風電電價調整應服務于促進產業發展的目標

　　以20年生命周期的陸上風電項目為例，資本金20%，銀行貸款80%，貸款期15年，貸款利率為6.9%（2009年長期貸款利率為5.94%，2013年長期貸款利率已上升至6.55%，在銀根緊縮政策下，各銀行對風電項目的貸款均采取利率上浮形式，平均上浮率達10%，導致實際利率已超過7.2%，利率設定值已經非常保守）。根據目前風電項目投資回報特點，資本金內部收益率8%是行業基準收益率，可以保證項目保本微利，若項目要求有較好的投資回報，則資本金內部收益率要達到10%，本文按8%的基準值測算。在納入增值稅和所得稅稅率、折舊率、保險費率、人工費、運維費、城市維護及教育附加費率等評價參數的同時，對各參數均選取了較低的保守值。四類資源區的測算結果如下：
　　在Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區，按2012年平均水平，項目工程單位千瓦造價在7700-8000元之間，按照風能資源區劃分所依據的理論條件，如果Ⅰ類、Ⅱ類資源區風電場年利用滿負荷小時數為2500小時，則上網電價在0.415-0.43元/千瓦時之間（本文所說電價均為含稅電價），即可滿足資本金內部收益率8%的條件；如果Ⅲ類資源區風電場年利用滿負荷小時數達到理論上的2300小時，則對應所需上網電價在0.452-0.468元/千瓦時之間，即可滿足資本金內部收益率8%的條件。相比三類資源區現行標桿上網電價每千瓦時0.51元、0.54元和0.58元，理論上確有下調的空間。然而現實中鮮有風電場達到2300小時以上的年利用滿負荷小時數，其主要原因是棄風限電。2012年全國平均棄風比例達17%，風能資源條件較好的“三北地區”是棄風限電的重災區，Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區棄風率分別在21.36%、23.89%和16.91%，使這三類資源區風電實際年利用滿負荷小時數分別降至1950、1850和1800，此時這三類資源區風電場所需上網電價應該分別在0.532-0.55元/千瓦時、0.561-0.581元/千瓦時、0.577-0.598元/千瓦時之間，才能保證8%的資本金內部收益率。據國家能源局發布的數據，2013年全國棄風情況有所好轉，但棄風比例仍高達11%，其中東北地區15.45%，年利用小時數僅為1915，據此測算，蒙東、吉林、遼寧、黑龍江等風能資源較為豐富區域的風電場所需上網電價范圍在0.547-0.567元/千瓦時，才能保證8%的資本金內部收益率。