風機制造能力提升、成本穩步下降，是我國風電產業政策成功的最大亮點。
國產風電機組價格自2009年以來一路走低，2011年平均價格甚至低于4000元/千瓦。2012年后有所回升，2014年的平均價格在4300元/千瓦。
 
    雖然風電投資成本穩步下降，上網電價自2009年以來卻一直未調整。直到2014年12月31日國家發改委下發通知，將第Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ類資源區風電標桿上網電價下調0.02元/千瓦時，第Ⅳ類資源區風電標桿上網電價保持不變。
 
    保障性收購和強制電價的邏輯，是通過價格補貼和全額收購來保障風電投資運營主體的穩定收益，從而刺激市場迅速形成規模;通過學習曲線促進成本下降和經濟性改善，最終促使新技術達到商業化并退出補貼機制。那么，到底中國陸上風電的經濟性如何?以10萬千瓦典型風電場為例，運用能源領域主流的平準價格模型來測算風電價格，可評估我國陸上風電的經濟性。
 
    先看風電投資成本。2009年風電單位千瓦投資成本為8000元/千瓦，其中大頭是風機設備。按照風機設備平均價格趨勢，假設設備之外的其他支出不變，2014年新建風電單位千瓦投資約為6000元。自有資本比例20%，稅收內部收益率8%;貸款比例80%，15年長期貸款，年利率6.8%。機組經濟壽命20年，折舊期15年，機組退役后項目殘值為總投資的5%。
 
    再看運維成本。年度修理維護費按　 總投資的2%計，保險費率按0.25%計，材料和其他費用按0.02元/千瓦時計;配備15名員工，年工資按8萬元，保險及福利附加率按60%計，年均工資增長率6%。
 
    廠用電率為2%。最后，各項稅收按國家現行稅則執行。
 
    根據平準電價模型，估算2009年和2015年我國風電場平準價格見下表。對比可見，2009年我國風電價格要顯著高于所在地區的煤電上網電價，即風電還完全不具備市場競爭力。而國家的標桿電價在煤電價格的基礎上，每千瓦時風電補貼了0.1~0.2元。按此前價格，如果各資源區風電均能達到滿小時發電，2009年投資的風電場內部回收率普遍在15%左右。但考慮到棄風嚴重，平均內部回收率在6~10%范圍。
 
    如果考慮到早期風電機組質量達不到標準、經濟壽命遠低于20年的話，部分風電場甚至難以實現盈虧平衡。
 
    風電單位投資成本的穩步下降迅速改善了陸上風電的經濟性。我們的估算顯示，除了Ⅰ類資源區外，其他資源區風電的發電成本都已接近煤電價格，部分地區甚至略低于煤電。當然，這一估計也是建立在風電能夠滿利用小時上網的前提下。分析顯示，即便是在價格下調的情況下，新建風電場的投資回報也非常豐厚，Ⅰ類資源區高達70%，Ⅳ資源區也可達50%。如果我們的估算沒有重大偏差的話，是否可以這么認為，中國的陸上風電已達平價上網階段，而風電發展政策也到了需要重大調整的窗口期?


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