编辑｜孙清   出自《风能设备》2015—01期

近日，国家发改委正式公布了陆上风电上网电价调整结果，将Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低了2分钱，调整后的标杆上网电价每千瓦时0.49元、0.52元和0.56元。第Ⅳ类资源区风电标杆上网电价维持现行每千瓦时0.61元不变。

上述规定适用于2015年1月1日以后核准的陆上风电项目，以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目。

与2014年9月“陆上风电价格座谈会”通报的调价设想方案相比最终出台的调价方案降幅较小。据悉，“座谈会”调整方案建议的四类资源区标杆上网电价分别为0.47、0.5、0.54、0.59元/千瓦时。这遭到了风电企业的强烈反对。此次下调减半，显然是企业与发改委博弈之后的结果。

       收益变化不剧烈

相比此前的预期幅度，发改委此次价格的下调相对温和，虽然对企业有负面影响，但影响并没有预期那么大。

对于调价后收益变化如何，数据或许更为直观。北京计鹏信息咨询公司以装机容量50MW、单位千瓦8000元/kW、成本费用770元/kW、满发小时数2100h为基础数据进行运算，调整前后收益指标变化幅度可以具体参考下表：

表1  陆上风电标杆电价调整后收益变化幅度

从表一可看出，电价调整后，全部投资税前内部收益降低在0.64%~0.69%之间，资本金内部收益降低了在2.14%~2.3%之间，不同资源区的收益率降低幅度差别不大。

对于此次调价，金风科技回应称，上网电价下调是行业所广泛预期政策，我国大力发展风电产业的大方向并没有改变。从长远来看，风电上网电价下调是必然趋势。对于公司风电场业务，如果电价调整，对现有投运的风电项目没有影响。对未来新项目，通过技术进步产生的机组发电效率提升和收益提升，有望抵消电价下调带来的影响。

       合理引导风电投资

早在2014年年初时，下调风电上网电价的呼声就已出现，而且国家发改委也有意而为之。

2014年3月，国家发改委提出的《关于2013年国民经济和社会发展计划执行情况与2014年国民经济和社会发展计划草案的报告》中就表示，要继续进行资源性产品等价格改革，“将适时调整上网价格”。

然而，之所以发改委出台的新政，没有像预计的那样实行所有资源区一刀切的调整方式，也是有所考虑的。国内风电行业从2013年开始触底回升，仍需要宽松的政策环境，因此正式调价方案比初稿有了较大幅度改善，时间点也从原来的“2015年6月底前投运”改为了2015年年底。

而且，由于部分地区仍然存在“弃风限电”情况、可再生能源附加基金的下发也会滞后等，企业的实际现金并不稳定，这些顾虑都是发改委下调幅度比预期要小的因素。

“事实上，国家发改委在调价之前已做过精确预算，如今风电场建设成本大幅下降，调价窗口自然开启。”一位政府部门人士表示。除了成本下降等客观因素，此次陆上风电电价下调还传达出政府的另外一层深意，即合理引导风电投资。

一位国家能源部门相关人士表示，方案对Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、类风区电价的调整幅度稍高，因为这三类风区目前恰好是我国弃风限电和开发企业亏损严重地区，电价下调的有利进一步控制“三北”地区的风电装机节奏，反映出电价调整与产业战略调整密切配合的初衷。

“调价之后，部分项目将不具备投资价值，与此相对的是，山西、安徽等风能资源较好、项目存量较大的第Ⅳ类资源区将迎来快速发展局面，国家调整产业布局的效果会非常明显。”中国风能协会秘书长秦海岩表示。

       大规模抢装潮不会出现

由于发改委拟定了新电价2016年1月1日时间大限，为了锁定更高收益，早在去年9月征求意见稿之后众多风电开发商就开始圈地抢装。一方面是加快已有项目的建设速度，另一方面计划多开发一些四类资源区的新项目。

随着我国风电发展战略地位的显著提升，加之可再生能源配置额有望今年出台，风电增装机有望大幅提升。业内人士预计，今年风电新增装机容量将在25GW左右，同比有望增长25%以上。抢装潮的出现，无疑将带动风电设备产业链量价齐升。金风科技、湘电股份、明阳风电等整机企业和中国高速转动、中材科技、吉鑫科技等市场份额比较集中的零部件企业业绩会比较靓丽。

不过，业内人士认为，“抢装”尽管会持续，但大规模抢装潮不会出现。

首先，核准的项目存量有限。据悉，风电场建设工期只有4—5个月，但现在只能“抢装”的只是2014年核准的项目，即消耗的是各企业手中已核准的风场“存量”。“目前已通过核准的项目存量中，Ⅳ类资源区占据近半比例，所以大家担心的‘抢装’尽管还是会如期而至，但也不至于‘疯狂’”。

其次，部分风电项目投资价值不高。根据计鹏信息咨询公司的计算，第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风资源区中部分地区的收益率将低于银行贷款利率，这意味着，部分风电项目将不再具有投资价值。

事实上，国家发改委的调价政策具有明显的指向性，由于电价水平较高，未来，第Ⅳ类风资源的投资价值将得以凸显，按规定，第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风资源区外的所有地区均为Ⅳ类风资源区，主要集中于中国的中、南部广大地区、包括山西、安徽、云南、贵州等诸多省份。

另外，低风速（业界常将第Ⅳ类风资源区笼统地称为低风速地区）开发考验发电公司测风能力。虽然第Ⅳ类资源区的投资价值因电价得以凸显，但其开发难度却远高于前三类地区。风资源状况不佳、难以找到成片的开发区域、风电机组运输困难、成本不好控制等都是发电公司需要克服的普遍困难。

“十三五”目标完成存疑

虽然调价对企业影响有限，但多位业内人士表示，从风电发展的现实情况看，国家能源局“合理引导风电投资”与其“十三五”风电规划存在一定矛盾。

国家能源据近期的风电发展思路是：控制风电大基地装机节奏，支持风能资源不是太丰富的中东部地区发展低风速风电场，倡导分散式开发。

而此前，国家能源局曾明确表示：“十三五”期间，国内风电新增装机将达1亿千瓦，其中，“三北”大风电基地5年内新增装机6000万千瓦，中东部中低速资源区新增装机3000万千瓦，海上风电新增装机1000万千瓦。

“在现实情况下，电价下调，大基地亏损地区不再上新项目，这是企业战略调整，趋利避害是企业的天性。”一位业内人士说，“但国家能源局仍将‘十三五’重任放在三北大基地，这是国家根据资源情况作出的相应规划。如何将实际发展与国家规划统一考验政府部门能力。”

多位业内人士表示，要实现“十三五”发展目标，当下国家政府部门应该解决“弃风限电”问题放在首位，同时，通过技术进步，提升机组发电效率和收益率。据了解，最新一版的可再生能源配额制近日已上报到国务院，政策出台后，或将利好风电并网消纳。

目前我国下调风电上网电价的时机已经成熟。一方面随着风电行业的技术进步，风机设备的价格已经明显下降，风场投资成本亦随之降低。另一方面随着我国风电并网装机规模的不断扩大，已对可再生能源附加基金形成压力。