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在2014年3月召開的全國兩會上，國家發(fā)改委工作報告提出，今年要繼續(xù)進行資源性產品等價格改革，其中就將“適時調整風電上網價格”放在首位。同年9月，國家發(fā)改委價格司下發(fā)了調整風電上網電價的征求意見稿，并開會征求各方意見。征求意見稿擬將風電四類資源區(qū)標桿電價以2015年6月30日為界，從之前的0.51元/kWh、0.54元/kWh、0.58元/kWh、0.61元/kWh，調整為0.47元/kWh、0.5元/kWh、0.54元/kWh、0.59元/kWh。并在此調整基礎上區(qū)別對待，將福建、云南、山西三省電價由0.59元/kWh調整為0.54元/kWh；將吉林、黑龍江省電價統(tǒng)一調整為0.54元/kWh。在此背景下，眾多開發(fā)商加大風電項目的開發(fā)力度，爭著要趕在“6.30”期限之前搶上項目，風電市場現(xiàn)“搶裝”現(xiàn)象，導致整個風電項目基建產業(yè)鏈價格出現(xiàn)異動。

風電電價調整原因

一、風電項目建設成本下降

近年來，隨著風電行業(yè)技術的不斷進步，風電機組設備價格已經明顯下降，風電項目建設成本亦隨之降低。在2009年《關于完善風力發(fā)電上網電價政策的通知》之時，風電項目的造價約為9500元/kWh，而目前風電項目建設成本僅需7500/kWh－8000元/kWh。風電項目建設成本的下降為風電標桿電價下調打開了空間。二、國家財政補貼壓力增大對于風電上網電價下調的另一個影響因素就是脫硫煤標桿電價的下調。由于脫硫煤電價下調約一分錢，意味著2014年9月1日之后風電每多發(fā)一度電，財政部就要比以前多補一分錢。2013年我國風電發(fā)電量超過了1400億kWh，如果每度電多補一分錢，這就意味著財政部要多補14億元。而在光伏和風電裝機規(guī)模逐漸擴大，可再生能源基金盤子短時間內既定的情況下，補貼所面臨的壓力也隨之逐漸增大，因此風電電價下調也是大勢所趨。

“搶裝”的原因及影響

此次電價調整設想方案擬適用于2015年6月30日之后投產的風電項目，而在此之前核準、并網項目標桿電價不變。因此，運營商在這段期間內積極“跑馬圈風”，并加快已審批項目的建設并網速度，目前已經出現(xiàn)風電機組搶裝潮。據(jù)《中國產經新聞報》的報道，由于短期內的市場需求劇增，風電產業(yè)鏈相關產品價格快速上揚，原材料價格平均上漲幅度已達到15%，葉片供應商要求2015年價格將再上漲10%—15%，風電機組塔筒也從2014年9月中旬開始出現(xiàn)價格上揚，塔筒價格已接近9800元/噸。而根據(jù)北極星風力發(fā)電網的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，風電機組的平均價格已經從2013年的4000元/kWh一下飆升至約4300元/kWh。除此之外，由于市場上風電機組安裝用的塔吊數(shù)量有限，施工單位亦紛紛趁機漲價，且施工工期較緊張，從而導致建安費也出現(xiàn)了一定程度的增長。

“搶裝”的合理性分析

本節(jié)以江蘇省某風電項目為例，分析該項目目前有無“搶裝”必要。項目基本情況：風電場規(guī)模100MW（單機容量2MW）；概算投資為80000萬元（其中風電機組設備價格按4000元/kWh），投資分為風電機組機組費、其他設備費、安裝工程費、土建工程費、輔助工程費、其他費用等幾部分。項目投資構成及比例見表1。一、現(xiàn)行電價下項目收益分析該項目按運營期為20年；項目資本金比例20%，貸款年有效利率按6.71%，按等額還本付息方式還款15年；維修費率按第1－5年1%、第6－10年1.5%、第11－20年2%；材料費按每年25元/kW，其他費用按每年60元/kW；年有效利用小時數(shù)為1900h。在現(xiàn)行電價0.61元/kWh條件下計算項目的效益情況，結果見表2。從計算的收益情況表中可以看出，在總投資80000萬元、現(xiàn)行電價0.61元/kWh的條件下，項目的年平均利潤為2737.93萬元，自有資金內部收益率約為9.99%，具有一定的盈利能力。

二、電價下降后項目收益分析

在總投資不變的情況下，當電價由現(xiàn)行的0.61元/kWh下降2分錢后，重新計算項目的收益情況，具體收益情況見表3。從計算結果可以看出，在建設投資80000萬元、電價下調至0.59元/kWh的條件下，項目的自有資金內部收益率將下降至8.53%，僅略高于8%的基準收益率，說明電價下調后項目基本處于社會的平均收益水平，同時也說明征求意見稿中將江蘇地區(qū)的風電上網電價下調2分錢具有一定的合理性。

三、建設成本上升對收益的影響分析

（一）“搶裝”導致的建設投資變化情況

通過第二小節(jié)的分析可以知道，目前由于搶裝潮的出現(xiàn)，導致了風電投資項目建設成本的上升。2013年風電機組的價格約為4000元/kWh，個別企業(yè)甚至還曾報出3800元/kWh的低價，然而在目前“搶裝潮”的影響下，風電機組價格已瘋漲至4300元/kWh，其他風電機組相關設備價格上漲約3.50%，根據(jù)近期施工招標情況，安裝施工費用上半年上漲約5%。在目前“搶裝”的背景下，該項目建成投資大約要上漲5.00%，即總投資約為84000萬元，具體投資構成見表4。

（二）“搶裝”投資增加后的收益

在其他條件不變的情況下，由于“搶裝”導致項目的建設投資由80000萬元增加到84000萬元，如能趕在“6.30”之前并網發(fā)電，以0.61元/kWh的上網電價運營，項目的收益情況見表5中“投資84000萬元，電價0.61元/kWh時”列。從表5可以看出，在電價0.61元/kWh時，即方案一和方案三相比，項目年均利潤少326萬元；在投資不變（8000萬元）即方案一和方案二相比，項目年均利潤少347萬元；方案三和方案二最可能是“搶裝”和“不搶裝”的結果，這兩種方案相比，“搶裝”比“不搶裝”年均利潤少21萬元，可以認為兩種方案年均利潤相當，但“搶裝”投入的自有資金多，所有“搶裝”自有資金內部收益率為（8.17%）低于“不搶裝”內部收益率（8.53%），即若投資為84000萬元時，即使項目是盈利的，但“不搶裝”比“搶裝”經濟指標更好。

（三）“搶裝”投資臨界點分析

分別選取建設投資為85000萬元和83000萬元的條件，計算其在電價為0.61元/kWh時的收益情況，計算結果詳見表6。從表6可以看出，在電價為0.61元/kWh的情況下，建設投資為85000萬元時的自有資金內部收益率為7.74%，已低于8%的基準收益率，說明若建設成本由于“搶裝”繼續(xù)上漲超過一定比例，則該風電項目即使能以0.61元/kWh的電價上網，仍可能虧損；當建設投資為83000萬元時的自有資金內部收益率為8.60%，收益指標略好于總投資為80000萬元，而電價為0.59元/kWh時的收益。同時，還可以計算得出，當總投資為84380萬元、電價為0.61元/kWh時的自有資金內部收益率恰好等于基準收益率8%；當總投資為83140萬元、電價為0.61元/kWh時的收益情況與總投資為80000萬元，電價為0.59元/kWh時的自有資金內部收益率一致。

四、“搶裝”決策的合理性分析

通過本節(jié)分析可以得出以下結論：電價下調會導致江蘇省風電投資企業(yè)的收益出現(xiàn)一定程度的下降。如搶在“6.30”的大限前以0.61元/kWh的價格并網發(fā)電，建設投資的上漲幅度小于3.925%（（83140/80000－1）×100%）的條件下，“搶裝”有利可圖。如投資上漲比例超過5.475%（（84380/80000－1）×100%），則項目上馬后會出現(xiàn)虧損。

“搶裝”面臨的風險分析

一、項目前期研究不足

風電項目在進行可行性研究之前應當首先對工程擬建場地進行為期一到兩年的風能資源觀測評估。然而在目前風電“搶裝”的背景下，有些風電項目往往在樹立測風塔半年甚至不足半年的情況下倉促上馬。這樣的狀況很容易導致項目前期研究所依據(jù)的數(shù)據(jù)與實際情況出現(xiàn)偏差，從而導致項目實際運營后可能無法帶來預期的收益。

二、項目施工質量隱患

由于目前很多風電投資企業(yè)盲目“搶裝”而壓縮施工工期，因此不可避免的會帶來施工質量的隱患，而一旦出現(xiàn)施工質量問題，后期的運營維護費用將大大提高，從而使項目收益大大縮水。

三、配套送出線路制約

現(xiàn)在各地都在大規(guī)模搶建風電項目，但配套的電網設施卻明顯落后。一個風電項目一年甚至半年就能建成，但與之配套的電網工程往往需要較長的時間，若雙方不能實現(xiàn)同步投產，則風電投資企業(yè)的“搶裝”行為即失去意義，憑空增加投資。

本文通過運用經濟評價方法進行詳細計算后認為：各風電投資企業(yè)應冷靜面對“6.30政策”，不應盲目“搶裝”。只有當“搶裝”導致的建設投資上漲比例低于一定的條件（如本文中所舉例的項目為3.925%）時，“搶裝”才能帶來更高的收益水平，否則不如在市場平靜，恢復到正常狀態(tài)時再上馬項目，以下調后的電價并網發(fā)電。從目前江蘇省的情況來看，“搶裝”所導致的建設成本上漲程度已經超過了臨界值，盲目上馬并不能獲得更高收益水平，而且，若上馬項目的建設成本上漲超過一定的比例（如本文中所舉例的項目為5.475%），項目上馬后甚至會出現(xiàn)虧損的情況。在風電上網電價下調背景下的其他三類資源區(qū)的風電項目投資決策亦可通過相同方法進行分析。

作者:何春徐繼堯陳國偉單位:江蘇省電力設計院