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　　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。在许多欧洲国家，风电在整个电源结构中的占比已经超过20%，成为名副其实的替代电源和主流电源，并且陆上风电的发电成本已经比传统煤电更具竞争优势。这些国家的风电产业之所取得巨大的发展成就，与其科学合理、稳定有力的政策支持密不可分，其中，电价政策作为最重要的激励手段，在风电发展中起到了关键性作用。2009年开始实行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促进作用，我国风电实现快速增长，年新增装机均超过1200万千瓦，初步形成了较为完整的风电产业体系，我国风电产业已经成为全球可再生能源发展的一面旗帜。

　　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》中提出，将“适时调整风电上网电价”作为2014年的主要任务之一。但是，风电电价的调整，要以服务于风电战略性新兴产业发展为宗旨，在科学调查研究的基础上做出，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，而不是“为调整而调整”。

　　面对日益严峻的全球环境气候变化形势，我国政府向国际社会郑重承诺，到2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%。4月18日，国务院总理主持召开新一届国家能源委会议，强调要以重大工程为抓手，积极发展清洁能源，加强风能、太阳能发电基地和配套电力送出工程建设。6月13日，习主席在中央财经领导小组第六次会议上提出着力发展非煤能源，形成煤、油、气、核、新能源、可再生能源多轮驱动的能源供应体系。

　　而要确保实现这些目标，除水电外，可再生能源电源要承担重要发展责任。具体到风电产业，至少要达到2亿千瓦的并网装机规模，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。此时下调电价，必然影响投资信心，危及2020年非化石能源发展目标的实现，这与中央的精神严重不符，对国家稳定经济增长、增加就业等宏观战略的实施都是不利的。

　　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。

　　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。目前我国风电产业已经展露出国际化格局的雏形，截至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。

　　与此相对的是，风电产业并未彻底解决利润水平低的问题，主要原因：一，弃风限电导致开发商每年发电收入损失上百亿；二，可再生能源附加资金下发严重滞后，企业现金流紧张；三，欧债危机和经济大环境的影响让前几年生意红火的CDM业务收益严重收缩，甚至有出现坏账的风险；四，随着开发区域向纵深推进以及社会劳动力成本、融资成本的增加，风电整体开发成本呈阶段性上升。资金压力从发电企业向上游制造环节传导，产业链上形成顽固的“三角债”，产业发展受到极大制约。

　　现阶段社会对产业投入的补贴，是为了维持整个产业链的基本利润水平金融理财服务管理，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，长远看，是对整个风电产业的一种毁灭性打击。短期看，政策的突变必然引发一轮“抢装潮”，忽快忽慢的节奏必然引发产业链上下游的震荡，对产业的平稳发展构成巨大冲击，仓促上马的项目客观上将埋下安全隐患，不利于行业的健康有序发展。

　　以20年生命周期的陆上风电项目为例，如果Ⅰ类、Ⅱ类资源区风电场年利用满负荷小时数为电价制定时所依据的2500小时，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，此时经最保守测算显示，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。据国家能源局相关数据，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，风电项目处于亏损状态。

　　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。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%，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。

　　此外，实际测算中显示，在上述给定条件下，度电价格每下降0.01元，资本金内部收益率就下降一个百分点左右。如果Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区电价分别下调0.04元/千瓦时，则其资本金内部收益率都将降低到7%以下，项目不再具有经济开发价值。

　　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，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。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，并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。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。风电的补贴资金规模也远远小于对煤电的补贴金融理财服务管理，2013年风电补贴约为200亿元，至2015年约为300亿元。

　　政策制定和修订要从战略上做长期考虑。我国风电产业的中长期发展目标是实现平价上网，实现对化石能源的补充与替代，短期内盲目地为调整而调整，势必打击产业发展，反而不利于长期战略目标的实现。综合考虑当前国内风电发展的形势，“十三五”期间是对产业发展和政策效率均有利的电价适时调整的最佳时期。

　　电价政策调整的前提是长期制约风电发展的弃风限电这一主要矛盾得到根本解决。如果电价一定要进行下调，则必须制定具体措施，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。

　　对于Ⅳ类资源区来说，目前0.61元/千瓦时的上网电价并非是高了，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。

　　解决补贴资金拖欠等历史遗留问题是电价调整的另一前提。政府补贴资金结算和划拨效率低下，致使企业承担了巨大的额外资金成本，加重了整个产业链上的资金压力。建议参考煤电补贴拨付机制，一次性划拨，优化结算方式，加快结算速度，缩短周期，使补贴资金充分发挥对产业的支撑作用。

　　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。在许多欧洲国家，风电在整个电源结构中的占比已经超过20%，成为名副其实的替代电源和主流电源，并且陆上风电的发电成本已经比传统煤电更具竞争优势。这些国家的风电产业之所取得巨大的发展成就，与其科学合理、稳定有力的政策支持密不可分，其中，电价政策作为最重要的激励手段，在风电发展中起到了关键性作用。2009年开始实行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促进作用，我国风电实现快速增长，年新增装机均超过1200万千瓦，初步形成了较为完整的风电产业体系，我国风电产业已经成为全球可再生能源发展的一面旗帜。

　　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》中提出，将“适时调整风电上网电价”作为2014年的主要任务之一。但是，风电电价的调整，要以服务于风电战略性新兴产业发展为宗旨，在科学调查研究的基础上做出，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，而不是“为调整而调整”。

　　面对日益严峻的全球环境气候变化形势，我国政府向国际社会郑重承诺，到2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%。4月18日，国务院总理主持召开新一届国家能源委会议，强调要以重大工程为抓手，积极发展清洁能源，加强风能、太阳能发电基地和配套电力送出工程建设。6月13日，习主席在中央财经领导小组第六次会议上提出着力发展非煤能源，形成煤、油、气、核、新能源、可再生能源多轮驱动的能源供应体系。

　　而要确保实现这些目标，除水电外，可再生能源电源要承担重要发展责任。具体到风电产业，至少要达到2亿千瓦的并网装机规模，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。此时下调电价，必然影响投资信心，危及2020年非化石能源发展目标的实现，这与中央的精神严重不符，对国家稳定经济增长、增加就业等宏观战略的实施都是不利的。

　　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。

　　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。目前我国风电产业已经展露出国际化格局的雏形，截至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。

　　与此相对的是，风电产业并未彻底解决利润水平低的问题，主要原因：一，弃风限电导致开发商每年发电收入损失上百亿；二，可再生能源附加资金下发严重滞后，企业现金流紧张；三，欧债危机和经济大环境的影响让前几年生意红火的CDM业务收益严重收缩，甚至有出现坏账的风险；四，随着开发区域向纵深推进以及社会劳动力成本、融资成本的增加，风电整体开发成本呈阶段性上升。资金压力从发电企业向上游制造环节传导，产业链上形成顽固的“三角债”，产业发展受到极大制约。

　　现阶段社会对产业投入的补贴，是为了维持整个产业链的基本利润水平，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，长远看，是对整个风电产业的一种毁灭性打击。短期看，政策的突变必然引发一轮“抢装潮”，忽快忽慢的节奏必然引发产业链上下游的震荡，对产业的平稳发展构成巨大冲击，仓促上马的项目客观上将埋下安全隐患，不利于行业的健康有序发展。

　　以20年生命周期的陆上风电项目为例，如果Ⅰ类、Ⅱ类资源区风电场年利用满负荷小时数为电价制定时所依据的2500小时，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，此时经最保守测算显示，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。据国家能源局相关数据，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，风电项目处于亏损状态。

　　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。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%，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。

　　此外，实际测算中显示，在上述给定条件下，度电价格每下降0.01元，资本金内部收益率就下降一个百分点左右。如果Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区电价分别下调0.04元/千瓦时，则其资本金内部收益率都将降低到7%以下，项目不再具有经济开发价值。

　　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，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。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，并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。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。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。

　　政策制定和修订要从战略上做长期考虑。我国风电产业的中长期发展目标是实现平价上网，实现对化石能源的补充与替代，短期内盲目地为调整而调整，势必打击产业发展，反而不利于长期战略目标的实现。综合考虑当前国内风电发展的形势，“十三五”期间是对产业发展和政策效率均有利的电价适时调整的最佳时期。

　　电价政策调整的前提是长期制约风电发展的弃风限电这一主要矛盾得到根本解决。如果电价一定要进行下调，则必须制定具体措施，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。

　　对于Ⅳ类资源区来说，目前0.61元/千瓦时的上网电价并非是高了，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。

　　解决补贴资金拖欠等历史遗留问题是电价调整的另一前提。政府补贴资金结算和划拨效率低下，致使企业承担了巨大的额外资金成本，加重了整个产业链上的资金压力。建议参考煤电补贴拨付机制，一次性划拨，优化结算方式，加快结算速度，缩短周期，使补贴资金充分发挥对产业的支撑作用。金融理财服务管理金融理财服务管理