酝酿已久的陆上风电上网电价下调终于落地。2014年12月31日，国家发改委下发了《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格[2014]3008号），从发文时间上看，这应该是2014年关于风电的最后一个，当然也是最重要的一个文件了。《通知》明确，"对陆上风电继续实行分资源区标杆上网电价政策"，此次资源区并未做调整，更加细化的方案留给了未来。"将第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元、0.52元、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。MAKE分析师孙文轩认为，最终电价下调方案无论从降价幅度或执行时间来说都比最初提议方案更有利于行业发展：调价幅度减半且IV类风区价格不变有利于开发商持续发展风电项目。

陆上风电降价

 

　　2013年以来，国家能源局在风电并网消纳方面出台系列措施，加大风电运行监测，弃风限电状况有所缓解。此外，风电场成本也出现下降，为降低上网电价提供了空间。一位风电企业人士认为，风电价格下调是大趋势，可再生能源附加缺口越来越大，财政补贴压力大。

　　风电行业专家贺德馨认为，降低风电价格是一个系统工程，要多方面努力。目前需要考虑如何提高风机质量的问题。"现在有些企业成本压下来了，质量也降下来了，故障增加。另外，风电企业的管理水平还要提高，这方面有很大潜力。将弃风率减少一些，也可以降底成本。"

 

 

　　一直以来，"同网同价"、"风火同价"是风电电价发展的目标，认为这样就提高了补贴资金的使用效率，这样就促进了风电市场竞争力的提高。但这样的简单比较，既不科学，也不公平。燃煤发电电价不是其完全成本的体现，没有反应出煤电的环境外部性。按照国内外国家知名研究机构测算结果，如果把燃烧煤炭所带来的污染物排放、水污染、工人伤亡、地表形态的颠覆性改变等隐性成本都计算在内，并把这些成本转移到电费账单上，那么燃煤发电的电价要至少增加一倍到两倍。而这些实际上是由社会资金、人民的身体健康和发展质量来买单。如果将这部分高昂的外部性成本全部分摊到煤电电价上，煤电价格将立刻失去竞争力。如果都按完全成本来计算，风电已经非常具有市场竞争力。一直以来，大家只是看到给风电等新能源的补贴，但风电的补贴资金规模远远小于对煤电的补贴。2013年风电补贴约为200亿元，至2015年约为300亿元。按2013年火电全口径发电量计算，仅脱硫、脱硝、除尘这些公开补贴就达1131亿元，还不包括伤亡抚恤等隐性补贴。孰高孰低，显而易见。

 

　　《通知》规定，新电价政策适用于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。也就是说，对于前三类资源区，政策出台前已经核准的项目，只管放心从容地进行建设，但一定要在明年1月1日前并网运行，否则对不起，只能按新电价执行了。目前已通过核准的项目存量中，IV类资源区的占据近半的比例，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"。国外的电价政策出现变动时，也会有抢装现象，作为市场应激行为，也属正常。无可奈何，只能期待大家都冷静克制一些吧，别忘了质量永远是长远生存之道，千万别任性，别赌气。

 

　　此外，文件也强调了补贴结算和确保政策执行到位等问题。但仍留下了不小的悬念，就是这个政策的执行期限，并未在文件中明确，自然也就无法给企业投资提供明确的预期。电价政策作为对风电产业发展最重要的支持政策，其连续性和稳定性直接影响到企业的行为和市场的波动，对产业的意义不言而喻。没有预期或频繁变动，都是投资方最担心的事。产业只能寄希望于未来电价政策能够更加平稳、更加合理。

 

 

　　在电价靴子落地的一刻，发电集团即开始计算利润下降的幅度。据中国风能协会观察，部分地区将失去投资价值，而山西、安徽等第Ⅳ类风资源区会迎来快速发展局面。

 

　　根据主要风力发电集团年度报告的数据，中国风电平均每年运行1903小时，平均含税电价0.568元/千瓦时，陆上风电平均生命周期为20年，以资本金20%、银行贷款80%、贷款期限15年、贷款利率7.2%测算，在电价调整前，各发电集团投资风电场的内部收益率为10.77%，其中，前十年的净收益率为7.43%，略高于银行贷款利率。

 

　　如果降价0.02元/千瓦时，则内部收益率从10.77%降至9.21%，资产净收益率从7.43%下降至5.79%。分别降低了1.56和1.64个百分点。

 

　　北京计鹏信息咨询公司的计算更加细化，其分别测算了降价对第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风资源区的影响。计鹏信息咨询公司以装机容量50MW、单位造价8000元/千瓦、成本费用770/千瓦、每年发电小时数2100小时测算，第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风资源区风电项目的全部投资内部收益率分别下降0.69%、0.66%、0.64%，而资本金内部收益率分别下降了2.14%、2.25%、2.3%。

 

　　"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。"中国风能协会认为。

 

　　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类风资源区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。
 

 

　　虽然第Ⅳ类风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，业界常将第Ⅳ类风资源区笼统地称为为低风速地区。

 

　　风资源状况不佳是低风速地区最大的特点，据龙源电力在安徽的测风数据显示，安徽的年平均风速仅有6米/秒，远低于"三北"地区，并且平均每年仅有1700小时的发电时间。这里曾在2009年被业界称为风电开发的"鸡肋"，皖能电力(行情,问诊)曾在考察完安徽的情况后，放弃了开发。

 

　　除了风资源较差外，第Ⅳ类风资源区难以找到成片的开发区域，如云南、贵州、安徽、山西等地，山地众多，其中云南省山区面积占全省总面积96%。

 

　　2011年5月，龙源电力安徽公司在来安县建成投产20万千瓦低风速风电场，其安徽公司负责人保伟中发现，在地形复杂、植被茂密的安徽内陆，风电机组安装位置相差几米就会极大地影响发电量，对发电公司的测风能力提出了很高要求。

 

　　由于山地众多，风电机组的运输成为发电公司需要克服的普遍困难，在云南和贵州，大多数风电机组均安装于海拔2000米以上山头，"我们几乎是一公里一公里炸开的。"龙源贵州风电项目负责人说，"一个山头一台风机，每个山头都要修路上去，总共一百多公里的山路开凿。"

 

　　在低风速地区开发风电项目，关键看成本控制得好不好。这一成本除了修路炸山外，还包括对当地农民的林业补偿，据龙源电力安徽公司负责人介绍，安徽凤阳、定远两地极为突出，补偿费用随着高铁占地而水涨船高，一个5万千瓦的风电场，总投资不到4亿元，但林地补偿就要花去2000万元，占总投资的5%。

 

　　即使存在诸多困难，但由于低风速地区电价高、限电少，其开发风电的前景仍被业界看好，事实上，只要在控制成本的前提下尽力提高发电量，第Ⅳ类风资源区的风电项目是可以保持盈利的。据悉，安徽来安风电场投产以来，每年可以保证数千万元的利润。

 

 

　　无论是光伏，还是风电，几乎每次电价的调整都会带来"抢装潮"，但此次调价留出了较为宽裕的建设时间，业内预测，大规模的抢装潮将不会出现。

 

　　根据《通知》，新电价政策适用于2015年1月1日以后核准，以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的风电项目。这意味着，对于前三类风资源区，政策出台前已经核准的项目还有1年的建设期，对于风电建设而言，这一期限较为从容。

 

　　根据风能协会的数据，已经核准的风电项目中将近一半为第Ⅳ类风资源区项目，故尽管会出现抢装现象，但几年前的抢装潮不会发生。

 

　　虽然文件强调了补贴政策结算和确保政策执行到位，但也留下了不小的悬念，新电价政策的执行期限仍未明确。

 

　　电价是风电行业最重要的支持政策，其连续性和稳定性直接关系到企业投资决策，事实上，没有预期或者频繁变动，是投资方最不愿看到的情况。

 

　　不过，对于下调风电上网电价，中国风能协会认为无法体现能源结构调整的清洁化目标。

 

　　据悉，风电的补贴资金远远少于污染更大的煤电，2013年，用于风电的补贴资金为200亿元，至2015年，这一金额上升至300亿元，但仍旧难以与煤电相提并论。

 

　　如果按2013年全口径煤电发电量计算，仅脱硫、脱硝、除尘三项公开补贴资金即达到1131亿元。中国风能协会认为，如果将煤电的外部成本计算在内，早已达到了"风火同价"的目标。