今年9月，國家發改委價格司召開座談會下調風電價格。從征求意見開始至今，價格下調的負面效應已經開始波及風電行業，風電上市公司市值均有不同程度下降。

　　調價初步方案是，將Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類、Ⅳ類資源區標桿電價分別從0.51、0.54、0.58、0.61元/千瓦時，下調為0.47、0.5、0.54、0.59元/千瓦時。本次電價調整只適用于2015年6月30日之后投產的風電項目，在此之前核準、并網項目標桿電價不變。

　　21世紀經濟報道記者獲悉，為避免低電價帶來利潤損失，一些風電企業已經按照“6月30日”的時限安排投資，加緊開展風電項目的前期工作，盡快上報項目。同期，風電企業、行業協會也通過不同方式表達訴求。

　　龍源電力總經理李恩儀10月18日表示，目前我國風電仍處于爬坡階段，產業發展不成熟。我國風電上網電價在世界范圍屬于偏低水平，需要繼續加大對風電產業的政策支持力度，保證風電正常合理的盈利水平，增強產業投資開發信心。

　　中國可再生能源學會風能專委會秘書長秦海巖認為：“我國風電電價尚不具備調整條件。此時下調電價，將影響投資信心，危及2020年非化石能源占比15%目標的實現。”

　　龍源電力總經理李恩儀認為，我國風電發展深度有待進一步提高，風電盈利能力仍比較脆弱，風電設備制造業存在重產能輕質量問題。

　　從上網電價看，在世界范圍屬于偏低水平。據統計2013年各主要國家風電上網價格（不含稅）按人民幣折算，日本是1.4元/千瓦時；意大利、 英國、加拿大、美國東部位于0.8～1元/千瓦時之間，德國、法國、丹麥是0.6～0.8元/千瓦時，南非是0.5～0.7元/千瓦時。而我國四個類別風能資源區平均上網電價（不含稅）約為0.5元/千瓦時，整體偏低。

　　受到限電、國際碳交易（CDM）低迷等因素的影響，風電行業整體處于微利狀態，在限電嚴重的“三北”地區很多風電項目已經出現虧損。“今年三季度以來，由于受到限電和風資源下降的雙重影響，全國風電虧損面高達50%以上。”李恩儀說。

　　從未來趨勢看，隨著優質風電資源越來越少，收益水平也會自然降低，而且近年來地方各級政府、利益各方期望值普遍較高，各項補償、繳費等項目開發成本不斷攀升。與此同時，施工費用、融資成本呈明顯上升趨勢，再加之未來幾年風電機組大規模出質保期，運行維護成本將大幅增加。這些因素將使風電盈利能力變得更加脆弱。

　　李恩儀建議，國家調動社會各方發展風電積極性，建立能源主管部門與風電開發涉及環保、林業、海洋等相關部門的綜合協調機制。加快推出可再生能源配額制，明確地方政府、電網企業和發電企業的職責，從機制上推動風電發展目標的完成。

　　秦海巖認為，目前下調電價長遠看是對整個風電產業的打擊。短期看，政策的突變必然引發一輪“搶裝潮”，忽快忽慢的節奏必然引發產業鏈上下游的震蕩，倉促上馬的項目客觀上將埋下安全隱患。

　　根據他的測算，在風電場分布最為集中的在Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區，在棄風限電嚴重的情況下，目前執行的標桿上網電價低于實際所需電價，風電項目處于虧損狀態。

　　在目前的風資源和上網條件下，度電價格每下降0.01元，資本金內部收益率就下降一個百分點左右。如果Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區電價分別下調0.04元/千瓦時，則其資本金內部收益率都將降低到7%以下，項目不再具有經濟開發價值。

　　2012年全國平均棄風比例達17%，Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區棄風率分別在21.36%、 23.89%和16.91%，實際年利用滿負荷小時數分別降為1950、1850和1800。按最保守測算顯示，為保證8%的資金內部收益率，這三類資源區風電場所需上網電價分別為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，高于目前執行的標桿電價。

　　長策智庫電力中心主任胡軍峰認為，目前行業內部糾結于是否下調上網電價，財政補貼采用什么標準。從長遠看，固定的電價并不可取，財政補貼規模越來越高，短期內可以執行，但長期不可持續。說到底，應該建立基于市場的風電定價機制和管理方式，才有利于行業持續穩定發展。

　　概而言之，政府主管部門應該從管電價、管裝機、管發電小時數中抽身，積極推動可再生能源配額制的實施，通過法律法規確定電力消費中風電所占的份額，促進電網企業并網和地方消納。風電企業應該擺脫依靠財政補貼才能生存的狀況，風電上網電價在市場交易中自由定價。