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政策解读陆上风电价格下调
发布时间：2014-11-17     来源： 《风能产业观察》
本文摘要：近日，国家发改委组织了第三次关于风电电价调整的座谈会并通报了设想方案，拟将风电四类资源区标杆电价从目前的0 51、0 54、0 58、0 61元 千瓦时，调整为0 47、0 5、0 54、0 59元 千瓦时，业内人士预测，降价的后果是龙头企业保本微利，而大多数企业会陷入亏损，如果主要以风电龙头企业的业绩作为调低电价的依据，恐有失偏颇。即使风电产业自去年开始复苏。
 
　　企业盈利或大大缩水
 
　　业内人士预测，降价的后果是龙头企业保本微利，而大多数企业会陷入亏损。如果主要以风电龙头企业的业绩作为调低电价的依据，恐有失偏颇。即使风电产业自去年开始复苏，但大唐新能源仍处于亏损，该公司2014年上半年风电电量50.52亿千瓦时，同比下降9.07%，亏损1440万元，比去年同期利润减少106.23%。整机商明阳风电的收入及利润与龙头金风科技相比明显逊色，公司2014年第二季度总营收9.356亿元，同比增长74.1%，毛利润1.235亿元。
 
　　风电整机制造商华锐风电尚未扭亏，中报显示，2014年上半年公司营业总收入20.51亿元，同比增长47.7%，净利润-28568万元，同比减亏37.6%。
 
　　事实上，即使以风电龙头的业绩作为调价依据也需按业务分类计算。金风科技的收入和利润并非全部来自风电机组的销售，该公司包括三个收入板块，分别为风电机组销售、风电服务和风电场投资、开发、销售，今年上半年后两项收入合计7.6亿余元，占总收入比例为17.1%，其中，风电场开发、投资与销售收入同比增长193.48%，高于风电机组销售。
 
　　业内预测，风电电价调整或将发生产业链的连锁反应。"按照中国目前的商业规则，发电商收入下降，必定会传导至整机商和零部件商。"一位不愿透露姓名的风电人士称。
 
　　此外，由于拟调价方案限定于2015年6月30日后投产的项目，预计在此日期之前，风电开发企业或将在规划电网线路附近抢装风电场。
 
　　风电业界普遍认为，调整风电上网电价是大势所趋，但应在详细调研及解决不合理限制因素后进行。去年9月，中国风能协会秘书长秦海岩发文罗列风电面临的现状，"一是弃风限电导致开发商损失严重；二是可再生能源附加资金下发严重滞后，企业现金流紧张；三是CDM业务收益严重收缩，甚至有出现坏账的风险。"此外，业内人士认为，即使以今年风电企业业绩评估，亦应从全行业多家企业出发，而不能主要考量龙头企业。
 
　　下调时机仍未成熟
 
　　"下调2-5分钱，黑龙江的部分项目甚至下降7分钱，幅度难以接受。"一位不愿具名的风电企业负责人告诉本报记者，"电价每千瓦时下调1分钱，风电场净资产回报率就会降低1个百分点，所以我们对这个政策肯定持反对意见。"
 
　　而另一位地方风电企业人士也告诉本报记者，如果新政实行，风电抢装的现象必然出现，"风电设备一旦供不应求，恶性抬价的情况就有可能出现。"
 
　　据企业人士反映，现在风电实际建设过程中还存在很多问题：比如风电项目建设工程造价、风电场征地成本等持续上涨，各地风电项目用于水土保持、环境评价、检测验收和资源附加费等投入不断增加。此外，很多风电设备质量问题堪忧，设备实际经营期还未开始。
 
　　中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩告诉记者，风电电价应综合考虑项目建设地区、风能资源、工程建设投资以及并网消纳情况，在科学测算项目成本的基础上做出合理调整。在他看来，当前风电电价下调的时机仍未成熟。
 
　　据秦海岩介绍，我国风电发展2020年的目标是2亿千瓦，按照这个目标测算，每年我国新增的风电装机容量应在2000万千瓦左右。"按照现行的电价政策这一目标都不一定能完成，风电降价之后，目标更不可能实现了。"
 
　　多位业内人士表示，与调整风电电价政策相比，国家政府部门应该更重视解决"弃风限电"问题。近两年，我国风电弃风都在150亿度以上。据中国风能协会测算，按2012年平均水平，在风电场分布最为集中的在Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区，在弃风限电严重的情况下，目前执行的标杆上网电价低于实际所需电价，不能保证8%的资本金内部收益率，风电项目处于亏损状态。
 
　　"如果非要调整，一定要以解决'弃风限电'问题为前提，一种方案是制定具体措施，落实可再生能源法中的规定，对弃风限电造成的损失予以赔偿。第二种解决方案是在保障上网电量的基础上采取分段电价的方式，即在满负荷小时数2000小时内的上网电量执行现在的风电电价，2000小时之外的上网电量执行所在地区脱硫标杆电价。"秦海岩说。


 
关键词：陆上风电 风电政策 风电价格

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