陸上風電調價“左右為難” 燃煤標桿漲一分 財政支出多14億元

　　圍繞風電是否調價，爭論雙方亦有一致觀點，即電價補貼政策的最終目標是讓風電價格與常規能源價格相比，具有市場競爭力

　　在日前已閉幕的“北京國際風能大會暨展覽會(CWP)”上，關於陸上風電上網電價下調與否的討論甚是熱烈。

　　這起源於今年9月份召開的一次“陸上風電價格座談會”。此次會議上，國家發改委價格司向業界通報了一份醞釀已久的“陸上風電調價設想方案”(以下簡稱“設想方案”)：將風電四類資源區標桿電價從目前的0.51元/千瓦時、0.54元/千瓦時、0.58元/千瓦時、0.61元/千瓦時，擬調整為0.47元/千瓦時、0.5元/千瓦時、0.54元/千瓦時、0.59元/千瓦時。

　　根據“設想方案”，未來我國陸上風電價格下調幅度可能將普遍達到0.02元/千瓦時-0.04元/千瓦時，而個別地區甚至會達到了0.05元/千瓦時。

　　風電降價不利行業

　　對於陸上風電上網電價下調，其實業界早有預期。只是，9月份“陸上風電價格座談會”的召開，象徵著新政“徵求意見”的啟動，這令業界感到了時間的緊迫，隨即紛紛從自身利益角度出發，展開了各執一詞的爭論。

　　大致歸納主要來自於風電企業、電場開發商、行業組織的訴求可知，他們認為，在棄風限電、補貼資金下發滯後等問題尚未解決的基礎上，啟動對陸上風電的上網電價下調，不合時宜。

　　首先，在2010年，隨著國內風力發電的快速發展，棄風限電問題也逐漸開始顯露。最新的數據顯示，2014年上半年，全國棄風損失達到72億千瓦時，棄風率達到8.5%。

　　其次，據現行的于2009年出臺的《關於完善風力發電上網電價政策的通知》，陸上風電上網電價有兩個部分組成：一部分為電網按當地燃煤機組標桿上網電價支付的電費，而超出部分則由全國可再生能源電價附加分攤。“雖然電網可以及時支付電費，但全國可再生能源電價附加分攤部分卻往往會滯後補發，且可能會拖很久，甚至超過一年。這給企業造成了極大的資金壓力，也無形中降低了風力發電項目的收益率。”某風電企業人士向《證券日報》記者介紹。

　　其三，雖然仰仗技術的不斷成熟，規模的不斷增大，機組設備造價有所下降，但與此同時，隨著涉網設備和配套涉網工程投資負擔顯著加重、風電場徵地成本持續上漲、國內整體物價和人工費的上揚乃至融資成本提升等問題的凸顯，風電項目建設工程造價亦呈現出上升趨勢。日前，中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海岩曾援引業內人士的統計數據舉例，“一個5萬千瓦規模的風電場項目，風電度電成本相比2009年增加了0.068元”。

　　毫無疑問，上述問題客觀存在，但即便如此，這場爭論的雙方亦有一致觀點，那就是“風力發電成本呈下降的態勢，風電電價的補貼水準也必然逐漸降低，電價補貼政策的最終目標是讓風電價格與常規能源價格相比具有市場競爭力”。

　　風電不降價財政承壓

　　相對於風電企業、電場開發商、行業組織等，管理層也有苦衷。

　　同樣根據2009年《關於完善風力發電上網電價政策的通知》，由於風電上網電價高出當地燃煤機組標桿上網電價的部分，需要通過全國徵收的可再生能源電價附加分攤解決，那麼，燃煤機組標桿上網電價下調便相當於風電上網電價上調，這將直接導致全國可再生能源電價承壓。

　　以2013年我國風電發電量達到1400億千瓦時計算，若風電上網電價上調0.01元/千瓦時，則全國可再生能源電價附加要在風力發電這一領域多補14億元。而事實上，就在不久前的8月份，全國燃煤發電企業標桿上網電價剛剛實施了平均每千瓦時0.0093元的下調。

　　在兩方訴求的激烈碰撞中，部分學者的意見則顯得十分中肯。在國家應對氣候變化戰略研究和國際合作中心主任李俊峰看來，在解決棄風限電、財政補貼滯後等問題得到有效解決的前提下，“可以考慮調整電價，進行電價的改革”。

　　只不過，這種政策不宜採用“斷崖式”。比如，“現行價格到什麼時間截止，要提前預告，給三年，至少兩年的緩衝期，不要只給幾個月。”李俊峰表示。

　　另外，“設想方案”曾以2015年6月30日為界，提出在這一時間後投産的風電項目都將按照新上網電價執行。而這可能導致風電行業出現“搶裝潮”。

　　對此，李俊峰提醒，搶裝可能帶來裝備成本的提高和裝備品質的下降。以前光伏行業就曾經出現過這樣的情況。“大家在幾個月時間內裝上幾百萬千瓦，造成裝備短期內供應緊張，使得一些殘缺不全的準備退出市場的企業又活過來了，一些不好的零部件又賣出去了，對裝備行業來説帶來的後果是很嚴重的。”