“招标+核准”变身标杆电价

表1：四类资源区及相应风场价格

　　本报记者 王颖春
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\r\n　　 近日，国家发展改革委价格司发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，分别规定每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元的风电标杆上网电价，这在我国风力发电史上尚属首次。
\r\n　　 《通知》的出台，意味着以前“招标+核准”的模式将退出历史舞台，取而代之的，是一个简单明确的风电定价政策。
\r\n　　 国家能源局新能源与可再生能源司处长梁志鹏告诉记者，按照风能资源确立风电标杆电价，有三点好处：首先，有利于改变风电价格机制不统一的局面，进一步规范风电价格管理；其次，确定标杆电价，可以给一个明确预期，迫使其挖掘潜力，降低成本，引导投资者优先开发优质风场；第三，抛弃以前逐个项目审批的做法，减少了行政审批环节。
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\r\n　　避免低价竞标并简化审批
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\r\n　　 按照《通知》规定，今后陆上风场包括沿海地区多年平均大潮高潮线以上的潮上滩涂地区和固有居民的海岛地区，将统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。跨省区边界的同一风电场原则上执行同一上网电价，价格按较高标准执行。
\r\n　　 “以后投资风场简单了，你在几类资源区内，就是执行相应的上网价格，少去了很多麻烦。”中国风能协会副理事长施鹏飞认为。
\r\n　　 中国以往风电上网电价采取招标加核准的方式确定。根据中国风能协会提供的数据，国家前5期风电特许权招标项目总装机容量为3350兆瓦，按容量加权的平均电价（含增值税）为0.4764元/千瓦时。
\r\n　　 2003以来年实施的特许权招标政策，极大促进了我国风电行业的发展，有效降低了风电上网电价，但其一些负面影响也逐渐显现。低价中标制度容易引起价格战，价格传导由下游运营商向上游产业链延伸，造成激烈竞争，致使价格过低，民营资本对投资风场望而却步，从而导致投资主体集中在国有大型能源集团，造成投资主体单一。
\r\n　　 特别是第一、二期的招标规定上网电价最低的投标商中标，致使平均中标上网电价为0.47元/千瓦时，其中，第一期的江苏如东风电场上网电价仅0.4365元/千瓦时；第二期的内蒙古辉腾锡勒风电场上网电价也才0.382元/千瓦时，运营商无利可图；第三、四期的招标将非价格标准纳入考虑因素，上网电价有所提高，但中标者大多仍为电价最低的投标商；从第五期开始，采用与平均竞标电价最接近的投标者中标，当期平均电价为0.52元/千瓦时，比一期增长了10.6%。
\r\n　　 无论是前几期的低价中标，还是后几期的中间价中标，都属于浮动电价政策，是风电产业初期发展的过渡性政策，不利于投资商形成固定预期。
\r\n　　 除特许权招标确定电价之外，国家发展改革委价格司也通过各种方式核准了一批风电项目的电价。自2006年7月至2008年11月，国家发展改革委价格司共核准10多个省市、100多个多个风电项目的上网电价，形成了依据资源和开发成本确定电价的制度，也逐步形成了一地一价的风电上网电价水平，比特许权项目上网电价水平有所提高。
\r\n　　 核准电价虽然避免了低价竞争，给出了投资者盈利空间，但亦存在问题。据施鹏飞介绍，2008年国家核准了72个风力发电项目，随着我国风电开发速度的加快，以后审批的项目数量将会越来越多，抛弃“一事一议”的逐项审批，减少审批环节，将有利于我国风电行业的健康发展。
\r\n　　 将“招标+核准”确定电价的方式改为固定电价，以上问题将不复存在。目前制定的四档风电价格，基本上与之前特许权招标的价格接近，而广东早在2007年11月就已经规定了0.689元的固定电价。
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\r\n　　风场盈利能力增强
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\r\n　　 中国风能协会秘书长秦海岩告诉记者，四类资源区的划分主要依据当地风资源状况，包括年平均发电利用小时数等，也考虑了电网接入因素，是综合测算的结果。国家经过几年的特许权招标，已经摸清了风电成本价，因此可以制定出这样的价格。
\r\n　　 除了依据特许权招标电价定价，在价格制定中，已经进行了几年的可再生能源分摊，也是制定此次价格的重要参考依据。
\r\n　　 “价格制定参考了从2006开始的可再生能源分摊，因此数据是准确的。”国家发展改革委能源所可再生能源中心研究员时景立说。
\r\n　　 “可以说，现在已经比较接近德国的固定电价，只不过德国的固定电价与资源结合更加紧密。”时景立告诉记者，德国固定电价分类可以准确到每一个项目，但按照中国风电的发展阶段，目前还无法细化到如此程度，只能依照各个地区来分类。在现阶段，我国风场资源相对丰富，不细分也有利于引导资金流向优质风场。
\r\n　　 相关分析人士认为，目前风电场
\r\n　　的建设投资基本在每千瓦8000～10000元，按照30%的自有资金投资，等效满负荷利用小时数1800小时计算，5万千瓦风电场度电成本为0.43～0.53元/千瓦时，这一成本已经低于国家发展改革委的标杆电价。如果考虑到河北、内蒙的风力资源较好，等效满负荷利用小时数可以达到2500小时，则度电成本可以降到0.32元。如果再加上风电场每度电0.1元左右的CDM（清洁发展机制）收入，参照这四类标杆电价，风电场的盈利能力已经相当强。
\r\n　　 就此，记者分别向不同风场负责人做出求证。得出结论是，风电场是否盈利，要具体项目具体分析。
\r\n　　 辉腾锡勒属于一类风场，该风场负责人张家文告诉记者，0.51元的电价对于风场来说，处于微利保本状态，如果加上CDM收益，风电场则可以保证盈利。
\r\n　　 宁夏发电集团有限责任公司副总经理赵显翔说，其公司在宁夏风场为0.53元/千瓦时，按照分类，该地区今后新建风场应为0.58元/每千瓦时，即使不加CDM，也可以实现较好盈利。如果公司自有资金较高，银行贷款少，那么盈利能力将更强。
\r\n　　 而北京华北电力实业总公司投资部李洪吉则称，对于他在张北的风场，0.51元价格有些过低，要再高一些才好。
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\r\n　　利益分配更趋合理
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\r\n　　 《通知》中规定，风电上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地省级电网负担；高出部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。脱硫燃煤机组标杆上网电价调整后，风电上网电价中由当地电网负担的部分要相应调整。
\r\n　　 根据可再生能源相关政策，我国风电上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。其中，在当地火电标杆电价以内的部分，由各地省级电网负担；高出当地火电标杆电价部分，是通过在全国征收的可再生能源价格附加分摊解决的。
\r\n　　 据秦海岩介绍，由于地方项目高出电价由全国均摊，因此小于5万千瓦由省一级发展改革委核准的风电项目，价格往往较国家特许权项目更高，由此造成价格不均与分摊不公的问题。通过制定统一固定电价，各地区风电电价较火电标杆电价高出部分相差将不会太大，有利于补偿费用的公平合理。
\r\n　　 除此之外，《通知》中还规定，海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。