今年9月，国家发改委价格司召开座谈会下调风电价格。从征求意见开始至今，价格下调的负面效应已经开始波及风电行业，风电上市公司市值均有不同程度下降。

　　调价初步方案是，将Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类资源区标杆电价分别从0.51、0.54、0.58、0.61元/千瓦时，下调为0.47、0.5、0.54、0.59元/千瓦时。本次电价调整只适用于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。

　　21世纪经济报道记者获悉，为避免低电价带来利润损失，一些风电企业已经按照“6月30日”的时限安排投资，加紧开展风电项目的前期工作，尽快上报项目。同期，风电企业、行业协会也通过不同方式表达诉求。

　　龙源电力总经理李恩仪10月18日表示，目前我国风电仍处于爬坡阶段，产业发展不成熟。我国风电上网电价在世界范围属于偏低水平，需要继续加大对风电产业的政策支持力度，保证风电正常合理的盈利水平，增强产业投资开发信心。

　　中国可再生能源学会风能专委会秘书长秦海岩认为：“我国风电电价尚不具备调整条件。此时下调电价，将影响投资信心，危及2020年非化石能源占比15%目标的实现。”

　　风电盈利能力脆弱

　　龙源电力总经理李恩仪认为，我国风电发展深度有待进一步提高，风电盈利能力仍比较脆弱，风电设备制造业存在重产能轻质量问题。

　　从上网电价看，在世界范围属于偏低水平。据统计2013年各主要国家风电上网价格(不含税)按人民币折算，日本是1.4元/千瓦时;意大利、英国、加拿大、美国东部位于0.8～1元/千瓦时之间，德国、法国、丹麦是0.6～0.8元/千瓦时，南非是0.5～0.7元/千瓦时。而我国四个类别风能资源区平均上网电价(不含税)约为0.5元/千瓦时，整体偏低。

　　受到限电、国际碳交易(CDM)低迷等因素的影响，风电行业整体处于微利状态，在限电严重的“三北”地区很多风电项目已经出现亏损。“今年三季度以来，由于受到限电和风资源下降的双重影响，全国风电亏损面高达50%以上。”李恩仪说。

　　从未来趋势看，随着优质风电资源越来越少，收益水平也会自然降低，而且近年来地方各级政府、利益各方期望值普遍较高，各项补偿、缴费等项目开发成本不断攀升。与此同时，施工费用、融资成本呈明显上升趋势，再加之未来几年风电机组大规模出质保期，运行维护成本将大幅增加。这些因素将使风电盈利能力变得更加脆弱。

　　李恩仪建议，国家调动社会各方发展风电积极性，建立能源主管部门与风电开发涉及环保、林业、海洋等相关部门的综合协调机制。加快推出可再生能源配额制，明确地方政府、电网企业和发电企业的职责，从机制上推动风电发展目标的完成。

　　电价下降1分，

　　内部收益率下降1%

　　秦海岩认为，目前下调电价长远看是对整个风电产业的打击。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，仓促上马的项目客观上将埋下安全隐患。

　　根据他的测算，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。

　　在目前的风资源和上网条件下，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。

　　2012年全国平均弃风比例达17%，Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区弃风率分别在21.36%、23.89%和16.91%，实际年利用满负荷小时数分别降为1950、1850和1800。按最保守测算显示，为保证8%的资金内部收益率，这三类资源区风电场所需上网电价分别为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，高于目前执行的标杆电价。

　　长策智库电力中心主任胡军峰认为，目前行业内部纠结于是否下调上网电价，财政补贴采用什么标准。从长远看，固定的电价并不可取，财政补贴规模越来越高，短期内可以执行，但长期不可持续。说到底，应该建立基于市场的风电定价机制和管理方式，才有利于行业持续稳定发展。

　　概而言之，政府主管部门应该从管电价、管装机、管发电小时数中抽身，积极推动可再生能源配额制的实施，通过法律法规确定电力消费中风电所占的份额，促进电网企业并网和地方消纳。风电企业应该摆脱依靠财政补贴才能生存的状况，风电上网电价在市场交易中自由定价。