下調風電上網電價再一次被價格主管部門提上日程。

記者獲悉，近日國家發改委價格司召開陸上風電價格座談會，通報調價設想方案，將風電四類資源區標桿電價從目前的0.51、0.54、0.58、0.61元/千瓦時，調整為0.47、0.5、0.54、0.59元/千瓦時。并在此調整基礎上區別對待，將福建、云南、山西三省電價由0.59元/千瓦時調整為0.54元/千瓦時；將吉林、黑龍江省電價統一調整為0.54元/千瓦時。上述電價調整設想方案只針對2015年6月30日后投產項目，此前建設的風電場仍執行老電價。業內人士告訴記者，此次調整方案并非最終定稿，目前處于征求意見階段。與前兩次價格調整評估相比，此次擬降價幅度更大，最高地區降幅達到11%，風電業界倍感壓力山大。據悉，在陸上風電價格座談會上五大電力集團和一些地方物價部門表示不同意見。業內預測，如最終政策按照現有方案出臺，則會造成風電龍頭微利、多數企業虧損的狀況。有風電業人士建議，價格調整是大勢所趨，但應在詳細調研的基礎上進行，不宜主要考量龍頭企業的經營業績。擬降價最高降幅達11%這已經不是國家主管部門第一次釋放降低風電上網電價的政策信號了。一年前，國家發改委價格司和國家能源局新能源司召開風電企業座談會，重新評估風電電價。而在2012年，國家發改委能源研究所亦做過類似的價格評估。據悉，目前執行的是2009年發布的風力發電上網電價政策。當年7月，國家發改委價格司發布《關于完善風力發電上網電價政策的通知》，按風能資源狀況和工程建設條件，將全國分為四類風能資源區，分別為0.51元、0.54元、0.58元和0.61元/千瓦時，中國自此結束了招標、核準的風電電價確定模式，進入了標桿電價時代。在政策出臺的同時，發改委價格司明確每隔一段時期重新評估電價并調整，最終與常規能源接軌。記者獲悉，近日，國家發改委組織了第三次關于風電電價調整的座談會并通報了設想方案，擬將風電四類資源區標桿電價從目前的0.51、0.54、0.58、0.61元/千瓦時，調整為0.47、0.5、0.54、0.59元/千瓦時。風資源相對優良的前三類地區降價幅度最大為0.04元/千瓦時。其中Ⅰ類風資源區降幅7.8%；Ⅱ類風資源區降幅7.4%；Ⅲ類風資源區降幅6.9%；Ⅳ類風資源區電價下調0.02元/千瓦時，降幅3.3%.據悉，在電價調整基礎上區別對待，將福建、云南、山西三省電價由0.59元/千瓦時調整為0.54元/千瓦時，；將吉林、黑龍江省電價統一調整為0.54元/千瓦時。上述五省及部分地區降幅更大。其中，福建、云南、山西下降幅度為8.5%；吉林、黑龍江下降幅度則分地區有所不同，其中，吉林白城市、松原市，黑龍江省雞西市、雙鴨山市、七臺河市、綏芬河市、宜春市、大興安嶺地區從0.58元/千瓦時下降至0.54元/千瓦時，降幅6.9%，其余地區電價從0.61元/千瓦時下降至0.54元/千瓦時，降幅高達11.5%.出于種種原因，2012年和2013年的兩次評估并未出臺相應的價格調整政策，風電業界人士也大多認為不會立即調價，然而，最近的一次價格調整預期卻異常強烈。業內人士透露，前兩次調價評估的出發點是風電機組價格下降和可再生能源發展基金缺口擴大。據悉，2009年《關于完善風力發電上網電價政策的通知》發布之時，中國風電機組平均售價為7000元/千瓦時左右，2012年、2013年降至4000元/千瓦時，個別企業還曾報出3800元/千瓦時的低價。與此同時，可再生能源發展基金缺口據稱擴大至200億元。同時，風電企業利潤開始回升。2014年中報顯示，風電龍頭企業的銷售收入和利潤有所上升，如整機制造商金風科技上半年收入44.71億元，同比增長37.74%，利潤3.31億元，同比增長256.8%；風力發電商龍源電力上半年風電售電和其他收入56.1億元，同比增長9.6%.加之今年3月5日，國家發改委在《關于2013年國民經濟和社會發展計劃執行情況與2014年國民經濟和社會發展計劃草案的報告》中提出，要繼續進行資源性產品等價格改革，將適時調整風電上網價格放在首位。業界對風電電價調整的預期較為強烈。產業鏈或現連鎖反應電價降低這么多，還以為2分錢呢。一位風電企業人士說。據記者了解，風電業界普遍認為此次方案降價幅度過大。據悉，在陸上風電價格座談會上五大電力集團和一些地方物價部門表示反對。以風電發電龍頭龍源電力為例，2014年上半年，龍源電力風電發電量116.24億千瓦時，按照擬調整方案最高降價0.07元/千瓦時、最低降價0.04元/千瓦時，取中位數0.055元/千瓦時計算，則風電收入減少6.4億元，但龍源電力上半年所有業務加起來（該公司的收入還包括火電等其他產業）歸屬股東凈利潤為13.65億元。有業內人士估算，按照各風資源區的投資和對應的等效小時數測算，風電上網電價每降低1%，則收益率大概降低1%，并且收益率越高的地區降幅越大。記者以此推算，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類風資源區降幅分別為7.8%、7.4%、6.9%、3.3%.除通常情況外，福建、云南、山西降幅8.5%，吉林、黑龍江除被列為Ⅲ類資源區的城市、地區外，降幅最高達到11.5%.業內人士預測，降價的后果是龍頭企業保本微利，而大多數企業會陷入虧損。如果主要以風電龍頭企業的業績作為調低電價的依據，恐有失偏頗。即使風電產業自去年開始復蘇，但大唐新能源仍處于虧損，該公司2014年上半年風電電量50.52億千瓦時，同比下降9.07%，虧損1440萬元，比去年同期利潤減少106.23%.整機商明陽風電的收入及利潤與龍頭金風科技相比明顯遜色，公司2014年第二季度總營收9.356億元，同比增長74.1%，毛利潤1.235億元。風電整機制造商華銳風電尚未扭虧，中報顯示，2014年上半年公司營業總收入20.51億元，同比增長47.7%，凈利潤-28568萬元，同比減虧37.6%.事實上，即使以風電龍頭的業績作為調價依據也需按業務分類計算。金風科技的收入和利潤并非全部來自風電機組的銷售，該公司包括三個收入板塊，分別為風電機組銷售、風電服務和風電場投資、開發、銷售，今年上半年后兩項收入合計7.6億余元，占總收入比例為17.1%，其中，風電場開發、投資與銷售收入同比增長193.48%，高于風電機組銷售。業內預測，風電電價調整或將發生產業鏈的連鎖反應。按照中國目前的商業規則，發電商收入下降，必定會傳導至整機商和零部件商。一位不愿透露姓名的風電人士稱。此外，由于擬調價方案限定于2015年6月30日后投產的項目，預計在此日期之前，風電開發企業或將在規劃電網線路附近搶裝風電場。風電業界普遍認為，調整風電上網電價是大勢所趨，但應在詳細調研及解決不合理限制因素后進行。去年9月，中國風能協會秘書長秦海巖發文羅列風電面臨的現狀，一是棄風限電導致開發商損失嚴重；二是可再生能源附加資金下發嚴重滯后，企業現金流緊張；三是CDM業務收益嚴重收縮，甚至有出現壞賬的風險。此外，業內人士認為，即使以今年風電企業業績評估，亦應從全行業多家企業出發，而不能主要考量龍頭企業。