风电是近年来发展最快的新能源，所发电量占所有电源所发电量的比重自2008年的低于0.50%逐年增长至2012年的2.00%左右，2013年进一步增长至2.50%以上。装机规模方面，2004年将5万千瓦级以下陆上风电项目的审批权下放到地方政府，简化了审批流程，导致陆上风电的审批速度加快；2005-2009年，中国风电行业新增装机容量连续5年保持在80%以上的增长速度。2013年，风电项目核准权限进一步放宽，风电项目均由地方政府核准。

 

　　设备方面，随着优良风场资源逐步开发，以及电力投资增速放缓，我国风电设备价格不断走弱，从2010年的约4200元/千瓦下降到2013年末的约3800元/千瓦。光伏组件方面，近年来，随着海外光伏组件需求增速大幅下降，硅料价格也急速下行，光伏组件价格由2011年中的约1.2美元/瓦，2013年末快速降至约0.6美元/瓦。风电设备和光伏组件价格下行，减少了电力企业的电源建设成本，能够有效激发部分风能和光照资源比较弱的区域风电及光伏发电建设需求，拓展行业增长空间。

 

　　风电上网电价方面，2009年7月，国家发改委发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，也是继火电之后国家推出的第二类发电上网标杆电价。通知规定，全国按风能资源状况和工程建设条件分为四类风能资源区，相应设定风电标杆上网电价。四类风电标杆价区水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元，2009年8月1日起新核准的陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的标杆上网电价。值得关注的是，全国性海上风电上网标杆电价至今未有制定。

 

　　光伏发电上网电价方面，2011年8月，国家发改委对外公布《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》，以项目核准时间和建成投产时间为分界线，制定出全国统一的光电标杆上网电价。为促进光伏产业发展，2013年8月国家发改委进一步出台了《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，对光伏电站实行分区域的标杆上网电价政策。根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为三类资源区，分别执行每千瓦时0.9元、0.95元、1元的电价标准。对分布式光伏发电项目，实行按照发电量进行电价补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元。通知还明确，电价补贴标准适用于除享受中央财政投资补贴之外的分布式光伏发电项目。标杆上网电价和电价补贴标准的执行期限原则上为20年。国家将根据光伏发电规模、成本等变化，逐步调减电价和补贴标准。

 

　　风电、光伏发电并网、电量消纳及电价结算配套政策的密集推出，加之新能源补贴配套政策的逐步到位，为风电及光伏发电企业的稳定经营及进一步发展提供有力保障。

 

　　在风电装机规模快速提升的同时，配套电网建设则一直相对滞后，加之风电出力不均衡，使得一段时间以来我国风电，尤其是三北地区风电出力受到了较大限制（俗称“弃风”）。2013年2月，国家能源局发布《关于做好2013年风电并网和消纳相关工作的通知》，要求电网企业加强风电配套电网建设，做好风电并网服务工作。

 

　　根据中国可再生能源学会风能专业委员会统计，2013年全国弃风电量约为150亿千瓦时，平均弃风率约为10%，弃风率低于2012年约7个百分点。

 

　　光伏发电方面，国家从调整发电装机容量目标和打通产业链关键环节两方面密集出台支持政策。近年来，国家对光伏发电装机的规划目标多次调整；2013年初调整为到2015年末达到3600万千瓦（含光热），其中集中式光伏1500万千瓦，分布式光伏2000万千瓦，光热100万千瓦；到2020年末达到8500万千瓦（含光热），其中集中式光伏3000万千瓦，分布式光伏5000万千瓦，光热500万千瓦。

 

　　近期，国家下发了多项用以促进分布式光伏发电发展的政策。2013年，国务院、国家发改委和国家能源局相继下发了《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》、《分布式发电管理暂行办法》和《关于印发分布式光伏发电项目管理暂行办法的通知》等，在分布式光伏电站核准以及并网方面予以便利。同年，财政部和国家发改委还相继发布《关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》和《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》等，确定分布式光伏实行全电量度电补贴0.42元，明确补贴按月转付，容许余电直接销售，解决了阻碍光伏发电发展的“补贴难”问题。

 

　　总体看，近两年，国家对风电发展增速及布局的引导，以及对发电配网建设的鼓励，使得风电弃风率大幅降低；对光伏发电，尤其是分布式光伏发电鼓励政策的密集出台，在装机容量目标调整、项目审批、电量消纳、电价结算等方面给予了较大支持。此外，可再生能源电价附加标准上调，也将有助于缩小可再生能源电价附加征收基金缺口，使得风电、光伏发电电价补贴有望逐步落实到位。