《中国能源报》记者获悉，近日国家发改委价格司召开“陆上风电价格座谈会”，通报调价设想方案，将风电四类资源区标杆电价从目前的0.51、0.54、0.58、0.61元/千瓦时，调整为0.47、0.5、0.54、0.59元/千瓦时。并在此调整基础上区别对待，将福建、云南、山西三省电价由0.59元/千瓦时调整为0.54元/千瓦时;将吉林、黑龙江省电价统一调整为0.54元/千瓦时。

　　此次电价调整设想方案只适用于2015年6月30日之后投产的风电项目，在此之前核准、并网项目标杆电价不变。

　　虽然此次调价方案目前只处于征求意见阶段，并非最终定稿，但是，风电企业与行业协会对此反应较为激烈，并均提出了反对意见。业内人士预测，如果此次方案成行，风电企业的利润将会出现较大幅度的降低，部分风电企业甚至会出现亏损局面。

　　最高降幅0.07元/千瓦时

　　实际上，对于风电价格调整，国家发改委从2012年至今已进行了多轮讨论。

　　今年3月，国家发改委在《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》中亦明确提出，将“适时调整风电上网电价”作为2014年的主要任务之一。

　　“价格调整是大势所趋，目前陆上风电电价下调已是板上钉钉。”一位接近政府部门的人士告诉本报记者，“只是下调幅度到底多少仍在各方利益博弈之间权衡。”

　　据了解，目前我国执行的是2009年发布的风力发电上网电价政策，至今已有五年未作出调整。

　　2009年，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，分别为0.51元、 0.54元、0.58元和0.61元/千瓦时。同时，国家发改委价格司明确每隔一段时期重新评估电价并调整，让风电电价最终与常规能源接轨。

　　从此次设想方案来看，风资源相对优良的前三类地区降价幅度最大为0.04元/千瓦时;福建、云南、山西三省降幅为0.05元/千瓦时;而吉林、黑龙江部分地区从0.61元/千瓦时下降至0.54元/千瓦时，降幅最大为0.07元/千瓦时。

　　据悉，在“陆上风电价格座谈会”上，五大电力集团均提出反对意见，认为变动太大，降低投资积极性;参会部分省物价局人士也表示反对。

　　尴尬：企业协会“寸步不让”

　　“下调2-5分钱，黑龙江的部分项目甚至下降7分钱，幅度难以接受。”一位不愿具名的风电企业负责人告诉本报记者，“电价每千瓦时下调1分钱，风电场净资产回报率就会降低1个百分点，所以我们对这个政策肯定持反对意见。”

　　而另一位地方风电企业人士也告诉本报记者，如果新政实行，风电抢装的现象必然出现，“风电设备一旦供不应求，恶性抬价的情况就有可能出现。”

　　据企业人士反映，现在风电实际建设过程中还存在很多问题：比如风电项目建设工程造价、风电场征地成本等持续上涨，各地风电项目用于水土保持、环境评价、检测验收和资源附加费等投入不断增加。此外，很多风电设备质量问题堪忧，设备实际经营期还未开始。

　　中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩告诉本报记者，风电电价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。在他看来，当前风电电价下调的时机仍未成熟。

　　据秦海岩介绍，我国风电发展2020年的目标是2亿千瓦，按照这个目标测算，每年我国新增的风电装机容量应在2000万千瓦左右。“按照现行的电价政策这一目标都不一定能完成，风电降价之后，目标更不可能实现了。”

　　多位业内人士表示，与调整风电电价政策相比，国家政府部门应该更重视解决“弃风限电”问题。近两年，我国风电弃风都在150亿度以上。据中国风能协会测算，按2012年平均水平，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。

　　“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。”秦海岩说。

　　政府部门意见缘何不一?

　　据本报记者了解，对于“降低风电电价”这一事情，国家发改委与国家能源局并未形成一致意见。

　　国家发改委判断，目前我国下调电价的时机已经成熟。一是随着风电行业的技术进步，风机设备的价格已经明显下降，风场投资成本亦随之降低，风电企业盈利形势较好;二是我国风电并网装机规模的不断扩大，其巨额补贴需求已对可再生能源附加基金形成压力。

　　而从2014年中报来看，多家风电企业确实业务收入回收明显。以龙源电力为例，龙源电力上半年风电售电和其他收入56.1亿元，同比增长9.6%，所有业务归属股东净利润为13.65亿元。金风科技更是预计前三季度公司实现净利润11.28亿至12.22亿元，同比增长500%-550%。

　　与国家发改委相比，国家能源局则是侧重于从可再生能源政策制定与完善、能源监管等问题上入手解决问题。此前其亦明确表示，将通过制订、完善并实施可再生能源电力配额及全额保障性收购等管理办法，逐步降低风电成本，在2020年前实现与火电平价。

　　据悉，《可再生能源电力配额考核办法》讨论稿已经通过国家发改委主任会议，最后修改稿已经由国家能源局新能源司完成提交。一位政策制定人士告诉本报记者，对于未完成配额指标考核的省市，将禁止其上马包括火电在内的化石能源项目。

　　“国家发改委测算出来的新电价并没有问题，其综合考虑了风电建设成本、风电利用小时数等数据，从其立场来看，这些数据比较客观。”一位接近政府部门的人士对本报记者表示，“不可否认的是，电价下调之后，行业短时期内会受到影响。弃风限电、企业亏损，届时矛头对准的，就是国家能源局。”

　　多位专家对本报记者表示，政府部门意见不一只是表面现象，深层次而言仍是体制机制的问题。理想的情况是，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。

　　“行业反对调价的原因无外乎‘弃风限电’严重、‘企业微利’等，但这些问题的根源是我国电力体制改革不力、政策与法律的顶层设计缺失。如果可再生能源法有配套细则出台，执法必严、违法必究;如果电改顺利，输配电企业的利润空间得到控制;如果煤电价格能完全体现其成本(包括污染物排放、水污染、工人伤亡、地表形态的颠覆性改变等隐性成本)，国家真正做到节能发电调度，风电电价下调就是还原商品属性、顺理成章的事。”