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爭議風電調價文 | 本刊實習記者 王佳麗電價下調爭議成為風電發展全新的博弈點。在調價不可逆的大趨勢下，調整的范圍與幅度，成為業界最為關心的問題。近期，有關風電電價調整的爭議攪動瞭國內的風電行業。此前不久，發改委價格司和能源局新能源司相繼開會，考慮重新評估和調整風電上網電價政策。這對業界顯然大有觸動。明陽風電集團銷售總監楊璞抱怨道，“目前三北地區的風電投產容量在各發電集團所占比例仍然很高，由於限電棄風、補貼不到位等因素嚴重影響項目盈利，很多項目都處在虧損狀態，這種情況下怎麼還能談及下調電價？”而一位不願具名的風電項目開發商則激動地對《能源》記者表示：“目前中國開發商的整體盈利水平非常差，一直遊走在盈利和虧損的邊緣，可不能因為一兩傢開發商有盈利瞭就下調電價啊！”目前，我國風電電價執行的還是2009年實施的風電標桿上網電價政策。近年來，風電技術更加成熟，設備價格大幅下降，發電成本也有所降低，據此，有關部門認為，現在已經具備下調電價的基礎。調價爭議風電開發商對下調電價基本持反對態度。上述風電項目開發商說，風電設備價格的下降，雖然有技術成熟的原因，但更主要的是生產規模化和市場競爭的結果。據這位負責人介紹，目前國內風電設備的價格在每千瓦4000元到4500元左右，以這樣的價格，制造商無法維持穩定可靠的發展。如果再將風電價格壓低，企業應對風險的能力就更低瞭。而且，雖然風電設備價格下降瞭，但風資源條件也在下降。中國資源綜合利用協會可再生能源專業委員會政策研究主管彭澎告訴記者，原來建的風電項目都是風速9米/秒，滿發小時數 2400 小時或2800 小時以上。現在有並網條件、資源較好的地區都已經開發瞭，新的風資源區間在下移。另外，風電裝機條件也比以前苛刻瞭許多。在丘陵地帶和高山地帶，風電項目的安裝費用、運營維護等其它成本在上漲，公司人員薪酬上升也比較嚴重，設備下降那部分空間很大程度上已經被其它上漲的因素抵消瞭。至於發電成本，專傢表示，雖然現在裝機成本確實下降瞭很多，但風電場所發的電還做不到全部上網並產生收益。目前國內風電超過 60% 以上的裝機全部集中在三北地區，限電嚴重的地區隻有 70% 或者更低的電量能發到電網上去，所以不能按照全額收益來計算收益情況。據《能源》雜志記者瞭解，風電企業之所以反對調整風電電價，主要在於，棄風限電問題仍然比較嚴重，且補貼不能及時發放到位，風電開發商的收益得不到保障。“棄風20%，風電企業就是虧損狀態，不但會嚴重影響後期投資，給開發商造成經濟壓力，還會影響投資者對整個行業的信心。”彭澎認為，由於之前各種補貼遲遲不到位，企業虧空嚴重，現在情況剛剛好轉，不適宜馬上降低電價。但是，也有業內人士表示，風電電價與棄風限電沒有必然聯系。之所以會出現棄風問題，是因為之前建設風電項目時，對風電消納的問題考慮不充分，使得風電的規劃與其電源規劃、電網規劃不協調，局部地區風電消納產生困難。而一些地方風電裝機規模遠超過當地的消納能力，建設初期又沒有明確外送消納市場和送電通道，“出現棄風問題是必然”，國傢電網能源研究院新能源研究所所長李瓊慧說。而前一段時間補貼發放不能到位，則主要是因為實際風電項目投運規模遠遠超過瞭當時測算可再生能源電價附加水平時的規模，“其本質是國傢補貼資金規模沒有與風電開發規模掛鉤帶來的問題”。今年2月份，能源局專門出臺文件，要求解決風電消納問題。同時，國傢也采取瞭一些措施解決補貼不足的問題。8月底，發改委發出通知，將可再生能源電價附加由8厘/千瓦時上調至1.5分/千瓦時，可再生能源發展基金缺口正在慢慢減少。另外，補貼結算方式也有變化。以前，風電補貼是按當地脫硫燃煤標桿電價結算的，國傢發放的補貼由電網企業轉付給開發商。現在則是由政府預撥給電網企業，電網企業按月足額按照標桿電價向開發商結算。因此，“補貼發放不到位的問題已經成為瞭過去時，未來通過建立補貼規模與風電項目建設規模聯動的機制是可以避免這種問題出現的。”李瓊慧肯定地說。電價調整建議從風電行業發展情況來看，今年年底，我國風電裝機規模將超過7000萬千瓦，而風電消納形勢卻依然嚴峻。“是時候調整風電電價瞭，”李瓊慧說，“這是一種姿態，可以讓開發商更理性對待開發問題。”下調電價能夠減緩新增項目增長速度，減小風電消納的壓力。而且，政策的導向性更有利於引導開發商不斷通過技術進步提升自身的競爭力，最終實現國傢補貼的淡出。不管是在國內還是國外，風電上網電價都是要逐年遞減的，這是行業發展的大趨勢。但是，目前國內風電電價要大幅下調難度很大，會嚴重挫傷風電項目建設的積極性，很難做到按目前風電實際的度電成本來降。所以，李瓊慧建議，降價的幅度不要太大，最好是進行微調。這樣，一方面可以減小風電項目建設沖動，抑制新增風電規模的過快增長，減輕已建成風電場的消納壓力；另一方面有助於開發商增強風險意識，在風電項目開發選址時，更加重視風電場的消納問題。另外，跳出行業，從能源結構轉型的角度來看，長期以來，我國電力生產一直以火電為主。隨著近年來風電、光伏等可再生能源的發展，電源結構得到瞭一定的優化，火電占比有所下降。然而，2012年火電的裝機容量和發電量占比卻仍分別達到71.5%和78.6%，火電依然是我國的主力電源。但是，中國要想實現能源與環境的可持續發展，當前以化石能源為主的電源結構卻非要讓位於風力發電和其他可再生能源不可。目前，我國風電的發電成本在8000元/千瓦左右，遠遠大於火電4000元/千瓦的水平，短時間內無法撼動火電的經濟優勢。所以，“中國的風電產業，仍然需要國傢在上網電價方面的進一步扶持，這樣才能治理霧霾，解決環境污染，構建適合我國國情，兼顧經濟、安全、穩定與環保要求的電力體系。”中國可再生能源行業協會執行會長張平這樣向《能源》雜志記者講道。據他理解，國傢政策是頂層設計，應該對產業的發展進行引導，這就要求政策的制定應該具有一定的預見性和前瞻性，而不是變成馬後炮，出瞭問題之後才調整。他以歐盟“雙反”背景下，中國大批光伏企業已經破產倒閉瞭，一系列光伏利好政策才開始密集出臺為例，證明政策的滯後會影響產業的發展，所以，“不要讓風電重蹈光伏覆轍”。對於風電電價調整，張平希望能夠按照風資源和負載的匹合度來考慮風電電價。他建議，陸上風電電價可以分情況區別調整，而不是統一下調。在那些電力負載少、消納有問題的地方，風電電價應該下調，這樣價格的杠桿作用才會有效果；而在那些上網條件比較好、負載充裕、消納情況好的地方，風電電價就應該上提才對。至於海上風電，他希望將電價往上調整，因為目前這類項目的投標價格過低，不利於中國海上風電產業的快速發展。實際上，風電企業也非常關心電價的調整問題。他們認為，風電電價直接關系到行業發展的大環境問題，對它的調整要兼顧經濟發展、民生，同時也要兼顧項目從資源獲取、核準、建設、運營全系列的各相關方成本組成的真實性、企業生存環境、金融等系列問題，不能搞一刀切，單純地考慮下調還是上調。“也許可以建立更為完善、科學、客觀的多維評價體系，對不同的風場進行區別評價，從而設定不同等級的適用標桿電價，”楊璞建議道。
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公司貸款率利最低銀行推薦及土地news.hexun.com/2013-11-08/159496823.html
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