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可再生能源价格财税政策不够完善,可再生能源电价附加补助资金资格的认定周期比较长是限制我国风电发展的机制问题。据了解,我国可再生能源电价附加补助资金拨付较为滞后,结算周期一般滞后3到5个月,电网企业每月只能按火电上网的标杆电价计算,加剧了发电企业资金周转的困难。
一位风电行业人士给记者算了一笔账:国家电网公司的利润2012年为620亿、2013年为517亿,而五大发电集团利润最好的两年是2012年460亿、2013年740.34亿。可以看出:国家电网一家的利润接近于五大发电集团的利润总和。而在全国(包括五大发电集团)范围内,2013年风电电量在整个电力结构中的占比仅为2.5%,风电电价占比相当低,在这上面大动干戈,难道仅仅是为了节省那些可再生能源基金吗?
中国可再生能源学会风能专委会秘书长秦海岩指出,尽管全国人大在《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》中提出了“适时调整风电上网电价”的要求,但风电电价的调整,应该以服务于风电战略性新兴产业发展为宗旨。就目前而言,我国风电电价的调整时机并未成熟。
劣币淘汰良币 “逆替代”令人担忧
价格改革对市场影响很大,价格杠杆撬动的是整个产业发展的趋势,更影响着下游用户的消费选择,随之而来的变化就是能源消费与环境压力问题。
自2012年的煤炭价格下调以来,曾经暴富的煤炭老板纷纷跑路;电源结构中的煤电开始发挥效益,虽然进行了煤电联动,但是煤电的调价也仅仅是几厘钱,于是乎,在利益的驱动下,各大发电集团纷纷开始争上煤电项目。经过近十年的努力,刚刚看到煤电在整个电源结构中从近90%下降到了67%左右,在快速增长的国民经济中,清洁能源比例正在逐年增加。但是,这样的大好局面却在价格改革政策的引导下,清洁能源比例正在被旧有能源形式进行逆替代。
有专家指出,一台1.5MW的风机每小时发电是1500度,一年有效发电时间为2000小时,风场的33台机组的年发电量大约为9900万度电。如果电价下调4分钱,那么一个风场将减少营收近400万元。一旦风场盈利受损,那么“弃风”现象则更为严峻,甚至是破产,以至于产生能源“逆替代”。
以江西省为例,水煤气这种污染较大的燃料在2010年之前被江西陶瓷企业广泛使用,但随着天然气管网进入江西,江西陶瓷企业纷纷改用天然气,其燃烧效率也比水煤气提高很多。然而,2013年天然气价格改革启动,天然气价格越来越贵。与此同时,煤炭价格却一路走跌,大部分低端微利的陶瓷企业便放弃天然气,重新改用水煤气。
这是一个“劣币淘汰良币”的过程。在中国当前雾霾形势十分严峻的情况下,用煤电替代清洁的天然气发电,并不是人们愿意看到的“逆替代”。然而,风电电价的下调,同样会引发能源逆替代问题,缩减的风电份额被低价而污染严重的煤炭等能源取代,带来的也将是更多的污染排放。
王晓坤指出,对于风电调节,一定要全盘考虑,慎之又慎。如果盲目下调风电价格,势必会造成风能等其他等清洁能源的刹车,让一些旧式的、污染大的能源重新占领市场,这对于我国目前严峻的环境形势来说是极为不利的。
对于风电价格的下调,更多的是源于当前社会上对风电电价补贴过高认识。风电电价看起来确实比煤电电价高,但其实煤电价格并不是其完全成本的体现。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,那么燃煤发电的电价要至少增加一倍到两倍。
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。
也有人指出,下调风电是为了减轻政府的财政压力。以2013年我国风电发电量达到1400亿千瓦时计算,若风电上网电价上调0.01元/千瓦时,则全国可再生能源电价附加要在风力发电这一领域多补14亿元。而事实上,就在不久前的8月份,全国燃煤发电企业标杆上网电价刚刚实施了平均每千瓦时0.0093元的下调。燃煤标杆涨1分,财政多付14亿。
沈宏文指出,风电上网电价下跌必然会挫伤风电企业扩展风电项目的积极性,企业盈利能力必然会受到影响,下游环节的复苏可能受到抑制。此外,产能过剩、结构失衡等问题恐再度袭来,风电企业兼并重组的浪潮会更加严酷,政府部门对风电行业的放任政策可能导致新一轮的破产潮。
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