《中國能源報》記者獲悉，近日國家發改委價格司召開“陸上風電價格座談會”，通報調價設想方案，將風電四類資源區標桿電價從目前的0.51、0.54、0.58、0.61元/千瓦時，調整為0.47、0.5、0.54、0.59元/千瓦時。并在此調整基礎上區別對待，將福建、云南、山西三省電價由0.59元/千瓦時調整為0.54元/千瓦時;將吉林、黑龍江省電價統一調整為0.54元/千瓦時。
此次電價調整設想方案只適用于2015年6月30日之后投產的風電項目，在此之前核準、并網項目標桿電價不變。
雖然此次調價方案目前只處于征求意見階段，并非最終定稿，但是，風電企業與行業協會對此反應較為激烈，并均提出了反對意見。業內人士預測，如果此次方案成行，風電企業的利潤將會出現較大幅度的降低，部分風電企業甚至會出現虧損局面。
最高降幅0.07元/千瓦時
實際上，對于風電價格調整，國家發改委從2012年至今已進行了多輪討論。
今年3月，國家發改委在《關于2013年國民經濟和社會發展計劃執行情況與2014年國民經濟和社會發展計劃草案的報告》中亦明確提出，將“適時調整風電上網電價”作為2014年的主要任務之一。
“價格調整是大勢所趨，目前陸上風電電價下調已是板上釘釘。”一位接近政府部門的人士告訴本報記者，“只是下調幅度到底多少仍在各方利益博弈之間權衡。”
據了解，目前我國執行的是2009年發布的風力發電上網電價政策，至今已有五年未作出調整。
2009年，國家發改委發布《關于完善風力發電上網電價政策的通知》，按風能資源狀況和工程建設條件，將全國分為四類風能資源區，分別為0.51元、 0.54元、0.58元和0.61元/千瓦時。同時，國家發改委價格司明確每隔一段時期重新評估電價并調整，讓風電電價最終與常規能源接軌。
從此次設想方案來看，風資源相對優良的前三類地區降價幅度最大為0.04元/千瓦時;福建、云南、山西三省降幅為0.05元/千瓦時;而吉林、黑龍江部分地區從0.61元/千瓦時下降至0.54元/千瓦時，降幅最大為0.07元/千瓦時。
據悉，在“陸上風電價格座談會”上，五大電力集團均提出反對意見，認為變動太大，降低投資積極性;參會部分省物價局人士也表示反對。
尷尬：企業協會“寸步不讓”
“下調2-5分錢，黑龍江的部分項目甚至下降7分錢，幅度難以接受。”一位不愿具名的風電企業負責人告訴本報記者，“電價每千瓦時下調1分錢，風電場凈資產回報率就會降低1個百分點，所以我們對這個政策肯定持反對意見。”
而另一位地方風電企業人士也告訴本報記者，如果新政實行，風電搶裝的現象必然出現，“風電設備一旦供不應求，惡性抬價的情況就有可能出現。”
據企業人士反映，現在風電實際建設過程中還存在很多問題：比如風電項目建設工程造價、風電場征地成本等持續上漲，各地風電項目用于水土保持、環境評價、檢測驗收和資源附加費等投入不斷增加。此外，很多風電設備質量問題堪憂，設備實際經營期還未開始。
中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖告訴本報記者，風電電價應綜合考慮項目建設地區、風能資源、工程建設投資以及并網消納情況，在科學測算項目成本的基礎上做出合理調整。在他看來，當前風電電價下調的時機仍未成熟。
據秦海巖介紹，我國風電發展2020年的目標是2億千瓦，按照這個目標測算，每年我國新增的風電裝機容量應在2000萬千瓦左右。“按照現行的電價政策這一目標都不一定能完成，風電降價之后，目標更不可能實現了。”
多位業內人士表示，與調整風電電價政策相比，國家政府部門應該更重視解決“棄風限電”問題。近兩年，我國風電棄風都在150億度以上。據中國風能協會測算，按2012年平均水平，在風電場分布最為集中的在Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區，在棄風限電嚴重的情況下，目前執行的標桿上網電價低于實際所需電價，不能保證8%的資本金內部收益率，風電項目處于虧損狀態。
“如果非要調整，一定要以解決‘棄風限電’問題為前提，一種方案是制定具體措施，落實可再生能源法中的規定，對棄風限電造成的損失予以賠償。第二種解決方案是在保障上網電量的基礎上采取分段電價的方式，即在滿負荷小時數2000小時內的上網電量執行現在的風電電價，2000小時之外的上網電量執行所在地區脫硫標桿電價。”秦海巖說。
政府部門意見緣何不一?
據本報記者了解，對于“降低風電電價”這一事情，國家發改委與國家能源局并未形成一致意見。
國家發改委判斷，目前我國下調電價的時機已經成熟。一是隨著風電行業的技術進步，風機設備的價格已經明顯下降，風場投資成本亦隨之降低，風電企業盈利形勢較好;二是我國風電并網裝機規模的不斷擴大，其巨額補貼需求已對可再生能源附加基金形成壓力。
而從2014年中報來看，多家風電企業確實業務收入回收明顯。以龍源電力為例，龍源電力上半年風電售電和其他收入56.1億元，同比增長9.6%，所有業務歸屬股東凈利潤為13.65億元。金風科技更是預計前三季度公司實現凈利潤11.28億至12.22億元，同比增長500%-550%。
與國家發改委相比，國家能源局則是側重于從可再生能源政策制定與完善、能源監管等問題上入手解決問題。此前其亦明確表示，將通過制訂、完善并實施可再生能源電力配額及全額保障性收購等管理辦法，逐步降低風電成本，在2020年前實現與火電平價。
據悉，《可再生能源電力配額考核辦法》討論稿已經通過國家發改委主任會議，最后修改稿已經由國家能源局新能源司完成提交。一位政策制定人士告訴本報記者，對于未完成配額指標考核的省市，將禁止其上馬包括火電在內的化石能源項目。
“國家發改委測算出來的新電價并沒有問題，其綜合考慮了風電建設成本、風電利用小時數等數據，從其立場來看，這些數據比較客觀。”一位接近政府部門的人士對本報記者表示，“不可否認的是，電價下調之后，行業短時期內會受到影響。棄風限電、企業虧損，屆時矛頭對準的，就是國家能源局。”
多位專家對本報記者表示，政府部門意見不一只是表面現象，深層次而言仍是體制機制的問題。理想的情況是，對于資源性產品價格的調整，應該伴隨相關環境稅制改革，使其能夠反映出資源的環境損害等外部性成本，使市場在定價中發揮主導作用，供需雙方在游戲規則內自行議價。
“行業反對調價的原因無外乎‘棄風限電’嚴重、‘企業微利’等，但這些問題的根源是我國電力體制改革不力、政策與法律的頂層設計缺失。如果可再生能源法有配套細則出臺，執法必嚴、違法必究;如果電改順利，輸配電企業的利潤空間得到控制;如果煤電價格能完全體現其成本(包括污染物排放、水污染、工人傷亡、地表形態的顛覆性改變等隱性成本)，國家真正做到節能發電調度，風電電價下調就是還原商品屬性、順理成章的事。”
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