建議維持現行陸上和海上風電標桿上網電價不變，減少煤電脫硫脫硝和除塵補貼，彌補可再生能源發展基金缺口。 　　 　　 　　
　　發展風電等可再生能源已經成為全球各國應對能源和環境問題、促進經濟發展、搶占新一輪能源革命先機的重要抓手，包括我國在內的140多個國家都出臺了相關政策扶持其發展。得益于政策的長期支持和引導，風電已經成為我國少有的能與世界站在同一起跑線上的戰略性新興產業。其中，電價政策是決定風電發展的最關鍵因素。然而，不到1年時間，國家發展改革委擬再次下調風電標桿上網電價，引起業界一片嘩然。筆者認為，風電電價調整，大賬小賬都要算得過，而且還要選對時機。
　　
　　首先，從國家層面算大帳，電價下調得不償失。
　　
　　電價下調將影響國家戰略目標的實現。今年9月，十二屆全國人大常委會第二十二次會議表決通過了全國人大常委會關于批準《巴黎協定》的決定。這意味著我國對國際社會關于大力發展新能源，促進低碳轉型的莊嚴承諾已經成為中央和各級政府必須合力完成的法定義務。同時，面對化石能源使用導致的霧霾等日益不能承受的環境問題，中國只有跨越油氣時代，直接進入可再生能源時代，才能實現經濟社會的低碳、綠色、可持續增長。為此，黨中央和國務院明確提出到2020年非化石能源占一次能源消費比重達到15%的目標。根據國家發展改革委能源研究所等權威機構的測算，要確保實現這些目標，非水可再生能源電源要承擔重要發展責任。具體到風電產業，至少要達到2.1億千瓦的并網裝機規模，并力爭達到2.5億千瓦；即從目前到2020年，年均新增裝機規模要保持在2500萬千瓦左右。此時下調電價，必然影響投資信心，危及2020年非化石能源發展目標的實現，與中央推進低碳綠色發展的精神嚴重不符。
　　
　　電價下調不利于風電等戰略性新興產業持續健康發展。穩定有力的政策可以給投資人明確預期，提高投資積極性，確保合理的市場規模，帶動風電產業持續進步和發展。我國風電行業正是得益于政策的持續穩定才取得了長足的進步。除了可以解決能源環境問題之外，作為戰略性新興產業，風電產業的發展對帶動我國產業優化升級意義深遠。目前，我國風電已經成為全球最大的風電市場，風電機組已出口到28個國家和地區。風電開發每年可以帶來2000億元人民幣以上的投資，從業人員達到50.7萬，已經形成了從開發、建設、設備制造、咨詢等完善的風電產業鏈。今年是“十三五”的開局之年，更應保持關鍵支持政策的穩定性，為今后幾年的風電產業發展奠定良好的基礎，推動風電成為我國最具全球競爭力的戰略性新興產業，為我國經濟結構轉型樹立一個優秀的、綠色的、可持續的產業標桿。
　　
　　電價下調會影響政府公信力。政府公信力是行業發展信心最大的保護。當前執行的風電上網標桿電價是國家發展改革委在深入細致研究行業經濟現狀，客觀預測發展趨勢，并充分征求行業企業的意見后確定，并于2015年底發布的。大家一致認為該電價對于穩定行業投資，確保市場規模，促進風電發展起到了至關重要的作用，并對未來的戰略發展做出了部署。然而，不到1年再次下調電價，可能導致企業對國家政策的不信任，造成投資大幅下滑，嚴重影響“十三五”風電規劃目標和2020年15%非化石能源目標的實現。另外，我國風電相關企業在美國、香港等股票市場的上市企業較多，短期內政策的頻繁變動，還可能導致全球資本市場對我國投資政策環境做出負面評價，將不良影響擴大到風電行業之外。
　　
　　其次，從產業層面算小帳，沒有下調的合理依據。
　　
　　未來幾年風電成本下降空間有限，部分地區還在上升。2015年以來，風電開發的成本沒有明顯下降。風電機組占陸上風電項目投資的60%以上，其價格自2013年基本穩定4200元/千瓦左右的水平，沒有發生大的變動。而且，經過多年的實踐，該價格也是保證風電機組可靠性重要邊界條件，短期內基本沒有下降的空間。同時，由于三北地區棄風限電情況日益嚴重，“十三五”期間，我國風電的開發重心將逐步向中東部和南方地區轉移。該區域地形地勢復雜，人口密集，土地使用成本高，項目開發難度大，單位千瓦造價增加約20%左右。即使綜合考慮風電技術進步、集成開發等措施對成本上漲的對沖，“十三五”期間局部地區的風電開發成本有上升的趨勢。此外，由于風電技術進步，我國已經率先讓平均5m/s左右地區的風能資源在目前的造價水平和電價機制下具備了開發經濟性，為風電贏得進一步發展的空間，這些地區也是“十三五”風電開發的重點區域。但是，該地區項目的經濟性非常脆弱。以20年生命周期的陸上風電項目為例，若要滿足行業普遍資本金內部收益率10%的最低要求，上網電價需要達到0.574-0.604元/千瓦時，和目前執行的電價相當。一旦電價下調，這些地區就不再具備開發條件，“十三五”風電規劃目標便無法完成，最終影響2020年15%非化石能源目標的實現。
　　
　　海上風電仍處于發展初期，需要更多鼓勵。海上風電是風電技術進步的助推器，而且海上風電靠近負荷中心的有利條件，更讓其成為我國風電開發不可忽略的重要組成部分。而且海上風電的發展還可以帶動相關的海洋工程裝備，促進我國海洋經濟開發進程。但是，海上風電開發風險較高，我國的海上風電開發尚處于起步階段。從目前海上風電開發的情況看，在潮間帶0.75元/kWh和0.85元/kWh的現行電價下，海上風電建設積極性仍未調動起來。截至2016年9月底，納入2014-2016年海上風電開發建設方案的項目僅有4個建成投產、裝機容量21.17萬千瓦，占比僅有2%。即使算上核準在建的8個項目，裝機容量共226.37萬千瓦，也僅占方案確定總容量的21%。此時調整電價，將進一步導致開發積極性下降，影響海上風電發展。此外，由于缺少項目建設和運行的相關成本數據，也不利于進一步厘清海上風電的真實成本，無法為未來的海上風電電價調整提供客觀依據。
　　
　　第三，當前不是下調電價的合適時機。
　　
　　近年來，棄風限電和補貼拖欠已經成為我國風電產業發展的最大制約。盡管國家有關部門積極協調、多措并舉，但短期內很難取得突破性進展。2016年上半年，全國風電棄風電量323億千瓦時，同比增加148億千瓦時；平均棄風率21%，同比上升6個百分點。截至2016年上半年，可再生能源補貼缺口累計高達550億元。隨著第六批可再生能源電價補貼的發放，仍存在約300億元的補貼缺口。在棄風限電形勢愈加嚴峻、補貼拖欠尚未改善的情況下，貿然下調風電標桿上網電價無異于雪上加霜。
　　
　　第四，電價調整應轉變對補貼過高的認識。
　　
　　風電電價的確比煤電電價高，但煤電價格并未體現其環境污染及因環境污染帶來的民眾健康等隱性成本。如果把這些隱性成本包括在內，煤電價格將增加1-2倍，立刻失去競爭力。
　　
　　可再生能源的補貼其實是對其環境經濟效益的補償。煤電除了環境成本沒有計算之外，也在享受國家的大量補貼。煤電的脫硫、脫銷、除塵分別補貼0.015、0.01、0.002元/千瓦時，三項共計0.027元/千瓦時。2015年我國煤電全口徑發電量為4.23萬億千瓦時，粗略估算2015年對煤電補貼1142億元，而2015年度風電和光伏的補貼僅有500多億元，金額遠小于對煤電的補貼。
　　
　　相關建議：
　　
　　風電等可再生能源發展是我國兌現國際承諾、實現國內綠色低碳發展的最重要手段，電價政策的調整要以能保障風電產業的健康持續發展作為出發點，從多個角度把賬算清楚，并且要以徹底解決棄光限電和補貼拖欠為前提。具體建議如下：
　　
　　一、維持現行陸上和海上風電標桿上網電價不變。綜合行業發展趨勢以及相關企業的建議，為保持政府公信力，維持政策穩定性，確保風電行業合理的發展速度與規模，建議陸上風電仍維持2015年確定的標桿上網電價不變。海上風電標桿上網電價等待近期開發建設方案中的項目建設完成，并積累相關數據之后再研究電價調整方案。同時，為推動能源市場化改革，促進風電行業技術和管理水平提升，建議2019年后根據風電技術發展趨勢，適時穩步下調風電標桿上網電價，引導企業進行技術和管理創新，最終實現風電用戶側平價上網。
　　
　　二、減少煤電脫硫脫硝和除塵補貼，彌補可再生能源發展基金缺口。正如前文所言，煤炭等化石能源的使用造成霧霾日益加劇，溫室氣體排放不斷增加，全社會的環境負擔日益加重，但是當前的化石能源價格體系不僅沒有體現其真實的環境成本，還存在不合理的化石能源使用補貼。例如，燃煤火電廠一邊排放對環境有害的二氧化硫、氮氧化物和粉塵等污染物，一邊卻拿著脫硫脫硝除塵補貼。建議取消煤電的脫硫脫硝和除塵補貼，還原煤炭發電的真實成本，并從中拿出一部分納入可再生能源發展基金，解決補貼資金不足的問題。
　　
　　三、加快落實可再生能源發展目標約束和考核制度
　　
　　目前，我國已經把應對氣候變化納入國民經濟和社會發展規劃，并明確提出要大力發展可再生能源。2016年3月，國家能源局提出“建立可再生能源開發利用目標引導制度”，以保障2020年非化石能源占比目標的實現。建議進一步加強對各地方政府可再生能源發展目標落實的約束，嚴肅考核，在能源規劃、建設、運行中統籌可再生能源的發展。
　　
　　四、用市場化手段積極推進可再生能源補貼方式改革。國際成功經驗表明，綠色電力證書（綠證）交易是一種市場化的可再生能源電力補貼機制。綠證作為一種可交易、能兌現為貨幣的憑證，是對可再生能源發電方式予以確認的一種指標。它既可以作為可再生能源發電的計量工具，也可以作為一種轉讓可再生能源的環境效益等正外部性所有權的交易工具。推行綠色電力證書交易，是促進可再生能源產業可持續健康發展的有效途徑之一。另外，要求煤電企業購買綠色證書，也能推動煤電外部成本內部化，進而提高可再生能源的市場競爭力。