我國風電已超過核電成為第三大主力電源
國家發改委近日下發的《關于適當調整陸上風電標桿上網電價的通知》并沒有在風電業界引起太大震動。
通知稱，對陸上風電繼續實行分資源區標桿上網電價政策。將第I類、II類和III類資源區風電標桿上網電價每千瓦時降低2分錢，調整后的標桿上網電價分別為每千瓦時0.49元、0.52元和0.56元；第IV類資源區風電標桿上網電價維持現行每千瓦時0.61元不變。
風電將與傳統能源同臺競爭
在業內人士看來，這與之前預期的4分錢下調幅度相比，已經是減半，對風電行業的負面影響已大大減弱。而且，由于上述規定適用于2015年1月1日以后核準的陸上風電項目，以及2015年1月1日前核準但于2016年1月1日以后投運的陸上風電項目，不少分析人士認為風電將出現一輪圈地搶裝潮，利好風電設備制造企業。隨著各開發企業搶訂設備，風機供不應求的局面出現，價格將隨之上漲，而項目施工價格和其他相關費用也都將有所上漲。
不少發電投資運營企業則紛紛采取對策，打算集中投資，加快推進降價地區已經開工項目的建設，以保證在年底前投產。調價客觀上有利于技術性能符合行業標準、更為適應風能資源狀況、成本具有競爭優勢的設備制造企業的生存發展，加快制造業的優勝劣汰。但也有人擔心一些開發商為了盡快上項目，可能會帶來安全隱患。
業界普遍認為，雖然本次降價低于預期，但不排除近一兩年繼續大幅調低價格的可能。從中長期來看，風電上網電價已經進入下降通道。
其實，2009年，國家發改委發布《關于完善風力發電上網電價政策的通知》，將全國分為4類風能資源區，發電上網電價分別為每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。同時，國家發改委明確每隔一段時期重新評估電價并調整，讓風電電價最終與常規能源接軌。
國務院《大氣污染防治行動計劃》明確將發展可再生能源替代化石能源作為改善環境的重要舉措之一。風電近年來在我國取得長足發展，成為近年來增長最快的電源類型。作為世界第一風電大國，我國風電裝機容量、發電量均已超過核電，成為繼火電、水電后的第三大主力電源。
截至2013年底，全國共有1352個風電場并網發電，累計吊裝風電機組58601臺。2013年底風電并網裝機容量7716萬千瓦，占全國電源總裝機容量的6.2%；全年風電上網電量達1357億千瓦時，占全國上網電量的2.5%。
隨著規模的擴大、技術的成熟，單位發電裝機造價也在下降。但在過去幾年，我國風電上網電價一直沒有變化。“本次風電價格下調，是2009年出臺風電上網電價后的首次下調。”國網能源研究院副總經濟師兼能源戰略與規劃研究所所長白建華表示，“國家逐步降低風電上網電價，體現了風電的競爭力不斷提高。風電正逐步走向補貼不斷降低、最終取消補貼、參與電力市場競爭的道路。”
作為戰略性新興產業 ，風電等清潔能源從替代能源走向主力能源必須要經歷與傳統能源在同一個平臺上的競爭。而同臺競爭的重要基礎是價格。
從2011年開始，國家發改委就開始醞釀下調上網電價。在去年的北京國際風能大會上，發改委醞釀調整風電價格的消息就成為與會者熱議的焦點。贊成者認為，下調風電價格，使其與傳統能源同價競爭是必然趨勢。反對者則表示，調價可能會對目前不景氣的行業造成更大的打擊。2014年9月，國家發改委召開“陸上風電價格座談會”，通報風電上網電價下調設想方案，風電企業與行業協會對此提出了反對意見。主要理由是因“棄風”問題，風電開發商的財務狀況大不如前，此時調低上網電價，將嚴重挫傷風電投資的積極性。今年出臺的風電上網電價就是綜合考慮各方訴求的結果。
消納風電需形成全國大市場
隨著風電規模擴大，我國風電產業也出現發展不協調、電網運行不適應、創新能力不強、支持政策落實不到位等問題。我國風電產業還處在擴大規模、優化布局、提升質量的爬坡階段，風電企業盈利能力還很脆弱。數據顯示，去年以來，全國風電行業虧損面達到50%以上。
龍源電力集團股份有限公司風電裝機容量已穩居中國和亞洲第一，盈利性保持領先。但總經理李恩儀表示，企業未來發展仍面臨著棄風限電和風電盈利能力脆弱等亟待解決的問題。
大唐集團有關負責人表示：“去年風電整體情況不太好，而且受電力需求不足影響，棄風限電情況并沒有改善。”
我國風電產業發展與發達國家的差距依然很大，目前我國風電僅占全社會用電量2.5%，而歐盟、西班牙 、德國裝機占比分別達到13%、21.8%和18.4%，電量占比分別達到8%、20.9%和10.2%。
另一方面，不少風電企業反映可再生能源補貼長期存在“寅吃卯糧”的現象，形成了補貼缺口。一些企業遭拖欠的可再生能源補貼累計高達40多億元。近幾年風電利潤最高達每千瓦時0.1元左右，而風電的平均補貼標準約為每千瓦時0.2元左右。這意味著，可再生能源補貼是目前風電企業經營利潤的重要來源。這讓風電持續調價的大趨勢引起業界的擔憂。
白建華說，風電“棄風”在“三北”地區較嚴重，本次風電上網電價下調也主要針對這些地區。消納好風電，關鍵是要加快推動和加強大區之間的電網聯系和各級電網協調發展、電網與電源協調發展，形成全國統一的大市場和與之相適應的聯網能力。他還建議，把風電等清潔能源發電的高效利用作為整體電力規劃研究的前提，構建對清潔能源“友好”的整體電力系統。
國家能源局新能源和可再生能源司副司長史立山透露，國家能源局正在研究包括風電在內的新能源發展路線圖，著力從規劃、審批層面解決棄風限電等問題；加快電力運行管理市場化改革，通過擴大資源配置范圍、加快蓄能電站建設等手段實現電網跨區互補、多種電源互補；同時優化電力系統，抓緊研究以清潔能源供熱的相關扶持政策。
“2020年前后，從裝機容量看，風電仍將為第三大電源。風電、太陽能發電發展規模和速度，主要取決于各自單位裝機的發電量、單位發電成本等的相對變化趨勢。”白建華說。
通知稱，對陸上風電繼續實行分資源區標桿上網電價政策。將第I類、II類和III類資源區風電標桿上網電價每千瓦時降低2分錢，調整后的標桿上網電價分別為每千瓦時0.49元、0.52元和0.56元；第IV類資源區風電標桿上網電價維持現行每千瓦時0.61元不變。
風電將與傳統能源同臺競爭
在業內人士看來，這與之前預期的4分錢下調幅度相比，已經是減半，對風電行業的負面影響已大大減弱。而且，由于上述規定適用于2015年1月1日以后核準的陸上風電項目，以及2015年1月1日前核準但于2016年1月1日以后投運的陸上風電項目，不少分析人士認為風電將出現一輪圈地搶裝潮，利好風電設備制造企業。隨著各開發企業搶訂設備，風機供不應求的局面出現，價格將隨之上漲，而項目施工價格和其他相關費用也都將有所上漲。
不少發電投資運營企業則紛紛采取對策，打算集中投資，加快推進降價地區已經開工項目的建設，以保證在年底前投產。調價客觀上有利于技術性能符合行業標準、更為適應風能資源狀況、成本具有競爭優勢的設備制造企業的生存發展，加快制造業的優勝劣汰。但也有人擔心一些開發商為了盡快上項目，可能會帶來安全隱患。
業界普遍認為，雖然本次降價低于預期，但不排除近一兩年繼續大幅調低價格的可能。從中長期來看，風電上網電價已經進入下降通道。
其實，2009年，國家發改委發布《關于完善風力發電上網電價政策的通知》，將全國分為4類風能資源區，發電上網電價分別為每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。同時，國家發改委明確每隔一段時期重新評估電價并調整，讓風電電價最終與常規能源接軌。
國務院《大氣污染防治行動計劃》明確將發展可再生能源替代化石能源作為改善環境的重要舉措之一。風電近年來在我國取得長足發展，成為近年來增長最快的電源類型。作為世界第一風電大國，我國風電裝機容量、發電量均已超過核電，成為繼火電、水電后的第三大主力電源。
截至2013年底，全國共有1352個風電場并網發電，累計吊裝風電機組58601臺。2013年底風電并網裝機容量7716萬千瓦，占全國電源總裝機容量的6.2%；全年風電上網電量達1357億千瓦時，占全國上網電量的2.5%。
隨著規模的擴大、技術的成熟，單位發電裝機造價也在下降。但在過去幾年，我國風電上網電價一直沒有變化。“本次風電價格下調，是2009年出臺風電上網電價后的首次下調。”國網能源研究院副總經濟師兼能源戰略與規劃研究所所長白建華表示，“國家逐步降低風電上網電價，體現了風電的競爭力不斷提高。風電正逐步走向補貼不斷降低、最終取消補貼、參與電力市場競爭的道路。”
作為戰略性新興產業 ，風電等清潔能源從替代能源走向主力能源必須要經歷與傳統能源在同一個平臺上的競爭。而同臺競爭的重要基礎是價格。
從2011年開始，國家發改委就開始醞釀下調上網電價。在去年的北京國際風能大會上，發改委醞釀調整風電價格的消息就成為與會者熱議的焦點。贊成者認為，下調風電價格，使其與傳統能源同價競爭是必然趨勢。反對者則表示，調價可能會對目前不景氣的行業造成更大的打擊。2014年9月，國家發改委召開“陸上風電價格座談會”，通報風電上網電價下調設想方案，風電企業與行業協會對此提出了反對意見。主要理由是因“棄風”問題，風電開發商的財務狀況大不如前，此時調低上網電價，將嚴重挫傷風電投資的積極性。今年出臺的風電上網電價就是綜合考慮各方訴求的結果。
消納風電需形成全國大市場
隨著風電規模擴大，我國風電產業也出現發展不協調、電網運行不適應、創新能力不強、支持政策落實不到位等問題。我國風電產業還處在擴大規模、優化布局、提升質量的爬坡階段，風電企業盈利能力還很脆弱。數據顯示，去年以來，全國風電行業虧損面達到50%以上。
龍源電力集團股份有限公司風電裝機容量已穩居中國和亞洲第一，盈利性保持領先。但總經理李恩儀表示，企業未來發展仍面臨著棄風限電和風電盈利能力脆弱等亟待解決的問題。
大唐集團有關負責人表示：“去年風電整體情況不太好，而且受電力需求不足影響，棄風限電情況并沒有改善。”
我國風電產業發展與發達國家的差距依然很大，目前我國風電僅占全社會用電量2.5%，而歐盟、西班牙 、德國裝機占比分別達到13%、21.8%和18.4%，電量占比分別達到8%、20.9%和10.2%。
另一方面，不少風電企業反映可再生能源補貼長期存在“寅吃卯糧”的現象，形成了補貼缺口。一些企業遭拖欠的可再生能源補貼累計高達40多億元。近幾年風電利潤最高達每千瓦時0.1元左右，而風電的平均補貼標準約為每千瓦時0.2元左右。這意味著，可再生能源補貼是目前風電企業經營利潤的重要來源。這讓風電持續調價的大趨勢引起業界的擔憂。
白建華說，風電“棄風”在“三北”地區較嚴重，本次風電上網電價下調也主要針對這些地區。消納好風電，關鍵是要加快推動和加強大區之間的電網聯系和各級電網協調發展、電網與電源協調發展，形成全國統一的大市場和與之相適應的聯網能力。他還建議，把風電等清潔能源發電的高效利用作為整體電力規劃研究的前提，構建對清潔能源“友好”的整體電力系統。
國家能源局新能源和可再生能源司副司長史立山透露，國家能源局正在研究包括風電在內的新能源發展路線圖，著力從規劃、審批層面解決棄風限電等問題；加快電力運行管理市場化改革，通過擴大資源配置范圍、加快蓄能電站建設等手段實現電網跨區互補、多種電源互補；同時優化電力系統，抓緊研究以清潔能源供熱的相關扶持政策。
“2020年前后，從裝機容量看，風電仍將為第三大電源。風電、太陽能發電發展規模和速度，主要取決于各自單位裝機的發電量、單位發電成本等的相對變化趨勢。”白建華說。
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