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。收到文件后，企业的心里一定是各种动作，既要计算一下利润率的下降程度，又要看看时间节点怎么安排项目建设进度，最后找来找去意犹未尽，也没发现执行期，下一次降价是什么时候不得而知。

如何解读《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》？

 

 

　　此前坊间传说的降价方案得到证实，2/2/2/0方案尘埃落定。《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。”那么，这一降价幅度，到底对企业的收益有多大的影响呢?依据中国风能协会此前测算的结果，大致如下：

 

　　依据主要新能源企业年度报告数据，平均运行小时1903小时，平均含税电价0.568元/度，以20年生命周期的陆上风电项目为例，资本金20%，银行贷款80%，贷款期15年，贷款利率为7.2%(长期贷款基准利率6.55%，各银行对风电项目的贷款利率平均上浮10%，实际利率已超过7.2%，如考虑其他小投资商，此利率水平更加保守)，进行测算：项目内部收益率为10.77%，前十年平均净资产收益率7.43%，略高于银行贷款利率。针对主要投资商的现有项目，如果降价0.02元/度，项目资本金内部收益率将从10.77%下降到9.21%，项目前十年平均净资产收益率将从7.43%降至5.79%，分别下降了1.56个百分点和1.64个百分点，即电价每下调1分钱，上述两项指标就分别下降0.78和0.82个百分点。一部分项目净资产收益率将低于银行基准利率，意味着这部分风电项目将不具备投资价值。于此相对的是，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。

 

 

　　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。