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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。”
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