争议中的风电调价

    中国风电材料设备网：电价补贴政策的最终目标是让风电价格与常规能源价格相比具有市场竞争力
    随着国家石化能源的日益紧张，刺激对可再生能源的开发和利用，推广绿色能源的全民利用计划，已经成为经济发展中的战略方针。风力发电在可再生能源中成本较低，有着广阔的发展前景，国家对于风电项目也非常重视。不过，最近关于调整风电价的消息却闹得沸沸扬扬，让风电项目处在了风口浪尖之上。
    在前不久闭幕的“北京国际风能大会暨展览会(CWP)”上，关于陆上风电上网电价下调与否的讨论甚是激烈。赞成者认为，下调风电价格，使其与传统能源同价竞争是必然趋势。反对者认为，调价可能会对目前不景气的行业造成更大的打击。
    其实这事件起源于今年9月份召开的一次“陆上风电价格座谈会”。此次会议上，国家发改委价格司向业界通报了一份酝酿已久的“陆上风电调价设想方案”，将风电四类资源区标杆电价从目前的0.51元/千瓦时、0.54元/千瓦时、0.58元/千瓦时、0.61元/千瓦时，拟调整为0.47元/千瓦时、0.5元/千瓦时、0.54元/千瓦时、0.59元/千瓦时。
    根据设想方案，未来我国陆上风电价格下调幅度可能将普遍达到0.02元/千瓦时-0.04元/千瓦时，而个别地区甚至会达到0.05元/千瓦时。
    对于陆上风电上网电价下调，其实业界早有预期。只是，9月份“陆上风电价格座谈会”的召开，象征着新政“征求意见”的启动，这令业界感到了时间的紧迫。
    风电调价时机是否成熟？
    自2005年《可再生能源法》颁布以来，国家出台了一系列的配套政策和措施，全国各大发电集团和民营企业蜂拥而至，形成了跑马圈风、风电投资全面开花的局面，曾造成2007年一机难求，紧接着也造成了风电制造产能过剩，因此形成了全国风电迅速发展的10年。也就是这10年，我国可再生能源中，发展最快的是风电。
    得益于国家对新能源的政策支持，风电行业已经历了连续10年的快速增长。尽管目前正在遭遇发展瓶颈，高速增长中的质量和效率问题也屡屡被诟病，但作为战略性新兴产业，风电等清洁能源与传统能源在同一个平台上竞争长期来看是必然趋势，也是风电从替代能源走向主力能源必须要经历的。
    截至今年6月底，我国风电累计并网容量达到8277万千瓦，占全国总电力装机的6.6%，我国风电装机容量、发电量均已超过核电，成为我国继火电、水电之后第三大主力电源。
    不过，以目前的行业状况，并没有能力消化下调的电价。目前，风电上网电量占总电量比例偏低、企业亏损面较大，弃风限电现象没有得到根本解决。
    “现在并不是调价的好时机，在目前成本增加的情况下降价，风电装机能不能完成国家2020年的目标都是问题。现在调价肯定是得不到支持的”。卓创资讯分析师王晓坤对《中国产经新闻》记者说道。
    中国可再生能源学会风能专业委员会名誉主任陆一川指出，决策机构不能因为某些企业的原因，或者并不确实的利润水平，来决定全行业的价格，并且如此大幅度的调整，必然会对行业形成巨大的冲击。
    “风电行业尚未进入彻底的复苏回暖期，行业中积存已久的顽疾依然没有得到很好解决，企业层面的盈利能力尚未得到根本改善，而较高的上网电价是保障风电企业盈利能力的重要因素，如今下调恐会使略有回升的行业再度陷入衰退期。目前并不是上网电价下调的最佳时间，行业内的阻力相对较高”。中投顾问新能源行业研究员沈宏文在接受《中国产经新闻》记者采访时说道。
    此外，弃风限电、补贴不及时、配额制不到位、电网的搭建速度等问题都被认为是现在不适合调节电价的主要原因。去年，有约162亿千瓦时的风电因无法并网外送或被当地消纳而弃用，今年4月，国家能源局发出通知，弃风限电较严重的地区，在问题解决前不再扩大风电建设规模。不仅如此，还有业内人士表示，补贴的审批缓慢和大量拖欠，也进一步加剧着企业的资金压力，使得三角债的现象非常普遍。
    可再生能源价格财税政策不够完善，可再生能源电价附加补助资金资格的认定周期比较长是限制我国风电发展的机制问题。据了解，我国可再生能源电价附加补助资金拨付较为滞后，结算周期一般滞后3到5个月，电网企业每月只能按火电上网的标杆电价计算，加剧了发电企业资金周转的困难。