2014年12月31日，国家发展改革委下发《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》(发改价格(2014)3008号)，决定将第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元、0.52元和0.56元;第IV类资源区风电标杆上网电价维持现行每千瓦时0.61元不变。这是2009年我国开始实施风电分资源区标杆上网电价以来，对风电标杆上网电价进行首次调整，成为行业内热议话题之一。
从大的方面讲，风电标杆上网电价调整问题属于风电电价机制范畴。一般说来，风电电价机制包括两个方面：一是定价机制，就是确定按何种原则给风电定价;二是调价机制，就是要根据不断变化的内外部形势，对风电上网电价进行适当调整。
从风电的定价机制看，既要体现鼓励发展之意，又要彰显公平原则。鼓励的目的是要确保风电项目获得比较高的收益水平，而公平则是避免过度激励，防止对市场机制的过度扭曲。我国采用的是分资源区确定标杆上网电价，主要是要体现不同地区的资源差异，风资源好的地区风电利用小时数高，其成本就相对较低，对应着的电价水平也相对较低。自2009年起，我国将全国分为四类风资源区，分别给予每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元的标杆上网电价。这样的机制安排，虽然反映了不同地区之间的风资源差异和项目建设条件差异，但各区域内部风资源差异性也很大，可能出现这样的情况，比如一些地区从区域划分看处于第IV类资源区，但其资源条件却与第III类甚至第II类资源区资源条件相当，这些地区的风电项目就能够获得超水平的利润。
他山之石：国外风电定价机制主要考虑发电项目的实际成本，与资源状况、装机容量、新技术应用等因素相关。例如，德国并没有通过划分资源区确定上网电价，但将每个风电场甚至每台风机的实际风况与其享受的上网电价直接挂钩。根据实际风机发电量与参考风机发电量的比值关系确定该风机享受高初始电价的年限，比值越小，享受高初始电价的年限就越长。德国对2015年之前投运的、能够提供系统服务的风电场给予0.48欧分/千瓦时的额外电价奖励。法国规定风电的固定电价期限为15年，后5年电价取决于前10年平均设备利用小时数，前10年风电机组利用率越高，则后5年的上网电价就越低。
从风电电价调整机制看，我国尚未建立严格意义上的调整机制。在相关文件中曾出现过类似“适时调整”的表述，但究竟如何调整，何种情况下是调整窗口等问题并没有明确。事实上，自2009年以来，我国风电发展的内外部环境已经发生深刻变化，但各种不同变化并非“同向”，支持调整和反对调整的因素相互交织，使得政府主管部门决策也变得异常困难。首先，虽然近两三年风机价格降幅较小，而且人工费等成本上升明显，但风电场造价总体相对于2009年已有大幅下降;二是燃煤发电价格已经有了多次不同程度的下调。在燃煤标杆电价下调而风电上网电价保持不变的情况下，二者之间的价差拉大，直接增加了风电补贴总额，增加了对国家可再生能源电价附加资金需求，增大了对终端电力用户的电价上涨压力;三是部分地区弃风限电问题依然突出，局部地区风电利用小时数甚至低于1700，实际发电量大大低于设计值。但是主管部门并没有明确调整风电电价的原则，也没有建立定期评估机制，风电开发商与政府之间处于博弈状态，明显增加了价格调整的不确定性和随意性。
他山之石：国外风电电价调整机制既要反映发电成本的变化，也与市场变化、本国规划目标、成本控制目标相一致，其目标是建立激励政策退出路径，实现风电的均衡有序发展。为使上网电价水平与其发电成本相适应，营造公平的市场环境，一些欧盟国家建立了上网电价定期评估和下调机制。德国陆上风电上网电价每年下调1.5%，海上风电每年下调7%。法国风电上网电价每年下调2%。西班牙对可获得电价补贴的风电场满负荷运行小时数作了限制性规定，对于发电小时数超过规定小时数的风电场，超出部分不再享受政府电价补贴。
此次我国风电标杆上网电价下调，是迈向风电“平价上网”的重要一步，调整后的风电上网电价与燃煤电价之间的价差进一步缩小。从电价调整中更应该看到的是，随着风电规模的逐步扩大，风电作为新能源的特殊性正在逐渐消除，而其作为商品能源的“商品属性”日渐明显。回归风电的商品属性是能源发展大势所趋。无论如何调整上网电价水平，从根本上看还是政府定价，无法将风电与市场需求紧密联系起来。从这个意义上讲，只有真正建立市场机制，让风电参与市场竞争(如采用招标机制)，才能真正实现风电与整个电力市场的健康有序发展。
