风电抢装潮后或现大萧条业内人士喊话调价时

　　业内人士喊话风电调价时机尚未成熟

　　风电是当前国内外商业化程度最高、发展最好的清洁可再生能源。电价政策在风电发展中都起到了关键性作用。 秦海岩接受采访时表示，作为国家战略性新兴产业，我国风电产业的发展需要科学公道、稳定有力的电价政策支持。

　　秦海岩认为，首先，风电调价要以确保国家目标的实现为出发点。作为全球第一大能源生产国、第一大能源消费国和第一大碳排放国，中国要确保实现2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%的目标，必须大力发展清洁可再生能源。具体到风电产业，经国家相关研究结构测算，最少要到达2亿千瓦的并装机范围，即从目前到2020年前，年均新增装机规模要保持在2000万千瓦左右。而目前我国风电领域企业利润水平普遍偏低，企业投资开发热情并不高，如果此时再下调电价，则必然影响产业的发展进程。

　　其次，价格调剂要以确保产业的延续健康发展为宗旨。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。截止到201 年年底，我国累计出口风电整机140万千瓦，遍及世界数十个国家和地区。与此相对的是，风电产业并未彻底解决利润水平低的问题，现阶段社会对产业投入的补贴，是为了保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延续投入，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制造产业。此时下调电价将致使产业资金链更加紧张，从长远来看，将摧毁开发商们本已徘徊在盈亏边缘的风电业务，进而拖垮上游装备制造企业，这对整个风电产业无疑是一种毁灭性的打击;从短时间来看，政策的突变必然引发一轮 抢装潮 ，装备质量无法保证，为未来的安全稳定运行埋下隐患，影响产业的健康有序发展。

　　其三，价格调剂还要以科学测算项目本钱和收益为依据。风电产业的持续健康发展，以合理的利润空间为基础。2009年国家发展改革委颁布的四类风电上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。但按照2009年政策出台前的电价测算方法，对目前所需的电价的最低水平进行测算，我们发现：在风电场分布最为集中的Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区，在弃风限电严重的情况下，目前履行的标杆上电价低于实际所需电价，不能保证8%的资本金内部收益率，风电项目实际处于亏损状态;中东部和南部Ⅳ类资源区如果年利用满负荷小时数到达2000小时，所需上电价在0.599元/千瓦时的情况下，可以守住8%的盈亏线，但目前开发目标开始向资源条件较差的区域推动，大部分可开发风能资源的年利用满负荷小时数在之间，此时若要保证8%的资本金内部收益率，上电价需要达到0.6 .666元/千瓦时，高于目前的标杆上电价0.61元/千瓦时。

　　针对当前社会上对风电电价补贴太高的认识，秦海岩说， 实际并非如此。 他分析说，风电电价看起来确实比煤电电价高，但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，三项总计为0.027元/千瓦时。201 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201 年对煤电的补贴规模为11 1亿元。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本钱都计算在内，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，201 年风电补贴约为200亿元，至2015年约为 00亿元。

　　尽管全国人大在《关于201 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 适时调剂风电上电价 的要求，但风电电价的调整，应当以服务于风电战略性新兴产业发展为主旨。 秦海岩说， 就目前而言，我国风电电价的调剂时机并未成熟。

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