□本报记者 邢佰英

　　

　　日前，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》。这意味着，在我国实施6年的风力发电招标定价方式将被标杆上网电价政策取代。国家发改委能源研究所可再生能源发展中心主任王仲颖认为，此举可以认为是政府试图理顺风电上网电价形成体制的努力之一。

　　不过，也有分析人士认为，从根本上理顺风电以及其他新能源的上网电价，还需要电网公司的配合以及操作性更强的后续配套政策支持，而新能源发电“并网难”的问题，还有待技术和政策方面扫清障碍。

　　给项目回报“上保险”

　　《通知》提到，全国将分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价，四类资源区风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。

　　国家发改委能源研究所有关专家表示，目前各地实施的风电项目在进行特许权招标时面临效率低下的问题，而全国风电建设正步入高速发展期，因此，实施风电标杆电价，一方面可以提高各地风电建设的招标效率，另一方面是为了提振风电开发的投资信心。

　　分析人士认为，对运营商最大的好处是可以在项目的可研阶段就能准确地匡算成本，通过已经确定的上网电价和利用小时倒推建设成本，从而理性采购设备，避免盲目上项目带来的财务压力。这相当于在风电开发初期，项目回报情况可以基本敲定。

　　国家发改委能源研究所可再生能源发展中心副主任高虎认为，风电上网实施标杆电价，意味着新能源固定电价的定价模式在初步形成，这样相当于能够保证风电开发项目能够实现合理的盈利水平。

　　长城证券研究员张霖认为，目前，风电场每度电成本为0.43-0.53元/kWh，加上风电场每度电0.1元左右的CDM收入，风电场运营主体的盈利空间得到拓展。

　　仍有待进一步理顺

　　2003年，我国第一次风电特许权招标举行，中标上网电价在0.4元-0.5元左右。此后，我国的风电上网电价采取的是招标定价、政府定价两种并行的定价机制。由于任何项目都要单独招标，风电资源无异的两个项目最终招标出的上网电价很可能不一致，统一实行标杆电价之后，该问题将得到规范。

　　但也有分析人士担忧，让标杆电价替代招标电价，定价机制中的市场化因素基本被抹掉了，可能不利于行业正常竞争。高虎也坦言，实行标杆电价之后，能够在一定程度上避免上述不公平的现象，但还不能做到完全公平。

　　分析人士认为，包括风电在内的可再生能源上网电价还有待进一步理顺，形成更科学的定价机制，但整体而言，对于风电、太阳能这样还不成熟的行业来说，过于市场化的定价机制不利于行业的长期持续发展。

　　记者发现，从近几期的招标电价结果来看，国家发改委确定的标杆电价与招标电价相差并不大。发改委能源研究所有关专家解释说，此次标杆电价的确定正是充分考虑了此前的招标结果，意在避免对行业产生冲击。也正是这一点，让国泰君安研究员王稹感觉到，由于风电运营商的盈利空间相比实行招标电价不会有太明显的提高，因此风电装机也不太会因该政策的发布而比预期大幅提升。

　　王稹表示，《通知》提到“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”，这相当于为后续政策的发布埋下“伏笔”，预期后续还将有关于可再生能源电价附加之类的补充配套性政策发布。同时，风电、太阳能等新能源并网难的问题还有待技术进步和政策支持来解决。

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