风电电价调整应服务于促进产业发展的目标

　　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6.9%（2009年长期贷款利率为5.94%，2013年长期贷款利率已上升至6.55%，在银根紧缩政策下，各银行对风电项目的贷款均采取利率上浮形式，平均上浮率达10%，导致实际利率已超过7.2%，利率设定值已经非常保守）。根据目前风电项目投资回报特点，资本金内部收益率8%是行业基准收益率，可以保证项目保本微利，若项目要求有较好的投资回报，则资本金内部收益率要达到10%，本文按8%的基准值测算。在纳入增值税和所得税税率、折旧率、保险费率、人工费、运维费、城市维护及教育附加费率等评价参数的同时，对各参数均选取了较低的保守值。四类资源区的测算结果如下：
　　在Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区，按2012年平均水平，项目工程单位千瓦造价在7700-8000元之间，按照风能资源区划分所依据的理论条件，如果Ⅰ类、Ⅱ类资源区风电场年利用满负荷小时数为2500小时，则上网电价在0.415-0.43元/千瓦时之间（本文所说电价均为含税电价），即可满足资本金内部收益率8%的条件；如果Ⅲ类资源区风电场年利用满负荷小时数达到理论上的2300小时，则对应所需上网电价在0.452-0.468元/千瓦时之间，即可满足资本金内部收益率8%的条件。相比三类资源区现行标杆上网电价每千瓦时0.51元、0.54元和0.58元，理论上确有下调的空间。然而现实中鲜有风电场达到2300小时以上的年利用满负荷小时数，其主要原因是弃风限电。2012年全国平均弃风比例达17%，风能资源条件较好的“三北地区”是弃风限电的重灾区，Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区弃风率分别在21.36%、23.89%和16.91%，使这三类资源区风电实际年利用满负荷小时数分别降至1950、1850和1800，此时这三类资源区风电场所需上网电价应该分别在0.532-0.55元/千瓦时、0.561-0.581元/千瓦时、0.577-0.598元/千瓦时之间，才能保证8%的资本金内部收益率。据国家能源局发布的数据，2013年全国弃风情况有所好转，但弃风比例仍高达11%，其中东北地区15.45%，年利用小时数仅为1915，据此测算，蒙东、吉林、辽宁、黑龙江等风能资源较为丰富区域的风电场所需上网电价范围在0.547-0.567元/千瓦时，才能保证8%的资本金内部收益率。