风电迎来标杆电价时代的思考
2009年7月底，国家发展改革委发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》(发改价格[2009]1906号)，对风力发电上网电价政策进行了完善。

文件规定，全国按风能资源状况和工程建设条件分为四类风能资源区，相应设定风电标杆上网电价。

这是继200，4年火电标杆电价之后，国家推出的第二类发电上网标杆电价，通过积极的价格信号，将对全国风电领域资源的开发和利用发挥重要的引导作用。

一、标杆价区分布情况
四类风电标杆价区水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元，2009年8月1日起新核准的陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的标杆上网电价；海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。

I类风资源区即五毛一价区，包括内蒙古自治区除赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市以外其他地区；新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、昌吉回族自治州、克拉玛依市、石河子市。

Ⅱ类风资源区即五毛四价区，包括河北省张家口市、承德市；内蒙古自治区赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市；甘肃省张掖市、嘉峪关市、酒泉市。

Ⅲ类风资源区即五毛八价区，包括吉林省白城市、松原市；黑龙江省鸡西市、双鸭山市、七台河市、绥化市、伊春市，大兴安岭地区；甘肃省除张掖市、嘉峪关市、酒泉市以外其他地区；新疆维吾尔自治区除乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、昌吉回族自治州、克拉玛依市、石河子市以外其他地区；宁夏回族自治区。

Ⅳ类风资源区即六毛一价区，为除I类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区以外的其他地区。

二、风电电价政策的演变
《可再生能源法》实施以来，国家有关部门已研究和制定了一系列配套措施，先后颁布了《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》(发改价格[2006]7号)和《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》(发改价格[2007]44号)。

国家通过价格政策促进和引导包括风电在内的可再生能源发电项目的发展，鼓励优先开发资源好的地区，有力地促进了可再生能源产业发展。

根据上述文件规定的原则和办法，目前，我国的风电上网电价采取的是招标价和政府定价两种方式并行的定价机制。

2003年以来实施的特许权招标政策，在风电探索发展初期，起到了促进风电行业发展的作用。

按照现行招投标原则，通常应是报价最低者中标。

在这种模式下，一些项目公司为了抢占风资源、进入风电领域，出现人为压价中标现象。

在内蒙就曾出现了中标电价仅为每千瓦时0.382元的明显低报价。

这些企业或以其身后母公司即大型能源集团为依托，靠火电等项目养风电特许权项目暂时生存下来；或以先进入风电领域为目的，暂不计项目利益盈亏。

低价中标制度虽然压低了上网成本，但容易引起价格战，通过价格信号延伸到整个产业链，造成激烈竞争，投资者为了先“跑马圈地”人为低报电价，致使这类风力发电企业可能尽管处于优质风能区域，也出现了普遍亏损、无钱可赚、资源浪费的现象。

而5万千瓦以下的风电项目由地方审批和组织招投标，由于风电上网电价超出火电标杆部分由全国分摊买单，现行政策对地方缺乏有效的约束机制，又容易出现中标电价偏高的另一极端现象，造成不公平。

政府按照合理成本加收益原则核准电价避免了低价竞争，给出了投资者一定的预期空间，并且已初步形成了不同地区的统一标准的探索。

目前，按照风资源情况和当地平均社会成本，国家已核定了一批在内蒙古、黑龙江、吉林、辽宁、河北、河南、新疆等地非招标风电项目的上网电价，水平一般在每千瓦时0.51-0.61元之间。

但随着风电开发速度的加快，需待审批的项目数量将会越来越多，仍采用一厂一议的模式，审批定价效率难以提高。

随着风电的快速发展，“招标+核价”的模式已无法满足风电市场发展和政府宏观引导的现实需要。

因此，在当前各地风电进入大规模建设阶段，从招标定价加政府批价并行制度过渡到标杆电价机制，是行业发展的必然，也将引导风电产业的长期健康发展。

国家通过近年的特许权招标和部分单独批价测算，已经基本摸清了全国风能资源分布状况、风电造价水平和运行成本，为制定全国统一的价格标杆积累了足够的经验数据。

由于风电设备价格趋于稳定且透明，所以风能发电利用小时数成为最关键指标。

四类风电标杆价区的划分主要依据当地风资源状况，即对应年平均发电利用小时数，以及当地社会平均成本和回报率，也适当考虑了工程建设条件等因素，是综合测算的结果。

因此，按上述原则，我们不妨倒推，按照工程造价10000元／千瓦、资本金内部收益率8%左右进行粗算，五毛一价区的发电利用小时平均应在2500小时左右，每降低200小时左右为一个级差，最终形成四类规范的标杆价区。

从水平趋势上看，风资源越好即发电利用小时越高的地区，标杆电价越低。

相对而言，对长江以南各省份的标杆电价水平是偏紧一些，甚至无利可图，但国家鼓励优先开发风资源较好地区的初衷就显现出来了。

实际执行中，现行风电上网电价由两部构成，在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地省级电网负担；高出部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决，按期补贴。

1906号文件同时规定，国家继续实行风电价格分摊制度，明确全国统一征收管理的可再生能源电价附加这一机制得以延续，为包括风电在内的可再生能源产业发展提供了稳定的资金保障。

三、标杆电价对风电产业的深远影响
这次出台的风电标杆上网电价政策是对原有试行办法和定价机制的完善与
补充，减少政府行政审批，提高效率，明确价格引导信号。

它将改变当前风电价格机制不统一的局面，进一步规范风电价格管理，有利于引导投资方向，改变过去以“跑马圈地”为主导思维的盲目投资现象，减少投资的不确定性。

在今后执行过程中，采用标杆电价的管理模式，通过事先公布风场所在地的电价水平，给项目公司提供了一个明确的预期回报，鼓励开发优质资源，抑制对资源不好的地区先开发，从而保证风电开发的有序进行。

同时也将有效地降低风电投资和运行费用并增加收益，因为预期回报即定的前提下，要想获取更大的边际利润，就必须严格控制造价，加强运维管理，激励企业不断管理创新和技术更新，从而降低成本、实现盈利、获取预期回报。

风电标杆电价是可再生能源发电产业中第一个规范的定价机制，此项政策的出台说明经过近年的快速发展，风能发电已成为发电行业中比较成熟的产业，进一步说明我国风电行业将进入成熟稳定发展的新阶段。

也将促进同属可再生能源范畴的太阳能光伏、秸杆、垃圾等新能源发电定价机制的尽快完善。

四、当前已投风电面临困境的思考
标杆电价是一个长远的利好消息，今后新投陆上风电项目只需对号入座，此举对未来投资风电产业的引导作用明显，但对部分面临困境的已投产风电项目来说，尚需探寻出路，研究对策。

目前，已投产的风电企业的一个重要的外部盈利平台就是通过清洁发展机制(CDM)，向发达国家卖出减排指标获利，以弥补电价不足。

但由于去年金融危机以来，国际CDM交易价格波动频繁；同时，由于操作程序繁琐，实现收益的周期较长，需要风电经营企业继续加强这方面的对策研究，寻求新的突破。

对于前期以先抢夺风资源为主导思维下建立的风电场，以及凭低价中标或跟标的风电企业，目前多数仍处于亏损或微利状态，而风电标杆电价政策明确适用对象是今后新核准的风电项目。

较大的价差空间，还待风电的先行者们共同去推动国家政策的调整，以期逐步缩小价差，增加盈利的政策支持。

而“并网难”则是无论标杆电价机制出台前后所有风电项目或将面临的制约瓶颈。

既使位居风能优越的资源区并有固定的标杆电价预期，但上网受限制都将极大的影响风电企业的盈利水平。

随着因固定的标杆电价即明确的未来收益而带来的新一轮风电投资热潮，将进一步增大风电接人电网的压力，使得这一障碍更加突出。

如果解决不好送出问题，将严重制约风电发展。

另外，未来可再生能源电价附加资金的不足，将可能成为另一个影响风电发展的制约因素。

在2006年6月煤电价格联动时，国家开始对全国除农业生产外的销售电价按每千瓦时1厘钱征收可再生能源电价附加；2008年7月全国调整电价时，又对除居民生活和化肥生产外的销售电价加收了1厘钱，使可再生能源电价附加征收标准提高到约每千瓦时2厘钱。

国家已组织完成
的4期可再生能源电价补贴和配额交易，配额资金实现了收支平衡。

但随着可再生能源产业的迅猛发展，如2008年底风电装机容量就已超过了“十一五”风电规划，所需的电价补贴资金将成倍增加并超过预期；而且目前太阳能光伏、生物质发电项目也在快速发展，所需资金补贴标准会更高，现行附加征收水平下，可能会出现配额资金告罄、入不敷出的现象。

因此，如果不尽快研究调整征收附加标准和完善可再生能源费用分摊制度，既不能满足可再生能源发电的应有需要，也不能适应产业的快速发展。

调整新能源规划，出台风电标杆电价机制等配套政策和措施，对风电产业具有实质性意义，相信制约发展的因素将在全行业的共同努力下逐步消弥，风电产业也将更趋成熟和稳定发展.。