风电电价调整应服务于促进产业发展的目标

　　由此可见，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。因此，上述资源区风电电价的调整，应该是以消除弃风限电为前提条件。然而，弃风限电的最主要原因并非技术问题，而是不同主体的利益冲突，根本原因是不符合发展需要的电力体制，可见弃风限电问题短期内难以彻底避免，所以电价的调整要充分考虑到这一问题的长期性和复杂性。目前正在审批或建设中的跨省特高压输电通道，如果建设完成后，能真正落实以输送风电等可再生能源电力为主，而不是挂羊头卖狗肉，这样确实可以缓解这三类资源区的弃风限电问题，但其建设周期至少是2-3年。因此对于上述地区的风电电价，在近期内应保持目前水平不变，过渡2-3年再考虑予以调整。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。
　　Ⅳ类资源区主要位于我国的中东部和南部，地形地势复杂，人口密集，土地使用成本高，项目开发难度大，单位千瓦造价较前三个区域明显升高，2012年平均在9000元左右。按照风能资源区划所依据的理论上的资源条件，如果年利用满负荷小时数达到2000，则所需上网电价在0.599元/千瓦时的情况下，即可守住8%的盈亏线。但随着易于开发的相对优质风能资源迅速减少，开发目标开始向资源条件较差的区域推进。从日前国家能源局下发的“十二五”第四批风电项目核准计划来看，在此次2760万千瓦的核准总量中，华中、华东和华南等低风速地区占据了60%，其中山西省的核准规模达到了208万千瓦、湖南省200 万千瓦、湖北82万千瓦、江西62万千瓦，这些区域内大部分可开发风能资源的年利用满负荷小时数在1800-1900之间，此时若要保证8%的资本金内部收益率，上网电价需要达到0.631-0.666元/千瓦时，高于目前的标杆上网电价0.61元/千瓦时。
　　可见，对于Ⅳ类资源区来说，目前0.61元/千瓦时的上网电价并不是高了，而是偏低，每千瓦时还应上调0.02-0.04元才能保证合理的利润。Ⅳ类资源区幅员辽阔，靠近负荷中心，并网条件较好，我国风电制造企业也通过技术创新，开发了具有自主知识产权的低风速风电机组，这些地区的风电开发对支持制造业发展，调整当地能源结构，优化全国风电开发布局有重要意义。同时，这些地区的脱硫标杆电价较高，国家为每度风电实际支出的补贴金额只有0.15元左右，比三北地区要低0.1到0.2元，补贴效益更高。因此对于IV类资源区，应该通过价格手段推动其加快发展，建议电价可以适当上调0.02-0.04元/千瓦时。如果国家统一上调电价有难度，建议各省在国家补贴的基础上出台附加支持政策，支持本地区的风电开发。
　　二、尽快出台海上风电标杆电价
　　海上风电代表着风电技术领域的前沿和制高点，是世界上主要风电市场重点关注的发展方向，也是我国战略性新兴产业的重要内容。我国可供开发的海上风能资源丰富，场址靠近负荷中心，海上风电的开发利用不仅是风电产业向纵深发展的关键一环，也是带动我国相关海洋产业协调发展的有效途径，具有重要的战略意义。然而没有电价政策的支持，就无法培育出健康的海上风电市场，没有规模化的市场，就没有技术进步的产业基础，就难以把握住产业发展的关键机遇期。距2010年我国首个海上风电工程东海大桥项目首期投运已有三年多时间，但我国海上风电的指导电价迟迟未能出台，这已然影响到了海上风电的发展进程。海上风电特许权招标项目并未像在陆上风电上实施的那样，为海上风电标杆电价的制定提供准确的依据。“十二五”期间500万千瓦的海上风电装机规划目标的完成时间目前已经所剩无几，当务之急是尽快出台合理的海上风电指导电价。纵观海上风电发展较好的几个欧洲国家，都有清晰明确的单独针对海上风电的电价机制，且电价水平对产业发展形成稳定而有力的支撑作用。（表2）其中德国在2012年修订可再生能源法的时候，还上调了海上风电价格，目的是最大程度地保证政策的稳定性和电价水平的科学性。我国可参考别国经验、电价机制和水平，结合我国海上风电工程实际，制定海上风电标杆电价。有鉴于我国海洋工程条件的复杂性，以及初期阶段工程造价较高、运维费用较高的情况，海上风电的电价支持力度不应低于表2中所列欧洲各国的水平。