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。
一位风电行业人士给记者算了一笔账：国家电网公司的利润2012年为620亿、2013年为517亿，而五大发电集团利润最好的两年是2012年460亿、2013年740.34亿。可以看出：国家电网一家的利润接近于五大发电集团的利润总和。而在全国(包括五大发电集团)范围内，2013年风电电量在整个电力结构中的占比仅为2.5%，风电电价占比相当低，在这上面大动干戈，难道仅仅是为了节省那些可再生能源基金吗?
中国可再生能源学会风能专委会秘书长秦海岩指出，尽管全国人大在《关于2013年国民经济和社会发展计划执行情况与2014年国民经济和社会发展计划草案的报告》中提出了“适时调整风电上网电价”的要求，但风电电价的调整，应该以服务于风电战略性新兴产业发展为宗旨。就目前而言，我国风电电价的调整时机并未成熟。
劣币淘汰良币 “逆替代”令人担忧
价格改革对市场影响很大，价格杠杆撬动的是整个产业发展的趋势，更影响着下游用户的消费选择，随之而来的变化就是能源消费与环境压力问题。
自2012年的煤炭价格下调以来，曾经暴富的煤炭老板纷纷跑路;电源结构中的煤电开始发挥效益，虽然进行了煤电联动，但是煤电的调价也仅仅是几厘钱，于是乎，在利益的驱动下，各大发电集团纷纷开始争上煤电项目。经过近十年的努力，刚刚看到煤电在整个电源结构中从近90%下降到了67%左右，在快速增长的国民经济中，清洁能源比例正在逐年增加。但是，这样的大好局面却在价格改革政策的引导下，清洁能源比例正在被旧有能源形式进行逆替代。
有专家指出，一台1.5MW的风机每小时发电是1500度，一年有效发电时间为2000小时，风场的33台机组的年发电量大约为9900万度电。如果电价下调4分钱，那么一个风场将减少营收近400万元。一旦风场盈利受损，那么“弃风”现象则更为严峻，甚至是破产，以至于产生能源“逆替代”。
以江西省为例，水煤气这种污染较大的燃料在2010年之前被江西陶瓷企业广泛使用，但随着天然气管网进入江西，江西陶瓷企业纷纷改用天然气，其燃烧效率也比水煤气提高很多。然而，2013年天然气价格改革启动，天然气价格越来越贵。与此同时，煤炭价格却一路走跌，大部分低端微利的陶瓷企业便放弃天然气，重新改用水煤气。
这是一个“劣币淘汰良币”的过程。在中国当前雾霾形势十分严峻的情况下，用煤电替代清洁的天然气发电，并不是人们愿意看到的“逆替代”。然而，风电电价的下调，同样会引发能源逆替代问题，缩减的风电份额被低价而污染严重的煤炭等能源取代，带来的也将是更多的污染排放。
王晓坤指出，对于风电调节，一定要全盘考虑，慎之又慎。如果盲目下调风电价格，势必会造成风能等其他等清洁能源的刹车，让一些旧式的、污染大的能源重新占领市场，这对于我国目前严峻的环境形势来说是极为不利的。
对于风电价格的下调，更多的是源于当前社会上对风电电价补贴过高认识。风电电价看起来确实比煤电电价高，但其实煤电价格并不是其完全成本的体现。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，那么燃煤发电的电价要至少增加一倍到两倍。
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。
也有人指出，下调风电是为了减轻政府的财政压力。以2013年我国风电发电量达到1400亿千瓦时计算，若风电上网电价上调0.01元/千瓦时，则全国可再生能源电价附加要在风力发电这一领域多补14亿元。而事实上，就在不久前的8月份，全国燃煤发电企业标杆上网电价刚刚实施了平均每千瓦时0.0093元的下调。燃煤标杆涨1分，财政多付14亿。
沈宏文指出，风电上网电价下跌必然会挫伤风电企业扩展风电项目的积极性，企业盈利能力必然会受到影响，下游环节的复苏可能受到抑制。此外，产能过剩、结构失衡等问题恐再度袭来，风电企业兼并重组的浪潮会更加严酷，政府部门对风电行业的放任政策可能导致新一轮的破产潮。
“抢装”背后 暗藏隐患
目前，各行业的“十三五”规划正在紧锣密鼓的制定中。可以预见的是，未来国家对风电、光伏厂商的支持力度会越来越小。发改委释放调价信号，风电市场出现“抢装潮”。
由于短期内的市场需求剧增，风电产业链相关产品价格快速上扬。以风电叶片为例，因国内叶片制造的原材料多数需要进口，国外厂商趁机涨价，原材料价格平均上涨幅度已达到15%，叶片供应商要求2015年价格将再上涨10%-15%。同时，风电塔筒也从9月中旬开始出现价格上扬，塔筒价格最高已接近800元/吨。
广东省一家风电设备制造企业的内部人士称，现在公司每个月风电塔筒的产量为15~16台，是此前8台/月的两倍，而员工也由此前的8小时变成加班至12小时。不仅如此，业主更是急着催货，专门派出工作人员进驻企业监督，要求企业尽快生产。
“抢装潮”不仅带来供应链市场的价格波动，还引发业界对风电设备质量的忧虑。“抢装潮‘引发风电产业链供不应求。一些开发商为了尽快上项目，甚至开始向一些小厂商采购设备，这为风电产业埋下安全隐患。
沈宏文表示，发改委此次风电调价信号带来的不只是风电“抢装潮”以及业界对风电设备质量的担忧，还将对整个风电产业发展带来巨大影响。长期以来，影响中国风电产业发展的最大问题是并网难。而此次集中大规模的风电“抢装潮”势必造成短期内并网项目的剧增，对下一步风电并网带来更大压力，进而进一步加重弃风现象的出现。
据了解，扩大风电等可再生新能源的消费比重，被认为是消除雾霾、治理大气污染的重要选择。国家能源局为此规划了十二条大气污染防治通道，以扩大风电消纳，缓解弃风难题。但是，远水难解近渴，目前规划中的输送通道刚刚启动，预计2016年后才将陆续投入运行。同时，各省220千伏电网的制约越来越严重，目前造成限电的瓶颈已经转移到省内地区电网主变和线路容量严重不足等环节。
最令业界担忧的是，风电“抢装潮”过后或将出现的“大萧条”。多位风电人士分析认为，可以预想在2015年“6 .30”调价大限之后，风电建设行业必将迎来一个“低潮期”。建设市场的大起大落，对于已被国家列入战略性新兴产业的风电行业的持续健康发展将带来严重打击。
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。价格调整要以确保产业的持续健康发展为宗旨。
其实，未来要作出调整的不只是上网电价，还包括政府对行业的补贴。能源局市场监管司副司长黄少中指出，考虑完善价格补贴机制，促进风电进入市场。同时，将取消分类补贴。对所有的可再生能源企业，不再是按类来分补贴，而是设计一个总的金额，促进风电、光电、水电等竞争，谁的成本低谁先开发，谁的成本高往后排。这样能够节省补贴，提高补贴效率。
“风电行业想要彻底复苏必须要有政策做保障，国家层面的监管政策、并网政策、补贴政策、信贷政策必须落实到位，为风电巨头营造良好的市场环境。同时，风电站的建设和运营环节必须增加投资，国企央企应当挺身而出帮助民营企业脱离困境，其他环节的投资量可以适当放缓”。沈宏文对记者说道。
