实施了6年的风力发电招标定价方式将被标杆上网电价政策取代。日前，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，全国将分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价，四类资源区风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。
国家发改委能源研究所有关专家表示，由于目前各地风电进入大规模建设阶段，采用标杆电价取代招标定价的方式有利于提高效率，降低相关投入，同时提振风电市场的投资信心。
分析人士认为，标杆电价政策利于提高风电厂的盈利空间，同时有望改变目前国内的风电厂基本都是大型电力集团“跑马圈地”的局面，众多民营资本、外资有望加盟风电市场，促使投资主体向多元化趋势发展,该政策也有望成为风电行业整合的“催化剂”。
吸引民营、外资加盟
《通知》规定，今后新建陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价，海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。同时规定，继续实行风电费用分摊制度，风电上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。
分析人士认为，风电上网实行标杆电价，将避免低价中标、恶性竞争现象，依据标杆电价第一时间核算出风电厂的盈利状况可避免盲目投资，风电厂的盈利空间将提升；同时，能够为投资者提供明确的投资预期，鼓励开发优质资源，限制开发劣质资源。
长城证券研究员张霖认为，风电厂每度电成本为0.43-0.53元/kWh，加上风电厂每度电0.1元左右的CDM收入，风电厂运营主体将能够获得合理盈利水平，随着风机成本不断下降，风电运营商的盈利空间将提升。
风电开发回报的确定有利于吸引民营资本和外资的进入。一位CDM项目中间商告诉中国证券报记者，实施风电标杆电价政策也将有利于CDM项目的实施，避免了此前各地招标导致电价难以确定对CDM项目落实产生的影响。
此前，记者了解到，国内外的风投机构对我国的风电行业前景看好，但只选择拥有核心技术的风电设备商投资，不敢对风电运营商投资，原因是投资收益率太低。而国内不少风电厂由于上网电价政策未理顺，一直处于亏损状态，让民营资本提不起积极性，这也一定程度上造成了国内的风电开发基本被大型国企“包揽”的现象。分析人士认为，随着民营和外资的尝试加盟，风电开发格局有望被改变。
大型风机设备商将受益
目前，我国的风电上网电价采取的是招标定价、政府定价两种并行的定价机制。2003年，我国第一次风电特许权招标举行，中标上网电价在0.4元－0.5元左右。分析人士担忧，让标杆电价替代招标电价，定价机制中的市场化因素基本被抹掉了，可能不利于行业正常的竞争。
对此，长城证券研究员周涛认为，特许权招标对于摸清行业成本、发挥规模化生产效应是有益的，但对于风电这样还比较幼稚的行业来说，过于市场化的定价机制不利于行业的长期持续发展。
记者发现，从近几期的招标电价结果来看，国家发改委确定的标杆电价与招标电价相差并不大。分析人士认为，目前确定的风电上网电价并不算低，对运营商来说基本可以实现不亏损，随着设备价格的不断下降，未来风电开发这一块有望实现整体性盈利。
对于风电设备商来说，尽管下游风电运营商的盈利能力的改善是上游设备商生存的关键，但毋庸置疑，风电设备商未来将面临更加激烈的竞争。张霖认为，未来看好规模较大、产品质量稳定的龙头风机设备商的发展空间，因为低风机成本才能在竞争中存活，例如华锐风电、东汽、湘电等龙头公司。
