发展风电等可再生能源已经成为全球各国应对能源和环境问题、促进经济发展、抢占新一轮能源革命先机的重要抓手，包括我国在内的140多个国家都出台了相关政策扶持其发展。得益于政策的长期支持和引导，风电已经成为我国少有的能与世界站在同一起跑线上的战略性新兴产业。其中，电价政策是决定风电发展的最关键因素。然而，不到1年时间，国家发展改革委拟再次下调风电标杆上网电价，引起业界一片哗然。笔者认为，风电电价调整，大账小账都要算得过，而且还要选对时机。
首先，从国家层面算大帐，电价下调得不偿失
电价下调将影响国家战略目标的实现。今年9月，十二届全国人大常委会第二十二次会议表决通过了全国人大常委会关于批准《巴黎协定》的决定。这意味着我国对国际社会关于大力发展新能源，促进低碳转型的庄严承诺已经成为中央和各级政府必须合力完成的法定义务。同时，面对化石能源使用导致的雾霾等日益不能承受的环境问题，中国只有跨越油气时代，直接进入可再生能源时代，才能实现经济社会的低碳、绿色、可持续增长。为此，党中央和国务院明确提出到2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%的目标。根据国家发展改革委能源研究所等权威机构的测算，要确保实现这些目标，非水可再生能源电源要承担重要发展责任。具体到风电产业，至少要达到2.1亿千瓦的并网装机规模，并力争达到2.5亿千瓦;即从目前到2020年，年均新增装机规模要保持在2500万千瓦左右。此时下调电价，必然影响投资信心，危及2020年非化石能源发展目标的实现，与中央推进低碳绿色发展的精神严重不符。
电价下调不利于风电等战略性新兴产业持续健康发展。稳定有力的政策可以给投资人明确预期，提高投资积极性，确保合理的市场规模，带动风电产业持续进步和发展。我国风电行业正是得益于政策的持续稳定才取得了长足的进步。除了可以解决能源环境问题之外，作为战略性新兴产业，风电产业的发展对带动我国产业优化升级意义深远。目前，我国风电已经成为全球最大的风电市场，风电机组已出口到28个国家和地区。风电开发每年可以带来2000亿元人民币以上的投资，从业人员达到50.7万，已经形成了从开发、建设、设备制造、咨询等完善的风电产业链。今年是“十三五”的开局之年，更应保持关键支持政策的稳定性，为今后几年的风电产业发展奠定良好的基础，推动风电成为我国最具全球竞争力的战略性新兴产业，为我国经济结构转型树立一个优秀的、绿色的、可持续的产业标杆。
电价下调会影响政府公信力。政府公信力是行业发展信心最大的保护。当前执行的风电上网标杆电价是国家发展改革委在深入细致研究行业经济现状，客观预测发展趋势，并充分征求行业企业的意见后确定，并于2015年底发布的。大家一致认为该电价对于稳定行业投资，确保市场规模，促进风电发展起到了至关重要的作用，并对未来的战略发展做出了部署。然而，不到1年再次下调电价，可能导致企业对国家政策的不信任，造成投资大幅下滑，严重影响“十三五”风电规划目标和2020年15%非化石能源目标的实现。另外，我国风电相关企业在美国、香港等股票市场的上市企业较多，短期内政策的频繁变动，还可能导致全球资本市场对我国投资政策环境做出负面评价，将不良影响扩大到风电行业之外。
其次，从产业层面算小帐，没有下调的合理依据
未来几年风电成本下降空间有限，部分地区还在上升。2015年以来，风电开发的成本没有明显下降。风电机组占陆上风电项目投资的60%以上，其价格自2013年基本稳定4200元/千瓦左右的水平，没有发生大的变动。而且，经过多年的实践，该价格也是保证风电机组可靠性重要边界条件，短期内基本没有下降的空间。同时，由于三北地区弃风限电情况日益严重，“十三五”期间，我国风电的开发重心将逐步向中东部和南方地区转移。该区域地形地势复杂，人口密集，土地使用成本高，项目开发难度大，单位千瓦造价增加约20%左右。即使综合考虑风电技术进步、集成开发等措施对成本上涨的对冲，“十三五”期间局部地区的风电开发成本有上升的趋势。此外，由于风电技术进步，我国已经率先让平均5m/s左右地区的风能资源在目前的造价水平和电价机制下具备了开发经济性，为风电赢得进一步发展的空间，这些地区也是“十三五”风电开发的重点区域。但是，该地区项目的经济性非常脆弱。以20年生命周期的陆上风电项目为例，若要满足行业普遍资本金内部收益率10%的最低要求，上网电价需要达到0.574-0.604元/千瓦时，和目前执行的电价相当。一旦电价下调，这些地区就不再具备开发条件，“十三五”风电规划目标便无法完成，最终影响2020年15%非化石能源目标的实现。
海上风电仍处于发展初期，需要更多鼓励。海上风电是风电技术进步的助推器，而且海上风电靠近负荷中心的有利条件，更让其成为我国风电开发不可忽略的重要组成部分。而且海上风电的发展还可以带动相关的海洋工程装备，促进我国海洋经济开发进程。但是，海上风电开发风险较高，我国的海上风电开发尚处于起步阶段。从目前海上风电开发的情况看，在潮间带0.75元/kWh和0.85元/kWh的现行电价下，海上风电建设积极性仍未调动起来。截至2016年9月底，纳入2014-2016年海上风电开发建设方案的项目仅有4个建成投产、装机容量21.17万千瓦，占比仅有2%。即使算上核准在建的8个项目，装机容量共226.37万千瓦，也仅占方案确定总容量的21%。此时调整电价，将进一步导致开发积极性下降，影响海上风电发展。此外，由于缺少项目建设和运行的相关成本数据，也不利于进一步厘清海上风电的真实成本，无法为未来的海上风电电价调整提供客观依据。
第三，当前不是下调电价的合适时机
近年来，弃风限电和补贴拖欠已经成为我国风电产业发展的最大制约。尽管国家有关部门积极协调、多措并举，但短期内很难取得突破性进展。2016年上半年，全国风电弃风电量323亿千瓦时，同比增加148亿千瓦时;平均弃风率21%，同比上升6个百分点。截至2016年上半年，可再生能源补贴缺口累计高达550亿元。随着第六批可再生能源电价补贴的发放，仍存在约300亿元的补贴缺口。在弃风限电形势愈加严峻、补贴拖欠尚未改善的情况下，贸然下调风电标杆上网电价无异于雪上加霜。
第四，电价调整应转变对补贴过高的认识
风电电价的确比煤电电价高，但煤电价格并未体现其环境污染及因环境污染带来的民众健康等隐性成本。如果把这些隐性成本包括在内，煤电价格将增加1-2倍，立刻失去竞争力。
可再生能源的补贴其实是对其环境经济效益的补偿。煤电除了环境成本没有计算之外，也在享受国家的大量补贴。煤电的脱硫、脱销、除尘分别补贴0.015、0.01、0.002元/千瓦时，三项共计0.027元/千瓦时。2015年我国煤电全口径发电量为4.23万亿千瓦时，粗略估算2015年对煤电补贴1142亿元，而2015年度风电和光伏的补贴仅有500多亿元，金额远小于对煤电的补贴。
相关建议：
风电等可再生能源发展是我国兑现国际承诺、实现国内绿色低碳发展的最重要手段，电价政策的调整要以能保障风电产业的健康持续发展作为出发点，从多个角度把账算清楚，并且要以彻底解决弃光限电和补贴拖欠为前提。具体建议如下：
一、维持现行陆上和海上风电标杆上网电价不变
综合行业发展趋势以及相关企业的建议，为保持政府公信力，维持政策稳定性，确保风电行业合理的发展速度与规模，建议陆上风电仍维持2015年确定的标杆上网电价不变。海上风电标杆上网电价等待近期开发建设方案中的项目建设完成，并积累相关数据之后再研究电价调整方案。同时，为推动能源市场化改革，促进风电行业技术和管理水平提升，建议2019年后根据风电技术发展趋势，适时稳步下调风电标杆上网电价，引导企业进行技术和管理创新，最终实现风电用户侧平价上网。
二、减少煤电脱硫脱硝和除尘补贴，弥补可再生能源发展基金缺口
正如前文所言，煤炭等化石能源的使用造成雾霾日益加剧，温室气体排放不断增加，全社会的环境负担日益加重，但是当前的化石能源价格体系不仅没有体现其真实的环境成本，还存在不合理的化石能源使用补贴。例如，燃煤火电厂一边排放对环境有害的二氧化硫、氮氧化物和粉尘等污染物，一边却拿着脱硫脱硝除尘补贴。建议取消煤电的脱硫脱硝和除尘补贴，还原煤炭发电的真实成本，并从中拿出一部分纳入可再生能源发展基金，解决补贴资金不足的问题。
三、加快落实可再生能源发展目标约束和考核制度
目前，我国已经把应对气候变化纳入国民经济和社会发展规划，并明确提出要大力发展可再生能源。2016年3月，国家能源局提出“建立可再生能源开发利用目标引导制度”，以保障2020年非化石能源占比目标的实现。建议进一步加强对各地方政府可再生能源发展目标落实的约束，严肃考核，在能源规划、建设、运行中统筹可再生能源的发展。
四、用市场化手段积极推进可再生能源补贴方式改革
国际成功经验表明，绿色电力证书(绿证)交易是一种市场化的可再生能源电力补贴机制。绿证作为一种可交易、能兑现为货币的凭证，是对可再生能源发电方式予以确认的一种指标。它既可以作为可再生能源发电的计量工具，也可以作为一种转让可再生能源的环境效益等正外部性所有权的交易工具。推行绿色电力证书交易，是促进可再生能源产业可持续健康发展的有效途径之一。另外，要求煤电企业购买绿色证书，也能推动煤电外部成本内部化，进而提高可再生能源的市场竞争力。
