秦海岩：风电电价尚不具备调整条件(图)

　　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，风电项目处于亏损状态。
　　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。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%，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。
　　此外，实际测算中显示，在上述给定条件下，度电价格每下降0.01元，资本金内部收益率就下降一个百分点左右。如果Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区电价分别下调0.04元/千瓦时，则其资本金内部收益率都将降低到7%以下，项目不再具有经济开发价值。
　　四、转变对风电补贴过高的错误认识
　　当前，有相当一部分人认为风电电价补贴过高，社会为风电发展付出过多，实际上并非如此。表面看来，风电电价的确比煤电电价高，但煤电价格并不是其完全成本的体现，既未体现外部性成本，也未反映出对其提供的隐性补贴。以我国煤电脱硫脱硝和除尘补贴电价为例，按现行标准，脱硫电价补贴0.015元/千瓦时，脱硝电价补偿0.01元/千瓦时，除尘电价补贴0.002元/千瓦时，三项共计为0.027元/千瓦时。2013年我国煤电全口径发电量为4.19万亿千瓦时，以此粗略计算，则2013年对煤电的补贴规模为1131亿元。按美国科学家研究测算结果，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。相对而言，我国风电的电价水平并不高，且低于许多国家的电价水平。风电的补贴资金规模也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。
　　综上，笔者做如下建议：