风电调价左右为难：燃煤标杆涨1分财政多付14亿

　　围绕风电是否调价，争论双方亦有一致观点，即电价补贴政策的最终目标是让风电价格与常规能源价格相比，具有市场竞争力

　　在日前已闭幕的“北京国际风能大会暨展览会(CWP)”上，关于陆上风电上网电价下调与否的讨论甚是热烈。

　　这起源于今年9月份召开的一次“陆上风电价格座谈会”。此次会议上，国家发改委价格司向业界通报了一份酝酿已久的“陆上风电调价设想方案”(以下简称“设想方案”)：将风电四类资源区标杆电价从目前的0.51元/千瓦时、0.54元/千瓦时、0.58元/千瓦时、0.61元/千瓦时，拟调整为0.47元/千瓦时、0.5元/千瓦时、0.54元/千瓦时、0.59元/千瓦时。

　　根据“设想方案”，未来我国陆上风电价格下调幅度可能将普遍达到0.02元/千瓦时-0.04元/千瓦时，而个别地区甚至会达到了0.05元/千瓦时。

　　风电降价不利行业

　　对于陆上风电上网电价下调，其实业界早有预期。只是，9月份“陆上风电价格座谈会”的召开，象征着新政“征求意见”的启动，这令业界感到了时间的紧迫，随即纷纷从自身利益角度出发，展开了各执一词的争论。

　　大致归纳主要来自于风电企业、电场开发商、行业组织的诉求可知，他们认为，在弃风限电、补贴资金下发滞后等问题尚未解决的基础上，启动对陆上风电的上网电价下调，不合时宜。

　　首先，在2010年，随着国内风力发电的快速发展，弃风限电问题也逐渐开始显露。最新的数据显示，2014年上半年，全国弃风损失达到72亿千瓦时，弃风率达到8.5%。

　　其次，据现行的于2009年出台的《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，陆上风电上网电价有两个部分组成：一部分为电网按当地燃煤机组标杆上网电价支付的电费，而超出部分则由全国可再生能源电价附加分摊。“虽然电网可以及时支付电费，但全国可再生能源电价附加分摊部分却往往会滞后补发，且可能会拖很久，甚至超过一年。这给企业造成了极大的资金压力，也无形中降低了风力发电项目的收益率。”某风电企业人士向记者介绍。

　　其三，虽然仰仗技术的不断成熟，规模的不断增大，机组设备造价有所下降，但与此同时，随着涉网设备和配套涉网工程投资负担显著加重、风电场征地成本持续上涨、国内整体物价和人工费的上扬乃至融资成本提升等问题的凸显，风电项目建设工程造价亦呈现出上升趋势。日前，中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩曾援引业内人士的统计数据举例，“一个5万千瓦规模的风电场项目，风电度电成本相比2009年增加了0.068元”。

　　毫无疑问，上述问题客观存在，但即便如此，这场争论的双方亦有一致观点，那就是“风力发电成本呈下降的态势，风电电价的补贴水平也必然逐渐降低，电价补贴政策的最终目标是让风电价格与常规能源价格相比具有市场竞争力”。

　　风电不降价财政承压

　　相对于风电企业、电场开发商、行业组织等，管理层也有苦衷。

　　同样根据2009年《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，由于风电上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，需要通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决，那么，燃煤机组标杆上网电价下调便相当于风电上网电价上调，这将直接导致全国可再生能源电价承压。

　　以2013年我国风电发电量达到1400亿千瓦时计算，若风电上网电价上调0.01元/千瓦时，则全国可再生能源电价附加要在风力发电这一领域多补14亿元。而事实上，就在不久前的8月份，全国燃煤发电企业标杆上网电价刚刚实施了平均每千瓦时0.0093元的下调。

　　在两方诉求的激烈碰撞中，部分学者的意见则显得十分中肯。在国家应对气候变化战略研究和国际合作中心主任李俊峰看来，在解决弃风限电、财政补贴滞后等问题得到有效解决的前提下，“可以考虑调整电价，进行电价的改革”。

　　只不过，这种政策不宜采用“断崖式”。比如，“现行价格到什么时间截止，要提前预告，给三年，至少两年的缓冲期，不要只给几个月。”李俊峰表示。

　　另外，“设想方案”曾以2015年6月30日为界，提出在这一时间后投产的风电项目都将按照新上网电价执行。而这可能导致风电行业出现“抢装潮”。

　　对此，李俊峰提醒，抢装可能带来装备成本的提高和装备质量的下降。以前光伏行业就曾经出现过这样的情况。“大家在几个月时间内装上几百万千瓦，造成装备短期内供应紧张，使得一些残缺不全的准备退出市场的企业又活过来了，一些不好的零部件又卖出去了，对装备行业来说带来的后果是很严重的。”