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　　風電是當前國內外商業化程度最高、發展最好的清潔可再生能源。在許多歐洲國家，風電在整個電源結構中的占比已經超過20%，成為名副其實的替代電源和主流電源，并且陸上風電的發電成本已經比傳統煤電更具競爭優勢。這些國家的風電產業之所取得巨大的發展成就，與其科學合理、穩定有力的政策支持密不可分，其中，電價政策作為最重要的激勵手段，在風電發展中起到了關鍵性作用。2009年開始實行的四類風電上網標桿電價政策對我國風電產業的規模化發展起到了積極的促進作用，我國風電實現快速增長，年新增裝機均超過1200萬千瓦，初步形成了較為完整的風電產業體系，我國風電產業已經成為全球可再生能源發展的一面旗幟。

　　國家發改委在《關于2013年國民經濟和社會發展計劃執行情況與2014年國民經濟和社會發展計劃草案的報告》中提出，將“適時調整風電上網電價”作為2014年的主要任務之一。但是，風電電價的調整，要以服務于風電戰略性新興產業發展為宗旨，在科學調查研究的基礎上做出，何時調、怎么調，應該嚴格圍繞如何落實中央政策目標來進行，而不是“為調整而調整”。

　　風電電價的調整，應充分考慮到以下幾項內容：

　　一、以確保國家目標的實現為出發點

　　面對日益嚴峻的全球環境氣候變化形勢，我國政府向國際社會鄭重承諾，到2020年非化石能源占一次能源消費比重達到15%。4月18日，國務院總理李克強主持召開新一屆國家能源委會議，強調要以重大工程為抓手，積極發展清潔能源，加強風能、太陽能發電基地和配套電力送出工程建設。6月13日，習近平主席在中央財經領導小組第六次會議上提出著力發展非煤能源，形成煤、油、氣、核、新能源、可再生能源多輪驅動的能源供應體系。

　　而要確保實現這些目標，除水電外，可再生能源電源要承擔重要發展責任。具體到風電產業，至少要達到2億千瓦的并網裝機規模，即從目前到2020年前，年均新增裝機規模要保持在2000萬千瓦左右。此時下調電價，必然影響投資信心，危及2020年非化石能源發展目標的實現，這與中央的精神嚴重不符，對國家穩定經濟增長、增加就業等宏觀戰略的實施都是不利的。

　　二、以確保產業持續健康發展為宗旨

　　除了可以解決能源環境問題之外，作為戰略性新興產業，風電產業的發展對帶動我國產業優化升級意義深遠。

　　我國歷史上鮮有機會在某個產業領域與世界水平站在同一起跑線上，風電產業賦予了我們取得世界領先優勢的戰略機遇。目前我國風電產業已經展露出國際化格局的雛形，截至2013年年底，我國累計出口風電整機140萬千瓦，遍布世界數十個國家和地區，而且增長迅速。

　　與此相對的是，風電產業并未徹底解決利潤水平低的問題，主要原因：一，棄風限電導致開發商每年發電收入損失上百億;二，可再生能源附加資金下發嚴重滯后，企業現金流緊張;三，歐債危機和經濟大環境的影響讓前幾年生意紅火的CDM業務收益嚴重收縮，甚至有出現壞賬的風險;四，隨著開發區域向縱深推進以及社會勞動力成本、融資成本的增加，風電整體開發成本呈階段性上升。資金壓力從發電企業向上游制造環節傳導，產業鏈上形成頑固的“三角債”，產業發展受到極大制約。

　　現階段社會對產業投入的補貼，是為了維持整個產業鏈的基本利潤水平，培育一個兼具巨大社會效益和經濟效益的新型高端制造產業。此時下調電價，長遠看，是對整個風電產業的一種毀滅性打擊。短期看，政策的突變必然引發一輪“搶裝潮”，忽快忽慢的節奏必然引發產業鏈上下游的震蕩，對產業的平穩發展構成巨大沖擊，倉促上馬的項目客觀上將埋下安全隱患，不利于行業的健康有序發展。

　　三、以科學測算項目成本和收益為依據

　　以20年生命周期的陸上風電項目為例，如果Ⅰ類、Ⅱ類資源區風電場年利用滿負荷小時數為電價制定時所依據的2500小時，Ⅲ類資源區風電場年利用滿負荷小時數達到理論上的2300小時，則理論上確有下調的空間。然而現實中鮮有風電場達到2300小時以上的年利用滿負荷小時數，其主要原因是棄風限電。2012年全國平均棄風比例達17%，風能資源條件較好的“三北地區”是棄風限電的重災區，Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區棄風率分別在21.36%、23.89%和16.91%，使這三類資源區風電實際年利用滿負荷小時數分別降至1950、1850和1800，此時經最保守測算顯示，這三類資源區風電場所需上網電價應該分別在0.532-0.55元/千瓦時、0.561-0.581元/千瓦時、0.577-0.598元/千瓦時之間，才能保證8%的資本金內部收益率。據國家能源局相關數據，2013年全國棄風情況有所好轉，但棄風比例仍高達11%，其中東北地區15.45%，年利用小時數僅為1915。據此測算，蒙東、吉林、遼寧、黑龍江等風能資源較為豐富區域的風電場所需上網電價范圍在0.547-0.567元/千瓦時，才能保證8%的資本金內部收益率。

　　由此可見，在風電場分布最為集中的在Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區，在棄風限電嚴重的情況下，目前執行的標桿上網電價低于實際所需電價，風電項目處于虧損狀態。

　　Ⅳ類資源區主要位于我國的中東部和南部，地形地勢復雜，人口密集，土地使用成本高，項目開發難度大，單位千瓦造價較前三個區域明顯升高。從日前國家能源局下發的“十二五”第四批風電項目核準計劃來看，在此次2760萬千瓦的核準總量中，華中、華東和華南等低風速地區占據了60%，這些區域內大部分可開發風能資源的年利用滿負荷小時數在1800-1900之間，此時若要保證8%的資本金內部收益率，上網電價需要達到0.631-0.666元/千瓦時，高于目前的標桿上網電價0.61元/千瓦時。

　　此外，實際測算中顯示，在上述給定條件下，度電價格每下降0.01元，資本金內部收益率就下降一個百分點左右。如果Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區電價分別下調0.04元/千瓦時，則其資本金內部收益率都將降低到7%以下，項目不再具有經濟開發價值。

　　四、轉變對風電補貼過高的錯誤認識

　　當前，有相當一部分人認為風電電價補貼過高，社會為風電發展付出過多，實際上并非如此。表面看來，風電電價的確比煤電電價高，但煤電價格并不是其完全成本的體現，既未體現外部性成本，也未反映出對其提供的隱性補貼。以我國煤電脫硫脫硝和除塵補貼電價為例，按現行標準，脫硫電價補貼0.015元/千瓦時，脫硝電價補償0.01元/千瓦時，除塵電價補貼0.002元/千瓦時，三項共計為0.027元/千瓦時。2013年我國煤電全口徑發電量為4.19萬億千瓦時，以此粗略計算，則2013年對煤電的補貼規模為1131億元。按美國科學家研究測算結果，如果把燃燒煤炭所帶來的污染物排放、水污染、工人傷亡、地表形態的顛覆性改變等隱性成本都計算在內，并把這些成本轉移到電費賬單上，那么燃煤發電的電價要至少增加一倍到兩倍。而這些實際上是由社會資金、人民的身體健康和發展質量來買單。如果將這部分高昂的外部性成本全部分攤到煤電電價上，煤電價格將立刻失去競爭力。相對而言，我國風電的電價水平并不高，且低于許多國家的電價水平。風電的補貼資金規模也遠遠小于對煤電的補貼，2013年風電補貼約為200億元，至2015年約為300億元。

　　綜上，筆者做如下建議：

　　政策制定和修訂要從戰略上做長期考慮。我國風電產業的中長期發展目標是實現平價上網，實現對化石能源的補充與替代，短期內盲目地為調整而調整，勢必打擊產業發展，反而不利于長期戰略目標的實現。綜合考慮當前國內風電發展的形勢，“十三五”期間是對產業發展和政策效率均有利的電價適時調整的最佳時期。

　　電價政策調整的前提是長期制約風電發展的棄風限電這一主要矛盾得到根本解決。如果電價一定要進行下調，則必須制定具體措施，落實可再生能源法中的規定，對棄風限電造成的損失予以賠償。

　　對于Ⅳ類資源區來說，目前0.61元/千瓦時的上網電價并非是高了，而是偏低，每千瓦時還應上調0.02-0.04元才能保證合理的利潤。Ⅳ類資源區幅員遼闊，靠近負荷中心，并網條件較好，我國風電制造企業也通過技術創新，開發了具有自主知識產權的低風速風電機組，這些地區的風電開發對支持制造業發展，調整當地能源結構，優化全國風電開發布局有重要意義。同時，這些地區的脫硫標桿電價較高，國家為每度風電實際支出的補貼金額只有0.15元左右，比三北地區要低0.1到0.2元，補貼效益更高。因此對于Ⅳ類資源區，應該通過價格手段推動其加快發展。

　　解決補貼資金拖欠等歷史遺留問題是電價調整的另一前提。政府補貼資金結算和劃撥效率低下，致使企業承擔了巨大的額外資金成本，加重了整個產業鏈上的資金壓力。建議參考煤電補貼撥付機制，一次性劃撥，優化結算方式，加快結算速度，縮短周期，使補貼資金充分發揮對產業的支撐作用。