8月1日起，國家發改委最新發布的風電上網標桿電價正式開始實行。根據國家發改委此前發布的《關于完善風力發電上網電價政策的通知》（下稱“《通知》”）中規定：分資源區制定陸上風電標桿上網電價。四類資源區風電標桿電價分別為每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。

　　國家能源局新能源與可再生能源司司長王駿此前在接受《中國能源報》記者專訪時表示，制定這4個價格是經過以往多次招投標歸納出來的結果。從近幾期的招標電價結果來看，國家發改委確定的標桿電價與招標電價相差無幾。

　　提升風電運營商盈利水平

　　“我們剛得到消息，正在組織公司相關部門根據這幾個電價測算我們所建風電場的盈利水平。”中廣核風力發電有限公司相關負責人告訴《中國能源報》記者。

　　中國風能協會秘書長秦海巖對《中國能源報》記者表示，此次發改委立風電上網標桿電價，一方面通過統一按風能資源區定價，改善之前本屬于同一資源區的上網電價卻有差別的局面，減少政府行政審批程序，提高效率。另一方面，對運營商最大的利好是在項目的可研階段就能準確地測算成本，通過已經確定的上網電價和利用小時數倒推建設成本，從而理性采購設備，避免盲目上項目帶來的財務壓力。

　　據了解，目前風電場的建設投資成本平均在8000-10000元/千瓦，按照30%的自有資金投資、等效滿負荷利用小時數1800小時計算，一個5萬千瓦風電場的電價成本為0.43-0.53元/千瓦時，這一成本已經低于發改委的標桿電價。如果考慮到河北、內蒙的風力資源較好，等效滿負荷利用小時數可以達到2500小時，成本便可以降到0.32元/千瓦時。再加上風電場每0.1元/千瓦時左右的CDM收入，風電場的盈利潛力已十分可觀。

　　政策促風電投資更理性

　　《通知》指出，此次制定風電標桿上網電價的依據，是“風能資源狀況和工程建設條件”。對此，秦海巖表示，這表明政府在對待未來風電場的投資建設上，有意引導投資商更注重前期的風能資源狀況及工程建設條件評估，呼喚其更理性地投建風電場項目。

　　“以往是見到有風的地方就圈地建場，現在就必須考慮該地區的風力資源狀況，以及該地區的地貌、所處位置等因素，”秦海巖說，風況不好、位置不佳的地區即使建起風電場，其運營效率和盈利能力也無法保證。綜合這些因素，投資商在開發風電場前期需考慮的一個重要內容就是目前業內普遍關注的風電場微觀選址工作。

　　丹麥維斯塔斯風力技術公司在微觀選址方面有著豐富的經驗，維斯塔斯技術支持總監Thomas Bakke Laursen在此前召開的“中丹風能發展項目——風電場微觀選址專項培訓”活動上對《中國能源報》記者表示，微觀選址的目的是通過有效的風場布置來達到風機產能的最大化，實際上是在風機產能最大化和載荷最小化中選一個平衡點。

　　國家能源局新能源和可再生能源司處長梁志鵬也指出，在把風電產業規模快速做大的同時，要在風電機組的布置、風能規律研究、電網介入以后的運行上做功夫，提高風能資源的利用率。風電場的微觀選址對于風電運營商的盈利至關重要。

　　國電龍源集團下屬風電企業在2008年實現利潤逾5億元，預計今年將達到10億元，在同行業中“一枝獨秀”。該公司工程建設事業部負責人秦凡向《中國能源報》記者介紹，龍源集團在建設每個風電場前，都會對當地的風能資源、建設條件、并網條件和電力市場等因素進行科學的技術論證與評估，進行全面的選址工作，從而保證了后續經營的效益。

　　未來價格還需適時調整

　　以往的風電特許權招標無論是最低價中標和中間價中標模式，都屬于浮動電價政策，是風電產業初期發展的過渡性政策，存在價格戰以及投資主體集中于國有大型能源集團等弊端。對此，眾多業內人士均認為，此番采取國際上普遍采用的上網電價扶持政策，實現了國內風電政策與國際接軌，可以有效消除這些弊端。

　　秦海巖指出，政府此次確定風電上網的標桿電價只是暫時的，未來還需隨著下游風電設備供應商以及風電場建設成本的變化適時進行調整。“就跟現在的成品油定價機制一樣，可以根據市場供需的情況隨時調整價格。目前最重要的是要研究如何使目前的標桿定價從暫時行為轉變為一種固定的長效機制。”秦海巖說。