“據說，國家要重新評估風電補貼標準了。”幾家風電開發企業高管憂心忡忡地對記者說。

2009年7月24日，國家發改委發布《關于完善風力發電上網電價政策的通知》，在此前5次風電特許權招標摸底的基礎上，按照風資源區域確定了每千瓦時0.51元、0.54 元、0.58 元和0.61元的四檔風電上網標桿電價。在各省脫硫燃煤機組上網電價的基礎上，按此標準補貼風電。

四年來，風電產業規模超6000萬千瓦，躍居世界第一，風電設備價格也從每千瓦8000元降至目前的不到4000元。補貼隨風電產業發展變化而動態調整理應無可厚非，但這一消息卻“一石激起千層浪”，引發業內的激烈討論。

降補貼恐成“壓倒駱駝的最后一根稻草”

“2009年CDM市場非常好，CDM收益占企業利潤來源一半以上。每噸二氧化碳減排量能賣10-12歐元，折合每度電近一毛錢。眼下CDM市場不景氣，收益折合到每度電甚至不足一分錢。”一企業財務負責人表示，這對企業盈利能力有極大影響。

此外，新項目開發成本大幅提高。一家風企副總工告訴記者，風電開發從2011年開始大舉南下，南方的地價高、地質復雜，建設運輸成本高，最重要的是風資源條件差，6米/秒以上的風很少，有的項目僅僅是2-3萬千瓦，規模小自然經濟性差。“我們之所以現在一些新項目微利也硬著頭皮做，就是等待行業的大環境能好起來。”他無奈地說。

“主機每千瓦的造價確實每年都降，但其他固定成本投資都是走高的。特別是隨著低電壓穿越、無功調節、功率預測等并網新技術規定的出臺，風電企業需加大投資成本。”一位不愿具名的企業財務總監說，“過去的老項目，都是按照當時的電價測算20年生命周期成本，如今行程過半，若降低補貼，對老項目來說是不公平的。技術進步帶來成本下降受益了新項目，老項目的成本依然很高，且運維成本隨時間不斷增加。”

讓企業最頭痛的莫過于棄風限電。從2009年開始，棄風限電形勢逐年加劇，去年因各種原因疊加全國棄風限電200億度，這就意味著開發企業100億元的收入白白隨風而逝。“你想想，還有很多過去的補貼依然沒有兌現，地方稅收優惠陸續取消，如果再調低補貼，風電產業幾乎沒有生存空間了。”一企業高管苦中作樂說，“我看，要是調整補貼，那就給我們調高點吧。”

補貼目的應是促進產業良性發展

一些業內專家認為，補貼標準確實應根據產業發展實際進行調整，但目的應是促進產業的良性健康發展。

“三北地區限電嚴重，2011年國家能源局提出風電產業向中東部轉移。戰略轉移通過補貼來促進，會起到更好的效果。”一位行業資深專家說，新疆的風電標桿電價是0.51元和0.58元，當地脫硫燃煤機組火電電價是0.25元，國家每度電補貼0.26-0.33元。廣東的風電標桿電價是0.61元，當地火電上網電價0.521元，國家補貼才0.089元。“既然鼓勵中東部近負荷地區開發低風速風電，且企業又有實際困難，不妨把西部的補貼力度調到東部，一定會促進中東部加速發展。”

同理，光伏發展也需要合理的補貼調節。西部大型光伏電站1元的標桿電價，需要國家補貼0.6元左右，且遠距離送電。而分布式光伏的主戰場在中東部，據稱補貼將定為0.42元，被認為偏低難以真正啟動市場。

“過去，風電和光伏的補貼都是唯資源論，現在看已經過時了。西部風場和大型光伏電站補貼金額高、且需要遠距離外送，經濟性差。為什么不以補貼為經濟杠桿，刺激中東部風光產業發展，就近拿到電量呢?”一位業內人士稱。

提高補貼效率是關鍵

調整可再生能源補貼并非空穴來風，也不是四年來的首次提出。

“據說，去年就有調低風電補貼的風聲，但鑒于棄風限電嚴重，后來不了了之。”一位接近發改委人士稱，“今年再提，因有人說棄風有所緩解，且產業發展難題不應由國家補貼解決。深層次的背景可能是國家可再生能源發展基金缺口巨大，通過降補貼為產業降溫，同時減少拖欠。”

但是，業內權威專家認為，可再生能源補貼最根本的原則是，用最少的補貼規模拿到最多的電量，即通過提高補貼效率促產業發展，而不能簡單地搞“一刀切”工程。

“今年上半年棄風限電問題依然嚴重，絕大多數開發企業經營狀況仍不樂觀。如果目前不顧現實情況盲目降低補貼，整個風電產業將陷入全面虧損的境地。”一位資深專家稱，“合理調整西部補貼，提高東部補貼，或許是一種調整的思路和方向，但具體如何操作，需要進行認真科學測算。”