争议风电调价
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此前不久，发改委价格司和能源局新能源司相继开会，考虑重新评估和调整风电上网电价政策。
这对业界显然大有触动。明阳风电集团销售总监杨璞抱怨道，“目前三北地区的风电投产容量在各发电集团所占比例仍然很高，由于限电弃风、补贴不到位等因素严重影响项目盈利，很多项目都处在亏损状态。这种情况下怎么还能谈及下调电价？”
而一位不愿具名的风电项目开发商则激动地对《能源》记者表示：“目前中国开发商的整体盈利水平非常差，一直游走在盈利和亏损的边缘，可不能因为一两家开发商有盈利了就下调电价啊！”
目前，我国风电电价执行的还是2009年实施的风电标杆上网电价政策。近年来，风电技术更加成熟，设备价格大幅下降，发电成本也有所降低，据此，有关部门认为，现在已经具备下调电价的基础。
调价争议
风电开发商对下调电价基本持反对态度。上述风电项目开发商说，风电设备价格的下降，虽然有技术成熟的原因，但更主要的是生产规模化和市场竞争的结果。据这他负责人介绍，目前国内风电设备的价格在每千瓦4000元到4500元左右，以这样的价格，制造商无法维持稳定可靠的发展。如果再将风电价格压低，企业应对风险的能力就更低了。
而且，虽然风电设备价格下降了，但风资源条件也在下降。中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会政策研究主管彭澎告诉记者，原来建的风电项目都是风速9米/秒，满发小时数2400小时或2800小时以上。现在有并网条件、资源较好的地区都已经开发了，新的风资源区间在下移。
另外，风电装机条件也比以前苛刻了许多。在丘陵地带和高山地带，风电项目的安装费用、运营维护等其它成本在上涨，公司人员薪酬上升也比较严重，设备下降那部分空间很大程度上已经被其它上涨的因素抵消了。
至于发电成本，专家表示，虽然现在装机成本确实下降了很多，但风电场所发的电还做不到全部上网并产生收益。目前国内风电超过60%以上的装机全部集中在三北地区，限电严重的地区只有70%或者更低的电量能发到电网上去，所以不能按照全额收益来计算收益情况。
据《能源》杂志记者了解，风电企业之所以反对调整风电电价，主要在于，弃风限电问题仍然比较严重，且补贴不能及时发放到位，风电开发商的收益得不到保障。
“弃风20%，风电企业就是亏损状态，不但会严重影响后期投资，给开发商造成经济压力，还会影响投资者对整个行业的信心。”彭澎认为，由于之前各种补贴迟迟不到位，企业亏空严重，现在情况刚刚好转，不适宜马上降低电价。
但是，也有业内人士表示，风电电价与弃风限电没有必然联系。之所以会出现弃风问题，是因为之前建设风电项目时，对风电消纳的问题考虑不充分，使得风电的规划与其电源规划、电网规划不协调，局部地区风电消纳产生困难。而一些地方风电装机规模远超过当地的消纳能力，建设初期又没有明确外送消纳市场和送电通道，“出现弃风问题是必然”，国家电网能源研究院新能源研究所所长李琼慧说。
而前一段时间补贴发放不能到位，则主要是因为实际风电项目投运规模远远超过了当时测算可再生能源电价附加水平时的规模，“其本质是国家补贴资金规模没有与风电开发规模挂钩带来的问题”。
今年2月份，能源局专门出台文件，要求解决风电消纳问题。同时，国家也采取了一些措施解决补贴不足的问题。8月底，发改委发出通知，将可再生能源电价附加由8厘/千瓦时上调至1.5分/千瓦时，可再生能源发展基金缺口正在慢慢减少。
另外，补贴结算方式也有变化。以前，风电补贴是按当地脱硫燃煤标杆电价结算的，国家发放的补贴由电网企业转付给开发商。现在则是由政府预拨给电网企业，电网企业按月足额按照标杆电价向开发商结算。因此，“补贴发放不到位的问题已经成为了过去时，未来通过建立补贴规模与风电项目建设规模联动的机制是可以避免这种问题出现的。”李琼慧肯定地说。
电价调整建议
从风电行业发展情况来看，今年年底，我国风电装机规模将超过7000万千瓦，而风电消纳形势却依然严峻。“是时候调整风电电价了，”李琼慧说，“这是一种姿态，可以让开发商更理性对待开发问题。”下调电价能够减缓新增项目增长速度，减小风电消纳的压力。而且，政策的导向性更有利于引导开发商不断通过技术进步提升自身的竞争力，最终实现国家补贴的淡出。
不管是在国内还是国外，风电上网电价都是要逐年递减的，这是行业发展的大趋势。但是，目前国内风电电价要大幅下调难度很大，会严重挫伤风电项目建设的积极性，很难做到按目前风电实际的度电成本来降。所以，李琼慧建议，降价的幅度不要太大，最好是进行微调。这样，一方面可以减小风电项目建设冲动，抑制新增风电规模的过快增长，减轻已建成风电场的消纳压力；另一方面有助于开发商增强风险意识，在风电项目开发选址时，更加重视风电场的消纳问题。
另外，跳出行业，从能源结构转型的角度来看，长期以来，我国电力生产一直以火电为主。随着近年来风电、光伏等可再生能源的发展，电源结构得到了一定的优化，火电占比有所下降。然而，2012年火电的装机容量和发电量占比却仍分别达到71.5%和78.6%，火电依然是我国的主力电源。但是，中国要想实现能源与环境的可持续发展，当前以化石能源为主的电源结构却非要让位于风力发电和其他可再生能源不可。
目前，我国风电的发电成本在8000元/千瓦左右，远远大于火电4000元/千瓦的水平，短时间内无法撼动火电的经济优势。所以，“中国的风电产业，仍然需要国家在上网电价方面的进一步扶持，这样才能治理雾霾，解决环境污染，构建适合我国国情，兼顾经济、安全、稳定与环保要求的电力体系。”中国可再生能源行业协会执行会长张平这样向《能源》杂志记者讲道。
据他理解，国家政策是顶层设计，应该对产业的发展进行引导，这就要求政策的制定应该具有一定的预见性和前瞻性，而不是变成马后炮，出了问题之后才调整。他以欧盟“双反”背景下，中国大批光伏企业已经破产倒闭了，一系列光伏利好政策才开始密集出台为例，证明政策的滞后会影响产业的发展，所以，“不要让风电重蹈光伏覆辙”。
对于风电电价调整，张平希望能够按照风资源和负载的匹合度来考虑风电电价。他建议，陆上风电电价可以分情况区别调整，而不是统一下调。在那些电力负载少、消纳有问题的地方，风电电价应该下调，这样价格的杠杆作用才会有效果；而在那些上网条件比较好、负载充裕、消纳情况好的地方，风电电价就应该上提才对。至于海上风电，他希望将电价往上调整，因为目前这类项目的投标价格过低，不利于中国海上风电产业的快速发展。
实际上，风电企业也非常关心电价的调整问题。他们认为，风电电价直接关系到行业发展的大环境问题，对它的调整要兼顾经济发展、民生，同时也要兼顾项目从资源获取、核准、建设、运营全系列的各相关方成本组成的真实性、企业生存环境、金融等系列问题，不能搞一刀切，单纯地考虑下调还是上调。“也许可以建立更为完善、科学、客观的多维评价体系，对不同的风场进行区别评价，从而设定不同等级的适用标杆电价，”杨璞建议道。