秦海岩：风电电价尚不具备调整条件(图)

　　二、以确保产业持续健康发展为宗旨
　　除了可以解决能源环境问题之外，作为战略性新兴产业，风电产业的发展对带动我国产业优化升级意义深远。
　　我国历史上鲜有机会在某个产业领域与世界水平站在同一起跑线上，风电产业赋予了我们取得世界领先优势的战略机遇。目前我国风电产业已经展露出国际化格局的雏形，截至2013年年底，我国累计出口风电整机140万千瓦，遍布世界数十个国家和地区，而且增长迅速。
　　与此相对的是，风电产业并未彻底解决利润水平低的问题，主要原因：一，弃风限电导致开发商每年发电收入损失上百亿；二，可再生能源附加资金下发严重滞后，企业现金流紧张；三，欧债危机和经济大环境的影响让前几年生意红火的CDM业务收益严重收缩，甚至有出现坏账的风险；四，随着开发区域向纵深推进以及社会劳动力成本、融资成本的增加，风电整体开发成本呈阶段性上升。资金压力从发电企业向上游制造环节传导，产业链上形成顽固的“三角债”，产业发展受到极大制约。
　　现阶段社会对产业投入的补贴，是为了维持整个产业链的基本利润水平，培育一个兼具巨大社会效益和经济效益的新型高端制造产业。此时下调电价，长远看，是对整个风电产业的一种毁灭性打击。短期看，政策的突变必然引发一轮“抢装潮”，忽快忽慢的节奏必然引发产业链上下游的震荡，对产业的平稳发展构成巨大冲击，仓促上马的项目客观上将埋下安全隐患，不利于行业的健康有序发展。
　　三、以科学测算项目成本和收益为依据
　　以20年生命周期的陆上风电项目为例，如果Ⅰ类、Ⅱ类资源区风电场年利用满负荷小时数为电价制定时所依据的2500小时，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，此时经最保守测算显示，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。据国家能源局相关数据，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。