风电电价调整应服务于促进产业发展的目标

　　在3月5日召开的十二届全国人大二次会议上，国务院总理李克强在政府工作报告中明确提出：推动能源生产和消费方式变革，提高非化石能源发电比重，发展智能电网和分布式能源，鼓励发展风能、太阳能。同日，国家发展改革委在《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，将“适时调整风电上网电价”作为2014年的主要任务之一，消息一出立即引发广泛关注。业界对“调价”话题很敏感，但调价并不意味着就是降价，“调整风电电价”显然是为完成总理报告中所说的“发展风能”这一国家目标而服务的具体手段，何时调、怎么调，应该严格围绕如何落实中央政策目标来进行。如果风电价格调整能够促进风能产业发展，当然是正确的举措，反之就是南辕北辙。那么如何保证风电电价调整起到促进风能产业发展的目的呢？笔者认为应综合考虑项目建设地区、风能资源、工程建设投资以及并网消纳情况，在科学测算项目成本的基础上做出合理调整。结合当前风电发展情况，风电电价的调整需考虑以下三个方面的问题：

　　一、风电开发的合理利润水平是产业健康持续发展的基础

　　风电产业的可持续发展，以合理的利润空间为基础，如果不能保证这个空间，甚至亏损，会极大挫伤企业投资开发的积极性，产业的发展必然受到影响。2009年国家发展改革委颁布的四类风电上网标杆电价政策对我国风电产业的规模化发展起到了积极的作用。时过境迁，目前企业的利润水平与电价之间的关系是否发生了变化？对此，可以按照2009年政策出台前的电价测算方法，对当前实际条件做最保守的设定，对目前所需的电价的最低水平进行如下测算：

　　以20年生命周期的陆上风电项目为例，资本金20%，银行贷款80%，贷款期15年，贷款利率为6.9%（2009年长期贷款利率为5.94%，2013年长期贷款利率已上升至6.55%，在银根紧缩政策下，各银行对风电项目的贷款均采取利率上浮形式，平均上浮率达10%，导致实际利率已超过7.2%，利率设定值已经非常保守）。根据目前风电项目投资回报特点，资本金内部收益率8%是行业基准收益率，可以保证项目保本微利，若项目要求有较好的投资回报，则资本金内部收益率要达到10%，本文按8%的基准值测算。在纳入增值税和所得税税率、折旧率、保险费率、人工费、运维费、城市维护及教育附加费率等评价参数的同时，对各参数均选取了较低的保守值。四类资源区的测算结果如下：

　　在Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区，按2012年平均水平，项目工程单位千瓦造价在7700-8000元之间，按照风能资源区划分所依据的理论条件，如果Ⅰ类、Ⅱ类资源区风电场年利用满负荷小时数为2500小时，则上网电价在0.415-0.43元/千瓦时之间（本文所说电价均为含税电价），即可满足资本金内部收益率8%的条件；如果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，则对应所需上网电价在0.452-0.468元/千瓦时之间，即可满足资本金内部收益率8%的条件。相比三类资源区现行标杆上网电价每千瓦时0.51元、0.54元和0.58元，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。据国家能源局发布的数据，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。

　　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，不能保证8%的资本金内部收益率，风电项目处于亏损状态。因此，上述资源区风电电价的调整，应该是以消除弃风限电为前提条件。然而，弃风限电的最主要原因并非技术问题，而是不同主体的利益冲突，根本原因是不符合发展需要的电力体制，可见弃风限电问题短期内难以彻底避免，所以电价的调整要充分考虑到这一问题的长期性和复杂性。目前正在审批或建设中的跨省特高压输电通道，如果建设完成后，能真正落实以输送风电等可再生能源电力为主，而不是挂羊头卖狗肉，这样确实可以缓解这三类资源区的弃风限电问题，但其建设周期至少是2-3年。因此对于上述地区的风电电价，在近期内应保持目前水平不变，过渡2-3年再考虑予以调整。如果非要调整，一定要以解决弃风限电问题为前提，一种方案是制定具体措施，落实可再生能源法中的规定，对弃风限电造成的损失予以赔偿。第二种解决方案是在保障上网电量的基础上采取分段电价的方式，即在满负荷小时数2000小时内的上网电量执行现在的风电电价，2000小时之外的上网电量执行所在地区脱硫标杆电价。

　　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，2012年平均在9000元左右。按照风能资源区划所依据的理论上的资源条件，如果年利用满负荷小时数达到2000，则所需上网电价在0.599元/千瓦时的情况下，即可守住8%的盈亏线。但随着易于开发的相对优质风能资源迅速减少，开发目标开始向资源条件较差的区域推进。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%，其中山西省的核准规模达到了208万千瓦、湖南省200 万千瓦、湖北82万千瓦、江西62万千瓦，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。

　　可见，对于Ⅳ类资源区来说，目前0.61元/千瓦时的上网电价并不是高了，而是偏低，每千瓦时还应上调0.02-0.04元才能保证合理的利润。Ⅳ类资源区幅员辽阔，靠近负荷中心，并网条件较好，我国风电制造企业也通过技术创新，开发了具有自主知识产权的低风速风电机组，这些地区的风电开发对支持制造业发展，调整当地能源结构，优化全国风电开发布局有重要意义。同时，这些地区的脱硫标杆电价较高，国家为每度风电实际支出的补贴金额只有0.15元左右，比三北地区要低0.1到0.2元，补贴效益更高。因此对于IV类资源区，应该通过价格手段推动其加快发展，建议电价可以适当上调0.02-0.04元/千瓦时。如果国家统一上调电价有难度，建议各省在国家补贴的基础上出台附加支持政策，支持本地区的风电开发。

　　二、尽快出台海上风电标杆电价

　　海上风电代表着风电技术领域的前沿和制高点，是世界上主要风电市场重点关注的发展方向，也是我国战略性新兴产业的重要内容。我国可供开发的海上风能资源丰富，场址靠近负荷中心，海上风电的开发利用不仅是风电产业向纵深发展的关键一环，也是带动我国相关海洋产业协调发展的有效途径，具有重要的战略意义。然而没有电价政策的支持，就无法培育出健康的海上风电市场，没有规模化的市场，就没有技术进步的产业基础，就难以把握住产业发展的关键机遇期。距2010年我国首个海上风电工程东海大桥项目首期投运已有三年多时间，但我国海上风电的指导电价迟迟未能出台，这已然影响到了海上风电的发展进程。海上风电特许权招标项目并未像在陆上风电上实施的那样，为海上风电标杆电价的制定提供准确的依据。“十二五”期间500万千瓦的海上风电装机规划目标的完成时间目前已经所剩无几，当务之急是尽快出台合理的海上风电指导电价。纵观海上风电发展较好的几个欧洲国家，都有清晰明确的单独针对海上风电的电价机制，且电价水平对产业发展形成稳定而有力的支撑作用。（表2）其中德国在2012年修订可再生能源法的时候，还上调了海上风电价格，目的是最大程度地保证政策的稳定性和电价水平的科学性。我国可参考别国经验、电价机制和水平，结合我国海上风电工程实际，制定海上风电标杆电价。有鉴于我国海洋工程条件的复杂性，以及初期阶段工程造价较高、运维费用较高的情况，海上风电的电价支持力度不应低于表2中所列欧洲各国的水平。

　　三、纠正对风电产业的偏颇认识

　　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，而实际上并非如此。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。美国科学家研究发现，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，美国燃煤发电的隐性成本每年高达5000亿美元，如果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。2012年中国电煤消耗量是美国的2倍多，鉴于开采水平、安全防护措施及环保措施都并不高于美国，所以中国燃煤发电的隐性成本至少高于5000亿美元，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。

　　发展风电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，而当前还有相当一部分人对此认识并不充分。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，风电产业多年的积累和砥砺成长，赋予了我们取得世界领先优势的战略机遇。培育规模化的国内风电市场，不仅是为了解决环境问题，也是拉动技术进步，促进高端制造业发展的有效途径，从而形成一个高附加值的大型国际化产业，带动实体产业升级。目前我国风电产业已经展露出国际化格局的雏形，截止到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。今天社会对其投入的补贴，是为了维持整个产业链的基本利润水平，使制造企业守住盈亏线，以保证企业对技术研发的持续投入，为产业发展后劲储存实力，培育一个兼具巨大社会效益和经济效益的新型高端产业。此时若贸然下调电价，无疑会造成釜底抽薪的结局，与国家的政策导向背道而驰。

　　历史地看，风电价格的调整是必然，通过技术创新和规模化发展等手段逐步降低风电成本，最终使风电价格与常规能源价格相比具有市场竞争力，是大势所趋，但关键问题是如何运用价格手段来促进产业的健康可持续发展。原则上，对于资源性产品价格的调整，应该伴随相关环境税制改革，使其能够反映出资源的环境损害等外部性成本，使市场在定价中发挥主导作用，供需双方在游戏规则内自行议价，同时加强对中间环节的监管，控制输配电企业的利润空间，体现其社会公用事业属性，形成“放两头，管中间”的管理格局。具体就风电而言，不能为调电价而调电价，错把手段当目的，而是要在根据实际情况优化细化电价政策的基础上，及时完善价格体系。作为风电产业发展最重要的基础措施，电价政策关乎产业兴衰成败，我们要谨慎处之。

　　（作者为中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长）