新能源對政策的依賴性很強，風電也不例外。在前些年國家出臺的一系列政策的引導下，2014年，我國風電產業(yè)方興未艾，正處在平穩(wěn)回升的階段。目前，我國風電裝機容量居世界第一位，風電已成為我國第三大電源。然而，作為一個發(fā)展時間尚短暫的新興產業(yè)，好風需借力，風電仍需要政策護航。幸好，2014年國家相關部門也不斷送出風電“新政”，下面，我們就來盤點風電行業(yè)的“好風”。

　　

開年之時治頑疾——

風電消納破題

2014年1月20日，國家能源局印發(fā)《關于2014年能源工作指導意見的通知》。其中強調，堅持集中式與分布式并重、集中送出與就地消納結合，穩(wěn)步推進水電、風電等可再生能源發(fā)展。2014年，計劃新增風電裝機18GW。制訂、完善并實施可再生能源電力配額及全額保障性收購等管理辦法，逐步降低風電成本，力爭2020年前實現與火電平價。優(yōu)化風電開發(fā)布局，加快中東部和南方地區(qū)風能資源開發(fā)。有序推進酒泉、蒙西、蒙東、冀北、吉林、黑龍江、山東、哈密、江蘇等9個大型風電基地及配套電網工程建設，合理確定風電消納范圍，緩解棄風棄電問題。

春風送暖放核準——

第四批風電項目核準

2014年2月13日，《國家能源局關于印發(fā)“十二五”第四批風電項目核準計劃的通知》。列入“十二五”第四批風電核準計劃的項目總裝機容量27600MW。黑龍江、吉林、內蒙古、云南省的核準計劃另行研究。各電網公司要積極配合做好列入核準計劃風電項目的配套電網建設工作，落實電網接入和消納市場，及時辦理并網支持性文件，加快配套電網送出工程建設，確保風電項目建設與配套電網同步投產和運行。

春風得意戰(zhàn)消納——

風電消納“六個要求”出臺

2014年4月14日，國家能源局發(fā)布了《國家能源局關于做好2014年風電并網消納工作的通知》。對2014年風電并網、風電消納工作提出了六個要求，即充分認識風電消納的重要性、著力保障重點地區(qū)的風電消納、加強風電基地配套送出通道建設、大力推動分散風能資源的開發(fā)建設、優(yōu)化風電并網運行和調度管理、做好風電并網服務。

“大氣十條”促風電——

《能源行業(yè)加強大氣污染防治工作方案》出臺

2014年5月，國家發(fā)改委、國家能源局和環(huán)境保護部聯合發(fā)布《能源行業(yè)加強大氣污染防治工作方案》，將發(fā)展清潔能源和轉變能源結構作為改善空氣質量的重要保障，該方案提出到2017年全國風電裝機容量達到150GW的目標。

為減輕京津冀地區(qū)大氣污染，促進內蒙古、山西、河北等地風電的消納，該方案還提出京津唐電網風電上網電量所占比重在2015年提高到10%，2017年提高到15%的消納目標。為保障京津唐地區(qū)的清潔能源供應，國家能源局還將核準張家口二期(2.87GW)、承德二期(1.65GW)及烏蘭察布及錫林郭勒盟等風電基地項目。

波濤涌起海風吹——

標桿電價啟動海上風電市場

2014年6月，國家發(fā)改委下發(fā)了《關于海上風電上網電價政策的通知》，對非招標的海上風電項目，2017年以前投運的潮間帶風電項目含稅上網電價為每千瓦時人民幣0.75元，近海風電項目含稅上網電價為每千瓦時人民幣0.85元。2017年及以后投運的海上風電項目，將根據海上風電技術進步和項目建設成本變化，結合特許權招投標情況另行研究制定上網電價政策。

秋風漸涼價將調——

陸上風電調價方案出臺

2014年9月，國家發(fā)改委價格司召開“陸上風電價格座談會”，通報調價設想方案，將風電四類資源區(qū)標桿電價從目前的0.51、0.54、0.58、0.61元/千瓦時，調整為0.47、0.5、0.54、0.59元/千瓦時。并在此調整基礎上區(qū)別對待，將福建、云南、山西三省電價由0.59元/千瓦時調整為0.54元/千瓦時；將吉林、黑龍江省電價統(tǒng)一調整為0.54元/千瓦時。上述電價調整設想方案只針對2015年6月30日后投產項目，此前建成的風電場仍執(zhí)行原有電價。

寒風掠地洪波涌——

2014-2016海上風電開發(fā)方案劃定

2014年12月，國家能源局對外公布《全國海上風電開發(fā)建設方案（2014－2016）》，總容量1053萬千瓦的44個海上風電項目列入開發(fā)建設方案。根據這個方案，這44個海上風電項目分布在天津、河北、遼寧、江蘇、浙江、福建、廣東、海南等省份。其中江蘇省列入開發(fā)建設的項目規(guī)模最大，達到348.97萬千瓦。