2015年1月7日，国家发改委价格司终于出台了风电标杆上网电价的文件，悬空两年的靴子终于落地。发改委正式下发了陆上风电电价调整方案，将第I 类、II 类和III 类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2 分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49 元、0.52 元、0.56 元;第IV 类资源区风电标杆上网电价维持现行每千瓦时0.61 元不变。网上流传的文件中没有提及资源区划分调整事宜，但有可能将福建、云南、山西由Ⅳ类资源区调到III 类，吉林、黑龙江省统一调整Ⅲ类资源区。
消息一出，大家全都松了一口气，电价调整从2012年末开始讨论，到正式出台，经过了多重博弈。究竟这个消息是利好，还是利空，各说各话。
首先值得表扬的是，这次发改委给政策过渡期留出了一年时间，不再搞突然袭击，是个进步。风电市场不同于光伏等其他可再生能源，开发商集中度很高，80%的项目集中在大型国企手里。因此，相信这些企业对于标杆电价下调都已经做好准备，并与价格司有过沟通。短期来讲，我们认为是利好，因为各家即将展开抢装工作，务必争取2016年1月1日前拿到原来的电价。中期来看，风电的投资利润率无疑将下降，继续降低风电投资开发的市场竞争力。我们所指的风电竞争力下降是指风电吸引投资的能力有所下降，风电设备下降带来的成本节约，被土地、人工费用等其他因素上涨而吃掉。证券市场的分析师测算，电价平均降低2 分钱，项目的资本金IRR 将降低2-3个百分点左右，下降还是比较明显。国有企业对于投资回报率的考核非常严格，风电一直徘徊在基准线附近。特别是国有企业在做项目可行性分析时非常保守，都用最差模型来做，因此风电一旦投资回报下滑，企业要么从自身发掘成本潜力、要么项目将无法获得内部批准。在资本市场，只有比较优势而没有绝对优势，风电面临与火电同等的竞争环境，火电的回报大家都是可以看到的，因此中期来看风电的竞争力将进一步下降。长期看来，这次降价无疑继续推动了可再生能源的平价化，而且能够稳定电价3年左右，这是一个必经的过程。
从长远来看，未来风电市场的变化将受到以下影响：
第一，风电开发内部潜力的挖掘，其中包括运维、风资源预测等软环境的建设。由于设备厂商产能过剩导致的恶性竞争造就了风电运维市场一直处于扭曲状态，无论是因为风机质量差无法出质保，还是不平等条约无法出质保，现在的运维成本很大一部分还是制造商来承担。但这不是长期的商业模式，根据中国可再生能源学会风能专业委员会的统计数据显示，截至2013年12月31日，中国并网运行的风电机组已达6.2万台，其中2012年以前安装的机组约有4.6万台，有将近3.4万台机组中的质保金被押，涉及金额超过200亿元。如何在电价下降后消化这些成本，是对所有开发商的挑战。
第二，配额制的出台。配额制也已经喊了十年，这次也终于有点出台苗头了。如果能够出台，各地政府将更加积极的促进可再生能源在当地的发展，风电作为可再生能源主力，将得到更多的支持。
第三，电力市场的改革。电力市场的改革对于风电等可再生能源来说，机会大于挑战。可再生能源后期没有燃料成本的，一旦竞价上网，优势非常明显。这点在国外竞价市场上，已经出现风电拉低电价的趋势。另外，困扰风电最大的一个问题就是弃风限电，原因众多这里不做赘述，因此期待灵活的电力市场发挥更有效的资源配置能力，让风电可以获得更多的机会
风电价改之忧思
2014年12月31日，《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》一出，给风电投资企业第一感觉就是：狼真的来了!那么，如此价改之后，风电将何去何从?业内出现更多的是担心和忧虑。
据称发改委下调电价的核心原因主要是：风机销售均价大幅下滑。有的风机产品售价已达到20%的下调幅度，因此，风电投资企业内部权益回报率升到了10%以上;而且，今明两年国家可再生能源资金或出现短缺。就像发改委在2014年初所提的那样：调价是“为合理引导风电投资，促进风电产业健康有序发展，提高国家可再生能源电价附加资金补贴效率。”
的确，2014年初，我们看到：2013年，全国风电利用小时2080小时，同比增加 151小时。国电龙源、华能新能源、大唐新能源等风电投资企业的2013年利润均大幅上升。但只要细心看一下财务报表，我们不难发现：CDM收入虽比上年有所减少，但仍高达数千万元;多年积累的政策性退税，也给各公司带来暂时的高额利润。正是这两项不确定性收入的增加，才使得公司内部权益回报率升到了10%以上。有人根据主要风电投资公司情况进行了测算：项目内部收益率为10.77%，前10年平均净资产收益率7.43%，略高于银行贷款利率。针对主要投资商的现有项目，如果降价0.02元/度，项目资本金内部收益率将从10.77%下降到9.21%，项目前十年平均净资产收益率将从7.43%降至5.79%，分别下降了1.56个百分点和1.64个百分点，即电价每下调1分钱，上述两项指标就分别下降0.78和0.82个百分点。一部分项目净资产收益率将低于银行基准利率，意味着这部分风电项目将不具备投资价值。请大家不要忘记：前10年收益率中包括不确定因素的CDM收入和退税收入。但是，目前的情况是：随着几轮国际气候大会的商谈无疾而终，国际上的CDM收入已经不复存在，国内有效的碳交易机制尚未建立，配额制尚未实施，2014年以后风电投资企业将不会再有相关收入。因此，我们不难看出，风电投资企业的盈利能力十分有限，多数企业的盈利也就靠这2分钱。第二，随着风电开发的深入，施工条件好、工程造价低的风电场已经越来越少，工程造价呈逐年上升趋势，与风机价格下降恰恰相反，况且近两年风机价格已经开始触底反弹，而8000元/千瓦左右的造价仅仅是风电场造价的最低点，后续将逐步呈上升趋势。第三，风电场运维出质保后，大设备的损坏几率增加，动辄几百万元，给一个5万装机风电场仅仅1000万元左右的利润带来巨大的冲击。第四，弃风限电现象在部分地区仍未解决，利用小时仍很难达到设计值，这些地区风电场运营仍处在艰难维系阶段。第五，部分省份仍在依靠省内补贴维系风电投资企业的生存，国家下调风电电价后，对地方政府是个示范作用，省内补贴将逐渐被取消，对于这些地区的风投企业来说将是雪上加霜。第六，关于可再生能源基金问题，2013年风电电量在整个电力结构中的占比仅为2.5%，火电虽然数次下调电价，各大集团的利润来源仍主要是火电，况且其投资的积极性目前仍在火电，如果仅仅是基金不够用而限制清洁能源的发展，似乎没有道理和必要。
2014年适逢农历闰9月，全国大部地区冷空气来得晚，全年呈现弱风年，利用小时远低于往年平均水平，仅1-9月，全国风电平均利用小时数1336小时，同比减少196小时。30个省(市、区)中，只有江苏和云南呈正增长，另外28个省(市、区)对风电利用小时数出现负增长。2013年出现大幅盈利的情况不复存在，甚至很多企业已经出现亏损。
由于风电企业的投资回收率偏低，各大集团公司已经明显放慢了风电已核准项目的开工率，部分集团公司内部有核准后的几百万风电场不准许开工建设，已明确反映出风电投资的后劲不足。因此，风电电价的调整让我们非常担忧。
