距缩小为近乎零。

 

　　2014年前三季度，多家风电制造企业的业绩大幅上升。以金风科技(002202,股吧)为例，其实现营业收入106.21亿元，同比增长49.18%；归属于上市公司股东的净利润11.95亿元，同比增长535.78%。更有风电证券机构作出预测，使金风科技在四季度将继续触底反弹。

 

　　风电制造业2014年较好的业绩与“抢装”现象不无关系。2014年两会上，“适时调整风电上网电价”的提法就已拉开风电行业抢装潮的大幕，9月国家发改委提出了陆上风电上网电价调整征求意见方案，各类资源区的电价下调幅度不一，为0.02~0.04元/千瓦时，风电行业反响强烈。如要在“十三五”实现风电和现有煤电价格相当，下调的幅度要达到0.2元/千瓦时左右，将影响企业的盈利甚至生存，这显然是行业最为担心的情况。

 

　　单纯从风电角度以及可能的途径看，如果想打消企业的担心，要么实现风电成本下降，要么让风电利用小时数上升。自2010年后，风机价格和风电场建造成本稳步下降，根据水电水利规划设计总院和国家可再生能源信息管理中心发布的《2013年度中国风电建设统计评价报告》，2013年“三北”地区风电平均决算单位造价已经低于8000元/千瓦，未来价格可能还会下降，但降价空间是有限的。再看风电年等效利用小时数，2013年，全国风电平均利用小时数为2074小时，相比2012年激增180小时。但到了2014年上半年，风电平均利用小时数仅为979小时，同比下降113小时。

 

　　之所以出现这样的反复，2014年的风资源情况不佳的自然原因固然是主因，但限电问题的可能反弹也不容忽视。实现风电与煤电上网电价相当，需要努力的不仅仅是风电行业，煤电乃至整个电力、能源系统的运行方式、机制需要做出改变，在市场空间一定的条件下，如能真正落实电力的节能调度，煤电实际的成本和价格需求将上升，风电的发展空间将增大，再考虑未来可能的环境税、碳税等的影响，从风煤环境约束等几个方向上可以缩小风电、煤电的成本和价格差。因此，风电的长远发展或需要国家在能源领域的顶层设计上进行调整。

 

　　在2014年11月公布的《中美气候变化联合声明》中，我国政府提出到2030年非化石能源在一次能源中的占比要达到20%左右的新发展目标。风电将是实现这一目标的主力之一。一直以来，但凡提到风电煤电平价，更多的人想到的是从风电行业入手，或压缩成本、或提高效率。但要实现这一目标，仅靠风电行业一方努力还不够。只有做到顶层设计优化，“风煤”双向调整，或才是完成目标、使风电在能源供应中发挥更大作用的可行途径。