21世纪经济报道记者获悉，近日国家发改委价格司召开“陆上风电价格座谈会”，通报调价设想方案，将风电四类资源区标杆电价从目前的0.51、0.54、0.58、0.61元/千瓦时，调整为0.47、0.5、0.54、0.59元/千瓦时。并在此调整基础上区别对待，将福建 、云南 、山西三省电价由0.59元/千瓦时调整为0.54元/千瓦时；将吉林 、黑龙江省电价统一调整为0.54元/千瓦时。

　　上述电价调整设想方案只针对2015年6月30日后投产项目，此前建设的风电场仍执行“老电价”。

　　业内人士告诉21世纪经济报道记者，此次调整方案并非最终定稿，目前处于征求意见阶段。

　　与前两次价格调整评估相比，此次拟降价幅度更大，最高地区降幅达到11%，风电业界倍感压力山大。据悉，在“陆上风电价格座谈会”上五大电力集团和一些地方物价部门表示不同意见。

　　业内预测，如最终政策按照现有方案出台，则会造成风电龙头微利、多数企业亏损的状况。有风电业人士建议，价格调整是大势所趋，但应在详细调研的基础上进行，不宜主要考量龙头企业的经营业绩。

　　拟降价最高降幅达11%

　　这已经不是国家主管部门第一次释放降低风电上网电价的政策信号了。

　　一年前，国家发改委价格司和国家能源局新能源司召开风电企业座谈会，重新评估风电电价。而在2012年，国家发改委能源研究所亦做过类似的价格评估。

　　据悉，目前执行的是2009年发布的风力发电上网电价政策。当年7月，国家发改委价格司发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，分别为0.51元、0.54元、0.58元和0.61元/千瓦时，中国自此结束了“招标、核准”的风电电价确定模式，进入了标杆电价时代。

　　在政策出台的同时，发改委价格司明确每隔一段时期重新评估电价并调整，最终与常规能源接轨。

　　21世纪经济报道记者获悉，近日，国家发改委组织了第三次关于风电电价调整的座谈会并通报了设想方案，拟将风电四类资源区标杆电价从目前的0.51、0.54、0.58、0.61元/千瓦时，调整为0.47、0.5、0.54、0.59元/千瓦时。

　　风资源相对优良的前三类地区降价幅度最大为0.04元/千瓦时。其中Ⅰ类风资源区降幅7.8%；Ⅱ类风资源区降幅7.4%；Ⅲ类风资源区降幅6.9%；Ⅳ类风资源区电价下调0.02元/千瓦时，降幅3.3%。

　　据悉，在电价调整基础上区别对待，将福建、云南、山西三省电价由0.59元/千瓦时调整为0.54元/千瓦时，；将吉林、黑龙江省电价统一调整为0.54元/千瓦时。

　　上述五省及部分地区降幅更大。其中，福建、云南、山西下降幅度为8.5%；吉林、黑龙江下降幅度则分地区有所不同，其中，吉林白城市、松原市，黑龙江省鸡西市、双鸭山市、七台河市、绥芬河市、宜春市、大兴安岭地区从0.58元/千瓦时下降至0.54元/千瓦时，降幅6.9%，其余地区电价从0.61元/千瓦时下降至0.54元/千瓦时，降幅高达11.5%。

　　出于种种原因，2012年和2013年的两次评估并未出台相应的价格调整政策，风电业界人士也大多认为不会立即调价，然而，最近的一次价格调整预期却异常强烈。

　　业内人士透露，前两次调价评估的出发点是风电机组价格下降和可再生能源发展基金缺口扩大。

　　据悉，2009年《关于完善风力发电上网电价政策的通知》发布之时，中国风电机组平均售价为7000元/千瓦时左右，2012年、2013年降至4000元/千瓦时，个别企业还曾报出3800元/千瓦时的低价。与此同时，可再生能源发展基金缺口据称扩大至200亿元。

　　同时，风电企业利润开始回升。

　　2014年中报显示，风电龙头企业的销售收入和利润有所上升，如整机制造商金风科技上半年收入44.71亿元，同比增长37.74%，利润3.31亿元，同比增长256.8%；风力发电商龙源电力上半年风电售电和其他收入56.1亿元，同比增长9.6%。

　　加之今年3月5日，国家发改委在《关于2013年国民经济和社会发展计划执行情况与2014年国民经济和社会发展计划草案的报告》中提出，要继续进行资源性产品等价格改革，将“适时调整风电上网价格”放在首位。业界对风电电价调整的预期较为强烈。

　　产业链或现连锁反应

　　“电价降低这么多，还以为2分钱呢。”一位风电企业人士说。据21世纪经济报道记者了解，风电业界普遍认为此次方案降价幅度过大。

　　据悉，在“陆上风电价格座谈会”上五大电力集团和一些地方物价部门表示反对。

　　以风电发电龙头龙源电力为例，2014年上半年，龙源电力风电发电量116.24亿千瓦时，按照拟调整方案最高降价0.07元/千瓦时、最低降价0.04元/千瓦时，取中位数0.055元/千瓦时计算，则风电收入减少6.4亿元，但龙源电力上半年所有业务加起来(该公司的收入还包括火电等其他产业)归属股东净利润为13.65亿元。

　　有业内人士估算，按照各风资源区的投资和对应的等效小时数测算，风电上网电价每降低1%，则收益率大概降低1%，并且收益率越高的地区降幅越大。

　　21世纪经济报道记者以此推算，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类风资源区降幅分别为7.8%、7.4%、6.9%、3.3%。除通常情况外，福建、云南、山西降幅8.5%，吉林、黑龙江除被列为Ⅲ类资源区的城市、地区外，降幅最高达到11.5%。

　　业内人士预测，降价的后果是龙头企业保本微利，而大多数企业会陷入亏损。如果主要以风电龙头企业的业绩作为调低电价的依据，恐有失偏颇。

　　即使风电产业自去年开始复苏，但大唐新能源仍处于亏损，该公司2014年上半年风电电量50.52亿千瓦时，同比下降9.07%，亏损1440万元，比去年同期利润减少106.23%。

　　整机商明阳风电的收入及利润与龙头金风科技相比明显逊色，公司2014年第二季度总营收9.356亿元，同比增长74.1%，毛利润1.235亿元。

　　风电整机制造商华锐风电尚未扭亏，中报显示，2014年上半年公司营业总收入20.51亿元，同比增长47.7%，净利润-28568万元，同比减亏37.6%。

　　事实上，即使以风电龙头的业绩作为调价依据也需按业务分类计算。

　　金风科技的收入和利润并非全部来自风电机组的销售，该公司包括三个收入板块，分别为风电机组销售、风电服务和风电场投资、开发、销售，今年上半年后两项收入合计7.6亿余元，占总收入比例为17.1%，其中，风电场开发、投资与销售收入同比增长193.48%，高于风电机组销售。

　　业内预测，风电电价调整或将发生产业链的连锁反应。

　　“按照中国目前的商业规则，发电商收入下降，必定会传导至整机商和零部件商。”一位不愿透露姓名的风电人士称。

　　此外，由于拟调价方案限定于2015年6月30日后投产的项目，预计在此日期之前，风电开发企业或将在规划电网线路附近抢装风电场。

　　风电业界普遍认为，调整风电上网电价是大势所趋，但应在详细调研及解决不合理限制因素后进行。

　　去年9月，中国风能协会秘书长秦海岩发文罗列风电面临的现状，“一是弃风限电导致开发商损失严重；二是可再生能源附加资金下发严重滞后，企业现金流紧张；三是CDM业务收益严重收缩，甚至有出现坏账的风险。”

　　此外，业内人士认为，即使以今年风电企业业绩评估，亦应从全行业多家企业出发，而不能主要考量龙头企业。