秦海岩：尽快出台海上风电标杆电价
添加时间：2014-03-19 11:31:02
来源：爱中国能源网
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，2012年平均在9000元左右。按照风能资源区划所依据的理论上的资源条件，如果年利用满负荷小时数达到2000，则所需上网电价在0.599元/千瓦时的情况下，即可守住8%的盈亏线。但随着易于开发的相对优质风能资源迅速减少，开发目标开始向资源条件较差的区域推进。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%，其中山西省的核准规模达到了208万千瓦、湖南省200万千瓦、湖北82万千瓦、江西62万千瓦，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。
可见，对于Ⅳ类资源区来说，目前0.61元/千瓦时的上网电价并不是高了，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，建议电价可以适当上调0.02-0.04元/千瓦时。如果国家统一上调电价有难度，建议各省在国家补贴的基础上出台附加支持政策，支持本地区的风电开发。
二、尽快出台海上风电标杆电价
海上风电代表着风电技术领域的前沿和制高点，是世界上主要风电市场重点关注的发展方向，也是我国战略性新兴产业的重要内容。我国可供开发的海上风能资源丰富，场址靠近负荷中心，海上风电的开发利用不仅是风电产业向纵深发展的关键一环，也是带动我国相关海洋产业协调发展的有效途径，具有重要的战略意义。然而没有电价政策的支持，就无法培育出健康的海上风电市场，没有规模化的市场，就没有技术进步的产业基础，就难以把握住产业发展的关键机遇期。距2010年我国首个海上风电工程东海大桥项目首期投运已有三年多时间，但我国海上风电的指导电价迟迟未能出台，这已然影响到了海上风电的发展进程。海上风电特许权招标项目并未像在陆上风电上实施的那样，为海上风电标杆电价的制定提供准确的依据。“十二五”期间500万千瓦的海上风电装机规划目标的完成时间目前已经所剩无几，当务之急是尽快出台合理的海上风电指导电价。纵观海上风电发展较好的几个欧洲国家，都有清晰明确的单独针对海上风电的电价机制，且电价水平对产业发展形成稳定而有力的支撑作用。(表2)其中德国在2012年修订可再生能源法的时候，还上调了海上风电价格，目的是最大程度地保证政策的稳定性和电价水平的科学性。我国可参考别国经验、电价机制和水平，结合我国海上风电工程实际，制定海上风电标杆电价。有鉴于我国海洋工程条件的复杂性，以及初期阶段工程造价较高、运维费用较高的情况，海上风电的电价支持力度不应低于表2中所列欧洲各国的水平。
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，而实际上并非如此。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。美国科学家研究发现，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，美国燃煤发电的隐性成本每年高达5000亿美元，如果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。2012年中国电煤消耗量是美国的2倍多，鉴于开采水平、安全防护措施及环保措施都并不高于美国，所以中国燃煤发电的隐性成本至少高于5000亿美元，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。
发展风电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，而当前还有相当一部分人对此认识并不充分。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，风电产业多年的积累和砥砺成长，赋予了我们取得世界领先优势的战略机遇。培育规模化的国内风电市场，不仅是为了解决环境问题，也是拉动技术进步，促进高端制造业发展的有效途径，从而形成一个高附加值的大型国际化产业，带动实体产业升级。目前我国风电产业已经展露出国际化格局的雏形，截止到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。今天社会对其投入的补贴，是为了维持整个产业链的基本利润水平，使制造企业守住盈亏线，以保证企业对技术研发的持续投入，为产业发展后劲储存实力，培育一个兼具巨大社会效益和经济效益的新型高端产业。此时若贸然下调电价，无疑会造成釜底抽薪的结局，与国家的政策导向背道而驰。
历史地看，风电价格的调整是必然，通过技术创新和规模化发展等手段逐步降低风电成本，最终使风电价格与常规能源价格相比具有市场竞争力，是大势所趋，但关键问题是如何运用价格手段来促进产业的健康可持续发展。原则上，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，同时加强对中间环节的监管，控制输配电企业的利润空间，体现其社会公用事业属性，形成“放两头，管中间”的管理格局。具体就风电而言，不能为调电价而调电价，错把手段当目的，而是要在根据实际情况优化细化电价政策的基础上，及时完善价格体系。作为风电产业发展最重要的基础措施，电价政策关乎产业兴衰成败，我们要谨慎处之。
(作者秦海岩为中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长)