1月7日，由中国可再生能源学会风能专业委员会（简称“风能专委会”）、中国循环经济协会可再生能源专业委员会、中国农机工业协会风能设备分会联合主办的2017中国风能新春茶话会在京举行。来自政府部门、行业协会、风电企业、科研院所等机构的500多位代表应邀参加。
此外，风能专委会还向业内人士和包括eo在内的媒体人分别颁发了“中国风能人·青年先锋奖”和“2016年度中国风能传播贡献奖”。
电价体系面临重大调整：标杆电价政策可能取消
在欢乐祥和的气氛之下，很多风电产业发展面临的问题也没有被回避。据参会的相关政府人士透露，今年弃风限电电量可能超过500亿度，补贴拖欠的问题仍然严峻，大量已经建成的项目没能按时拿到补贴资金。有相关人士指出，近几年，风电技术发展较快，技术可开发风速已经从6米/秒下降到5米/秒，背后是风电利用效率的大幅度提升，以及风电开发范围的扩大。但部分与会者认为，弃风限电抵消了技术进步带来的效益。
还有政府主管部门相关人士提出当前风电的电价体制需要进行改革，“随着电力体制改革的不断深化，风电面临的市场环境也有很大的改变，有几点是比较明确的，就是现有的政策体系，尤其是电价体系必须进行重大调整。我们现在的标杆电价政策，实施得比较早，也比较稳定，对早期风电发展起到很重要的作用，但在当前已经不符合电力体制的要求，可能很快就会取消，所以整个风电行业必须要为参与市场竞争做好准备”。
分析指出，解决风电当前市场与补贴问题的一个重要抓手是实行可再生能源配额考核和绿色电力交易机制。固定补贴、固定电价以及配额都是国际上支持可再生能源发展的主要政策，在可再生能源发展到一定规模时，无论在哪个国家，固定电价都有显现弊端的倾向。
首先是电价的附加不可能无限地上涨，德国现在的电价附加已经到了6欧分以上，另外这种政策也比较僵化，不利于市场发挥其作用。2009年在制定风电标杆电价时，中国风电的价格在全世界范围内是比较低的，但现在看，已经比很多国家都要高了，有些国家的陆上风电价格即使算上补贴，大概也就4-5美分，欧洲海上风电招标的价格已经到了6-7欧分。这几年，风电的技术进步主要受益于布局的引导，更多的项目向中东部和低风速地区转移，所以才推动了整个低风速技术的进步。
因此，当前风电发展必须考虑整个国际环境，中国的风电价格不可能长期维持在一个全世界范围内都较高的水平，因为我们的风电绝对量是比较大的。
配额制考核势在必行
上述人士认为，标杆电价主要是对发电侧的激励，其他环节，比如输电、消纳等环节的责任并不清晰，对解决并网和消纳问题帮助不是很大。从行业的发展看，要促进行业的持续健康发展，配额考核势在必行。通过对可再生能源中长期发展的指标进行分析，并且对生产到消费各个环节，在确保新能源持久、健康发展方面的责任，可以有效调动各方生产和应用新能源的积极性，也可以解决市场竞争环境下新能源的优先发电问题。
目前的补贴可以看做是对新能源发电外部性的一种补偿，在电力市场的条件下，可以通过绿色证书交易来实现，同时对新能源的环境效益进行补偿。这是一项重大的政策调整，也是保障未来风电持续平稳发展的重要措施，更是衡量能源生产和消费革命的一个重要标准。
新能源内部也存在竞争问题。配额针对的是所有新能源，不管规划多大，最后肯定是成本最低的能源品种占据最多的市场份额，可再生能源研究中心做过测算，到2030年，要实现化石能源占比到20%的目标，风电和太阳能装机各自要达到5亿千瓦，但最终的比重怎么样，只能由市场来决定。
上述人士分析，如果风电成本下降得慢，也许将来风电的装机就只有3个亿，太阳能装机可能是7个亿甚至8个亿。“我们能看到2016年光伏发电成本下降的速度相当惊人，虽然有很多光伏企业承受着巨大的竞争压力，但通过这种机制倒逼成本下降，光伏行业发展的前景是相当光明的。风电有先天的缺陷，不管是资源禀赋，还是电网的适应性，都不如光伏，未来风电产业要实现健康发展，必须做到各方面的技术创新，并且适应越来越激烈的市场竞争环境”。这个过程可能会比较痛苦，也可能会有一大批企业掉队，甚至被市场淘汰，但这是行业发展必须经历的阶段。
谢长军：电价可以下降，但不能降得太快
在风能人论坛环节，国电集团副总经理谢长军忆述了龙源上市的历程，“龙源为什么要上市？想赚钱不一定要上市，但要想发展以后赚钱一定要上市”。龙源到2008年时，风电装机达到200多万千瓦，想要继续扩展下去却面临资金短缺，因为当时风电的效益并不太好。谢长军找到上级国电集团，集团表示龙源还是要自己发展，谢长军于是提出要让龙源上市。后来，决定让龙源在香港上市。
谢长军说：“2009年正好赶上风电势头非常好，我们发行成功了，最高收回200亿港币，折合人民币176亿，是当年世界最大的能源IPO”，“这个数字也比五大其他四家的海外上市首次发行的融资总额还要多”。“我们拿到176亿人民币，按照市场承诺，2010-2012年期间做了600多万千瓦风电，到现在为止，龙源的装机容量已经达到1800万千瓦”。
谢长军认为，风电发展已经走到一个十字路口。对于行业应该怎么应对，怎么进一步发展，谢长军提出了自己的看法。
“第一，政策可以调整，不要调整得太频繁。我们的政策变化太大，现在有两个应该出台的政策，是最重要的，一个是约束性的配额制，还有一个是绿色证书交易，这两个政策一定要解决。这对风电发展是重要的推动力，没有这个未来一定会受到影响。第二，电价可以下降，但不能降得太狠、太快，这里有个度的问题，有企业承受能力的问题。如果不欠账，电价降得快点是可以的，但现在还欠着账呢，如果还大幅度降价，这个行业会很难受。第三，可以限电，技术上是允许的，但限电不能越来越严重，应该有个度，我认为风电限电10%以内都是可以的，现在到了20%、30%，每年还在涨，我们的风电按照现在的技术标准，每年平均利用小时数可以到2300小时，现在不到1800小时，所以限电问题必须解决。还有一点，制造厂商的成本可以下降，但要考虑到制造厂的承受能力，之前我在一个会议上听到几个制造厂的老总说可以做到平价上网，我说设备制造只是一个环节，不能大包大揽，风机价格降下去了，其他价格并没有降。这些问题还是要考虑清楚，最后还是两句话，当务之急解决限电，还要提高政府、社会、民众对风电的再认识。”
毕亚雄：三峡加快进军海上风电
当论坛谈到海上风电发展阶段时，三峡集团副总经理毕亚雄讲述了响水海上风电项目的建设过程。
202兆瓦的响水海上风电项目是当前国内最大的海上风电项目，毕亚雄表示，除了装机规模最大，这个项目还建了国内第一个22万千瓦的海上升压站，铺设了第一根三相海底电缆。但在这些“第一”背后有很多鲜为人知的故事。
响水项目不在国家第一批海上风电特许权招标项目范围内，是一个特别的项目。“2006年，三峡工程刚刚完建，那个时候集团才想起来进军风电，毕竟三峡人讲政治，国务院的指示就是全心全意把三峡工程建好。所以2006年前，很多事情我们只能想一想，不敢动；到了06年我们就不客气了”，毕亚雄说，“当年我们的第一批滩涂项目拿到了‘4877’，就是0.4877元/度的电价，我一直认为这是一个“激将法”的电价。这个电价在有CDM机制时，企业的投资收益是可以打平的，但到2012年CDM机制就不存在了，这个项目在我们的审计中就开始处于亏损边缘”。
毕亚雄认为，当年面对“4877”的电价，三峡人勇敢地踏进去了。“当时我们还大着胆子，向张国宝主任和史立山司长要了一纸文，内容大致是，三峡在推进滩涂海上风电同时，加快近海海上风电的进展，这样才有了我们响水这个项目，202兆瓦的非特许权招标示范项目”。