风电价格调整引起业内争议
- 2014-10-27 11:10:432712
调价初步方案是，将Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类资源区*电价分别从0.51、0.54、0.58、0.61元/千瓦时，下调为0.47、0.5、0.54、0.59元/千瓦时。本次电价调整只适用于2015年6月30日之后投产的风电项目，在此之前核准、并网项目*电价不变。
风电 图片仅供参考
据了解，为避免低电价带来利润损失，一些风电企业已经按照“6月30日”的时限安排投资，加紧开展风电项目的前期工作，尽快上报项目。同期，风电企业、行业协会也通过不同方式表达诉求。
龙源电力总经理李恩仪10月18日表示，目前我国风电仍处于爬坡阶段，产业发展不成熟。我国风电上网电价在世界范围属于偏低水平，需要继续加大对风电产业的政策支持力度，保证风电正常合理的盈利水平，增强产业投资开发信心。
中国可再生能源学会风能专委会秘书长秦海岩认为：“我国风电电价尚不具备调整条件。此时下调电价，将影响投资信心，危及2020年非化石能源占比15%目标的实现。”
风电价格调整引争议
在一年一度的北京风能大会上，*酝酿调整风电价格的消息成为参与量大的讨论议题。赞成者认为，下调风电价格，使其与传统能源同价竞争是必然趋势。反对者认为，调价可能会对目前不景气的行业造成更大的打击。
言下之意，以目前的行业状况，并没有能力消化下调的电价。目前，风电上网电量占总电量比例偏低、企业亏损面较大，弃风限电现象没有得到根本解决。
调价时机
会议上，中国可再生能源学会风能专业委员会名誉主任陆一川直接抛出问题：为什么调电价？职能部门根据什么认为目前的市场有能力来消化调价空间？搞区域性的一刀切是不是合理？
得益于国家对新能源的政策支持，风电行业已经经历了连续十年的快速增长。尽管目前正在遭遇发展瓶颈，高速增长中的质量和效率问题也屡屡被诟病，但作为战略性新兴产业，风电等清洁能源与传统能源在同一个平台上竞争*来看是必然趋势，也是风电从替代能源走向主力能源必须要经历的。
而同台竞争的基础就是价格。两个月前，为疏导燃煤发电企业脱硫、除尘与电价矛盾，*下调了火电的上网电价，平均燃煤机组降价水平为0.93分/千瓦时。
陆一川认为，在风资源丰富地区，风电一定程度上有能力和传统能源竞争。但是由于各种问题，我们现在还没有把能力都释放出来。
“决策机构不能因为某些企业的原因，或者并不确实的利润水平，来决定全行业的价格，并且如此大幅度的调整，必然会对行业形成巨大的冲击。”陆一川指出。
也有更为委婉的批评者。10月23日上午，金风科技总裁王海波表示，任何一个制度的出台，都是为了保证行业健康发展的目的。风电是国家多次鼓励，并放在战略层面的新兴事物。任何一个机构出台的政策，都不应该跟战略相冲突，这个行业应该有一个平稳的、稳健的持续发展。
而在中国风电集团开发总监任广金看来，现在并不是调价的好时机，“在目前成本增加的情况下降价，风电装机能不能完成国家2020年的目标都是问题。”
此外，弃风限电、补贴不及时、配额制不到位、电网的搭建速度等问题都被认为是现在不适合调节电价的主要原因。去年，有约162亿千瓦时的风电因无法并网外送或被当地消纳而弃用，今年4月，国家*发出通知，弃风限电较严重的地区，在问题解决前不再扩大风电建设规模。此外，与会人士称，补贴的审批缓慢和大量拖欠，也进一步加剧着企业的资金压力，使得三角债的现象非常普遍。
担忧的不只是企业，三角债的一方是银行。新兴产业的风电尽管属于银行优先支持行业，但政策的变动不得不被列为贷款的风险之一。
“我们现在要考虑的关键问题就是上网电价调整和弃风限电的问题。”中国建设银行信贷管理部一位负责人表示，这个行业需要很稳定的政策，如果开发商盈利能力下降会直接带来银行的不良资产率，而开发商的融资能力也会直接影响到设备生产商。她说道，贷款周期和项目周期一般是匹配的，项目进行过程中突然发生政策的变动，这对于银行来说是一个很不好把控的风险。
风电盈利能力脆弱
龙源电力总经理李恩仪认为，我国风电发展深度有待进一步提高，风电盈利能力仍比较脆弱，风电设备制造业存在重产能轻质量问题。
从上网电价看，在世界范围属于偏低水平。据统计2013年各主要国家风电上网价格（不含税）按人民币折算，日本是1.4元/千瓦时；意大利、英国、加拿大、美国东部位于0.8～1元/千瓦时之间，德国、法国、丹麦是0.6～0.8元/千瓦时，南非是0.5～0.7元/千瓦时。而我国四个类别风能资源区平均上网电价（不含税）约为0.5元/千瓦时，整体偏低。
受到限电、碳交易（CDM）低迷等因素的影响，风电行业整体处于微利状态，在限电严重的“三北”地区很多风电项目已经出现亏损。“今年三季度以来，由于受到限电和风资源下降的双重影响，全国风电亏损面高达50%以上。”李恩仪说。
从未来趋势看，随着风电资源越来越少，收益水平也会自然降低，而且近年来地方各级政府、利益各方期望值普遍较高，各项补偿、缴费等项目开发成本不断攀升。与此同时，施工费用、融资成本呈明显上升趋势，再加之未来几年风电机组大规模出质保期，运行维护成本将大幅增加。这些因素将使风电盈利能力变得更加脆弱。
李恩仪建议，国家调动社会各方发展风电积极性，建立能源主管部门与风电开发涉及环保、林业、海洋等相关部门的综合协调机制。加快推出可再生能源配额制，明确地方政府、电网企业和发电企业的职责，从机制上推动风电发展目标的完成。
政策转向
风电上网电价调整的风声由来已久。有消息称，国家*和*曾在一年前就召开了风电企业座谈会，表达了重估风电电价的意图。今年9月，*价格司召开座谈会开始征求意见。
按照征求意见稿，凡在2014年12月31日之前核准的项目，2015年6月30日之前并网发电的，执行原电价标准，其他的根据不同的标准降下来。根据此前媒体报道，调价标准为，初步设定风电*电价原先0.61元/千瓦时的地区每度下降2分钱，其他区域每度下调4分钱。
宁夏回族自治区*一位官员对本报记者表示，今年实施调整的可能性非常大。尽管是必然趋势，但当地能承受的高调价幅度是2分钱。
宁夏的上网电价此前划定为0.58元/度。按照上述标准，应该划到“其他区域”一类，需要承受4分钱/度的下调。
2009年，按风能资源状况和工程建设条件，*划分出四类风能资源区，并相应制定风电*上网电价。上网电价分别为0.51元/度、0.54元/度、0.58元/度、0.61元/度。政府在其中根据各省区市风电*电价与当地煤电*电价的差价给予风电价格补贴。
未来要作出调整的不只是上网电价，还包括政府对行业的补贴。据*市场监管司副司长黄少中透露，考虑完善价格补贴机制，促进风电进入市场。同时，将取消分类补贴。对所有的可再生能源企业，不再是按类来分补贴，而是设计一个总的金额，促进风电、光电、水电等竞争，谁的成本低谁先开发，谁的成本高往后排。这样能够节省补贴，提高补贴效率。
目前，各行业的“十三五”规划正在紧锣密鼓的制定中。可以预见的是，未来国家对风电、光伏厂商的支持力度会越来越小。欧洲的同行们已经经历了这个先甜后苦的过程。
在外企公司看来，政策的调整意味着应该降低度电成本。风电巨头维斯塔斯亚太中国区总裁博飞在接受记者采访时表示，政府意图是非常明显的。中国现在一方面要有大规模的发电，另外一方面也看到，风场越来越向低风速以及超低风速的地区转移。对于这个变化，我们要降低度电成本，并提高现有风场的发电量。
据统计，2006至2010年五年间，中国风电几乎每年新增装机量超过100%。来自中国风能协会的数据显示，2010年总装机容量达到*。预计到2014年底，我国风电累计装机容量将达到9000万千瓦，提前完成“十二五”规划目标。而到2020年装机目标将翻番，达到2亿千瓦。