2015年1月7日，國家發改委價格司終于出臺了風電標桿上網電價的文件，懸空兩年的靴子終于落地。發改委正式下發了陸上風電電價調整方案，將第I 類、II 類和III 類資源區風電標桿上網電價每千瓦時降低2 分錢，調整后的標桿上網電價分別為每千瓦時0.49 元、0.52 元、0.56 元;第IV 類資源區風電標桿上網電價維持現行每千瓦時0.61 元不變。網上流傳的文件中沒有提及資源區劃分調整事宜，但有可能將福建、云南、山西由Ⅳ類資源區調到III 類，吉林、黑龍江省統一調整Ⅲ類資源區。
　　消息一出，大家全都松了一口氣，電價調整從2012年末開始討論，到正式出臺，經過了多重博弈。究竟這個消息是利好，還是利空，各說各話。
　　首先值得表揚的是，這次發改委給政策過渡期留出了一年時間，不再搞突然襲擊，是個進步。風電市場不同于光伏等其他可再生能源，開發商集中度很高，80%的項目集中在大型國企手里。因此，相信這些企業對于標桿電價下調都已經做好準備，并與價格司有過溝通。短期來講，我們認為是利好，因為各家即將展開搶裝工作，務必爭取2016年1月1日前拿到原來的電價。中期來看，風電的投資利潤率無疑將下降，繼續降低風電投資開發的市場競爭力。我們所指的風電競爭力下降是指風電吸引投資的能力有所下降，風電設備下降帶來的成本節約，被土地、人工費用等其他因素上漲而吃掉。證券市場的分析師測算，電價平均降低2 分錢，項目的資本金IRR 將降低2-3個百分點左右，下降還是比較明顯。國有企業對于投資回報率的考核非常嚴格，風電一直徘徊在基準線附近。特別是國有企業在做項目可行性分析時非常保守，都用最差模型來做，因此風電一旦投資回報下滑，企業要么從自身發掘成本潛力、要么項目將無法獲得內部批準。在資本市場，只有比較優勢而沒有絕對優勢，風電面臨與火電同等的競爭環境，火電的回報大家都是可以看到的，因此中期來看風電的競爭力將進一步下降。長期看來，這次降價無疑繼續推動了可再生能源的平價化，而且能夠穩定電價3年左右，這是一個必經的過程。
　　從長遠來看，未來風電市場的變化將受到以下影響：
　　第一，風電開發內部潛力的挖掘，其中包括運維、風資源預測等軟環境的建設。由于設備廠商產能過剩導致的惡性競爭造就了風電運維市場一直處于扭曲狀態，無論是因為風機質量差無法出質保，還是不平等條約無法出質保，現在的運維成本很大一部分還是制造商來承擔。但這不是長期的商業模式，根據中國可再生能源學會風能專業委員會的統計數據顯示，截至2013年12月31日，中國并網運行的風電機組已達6.2萬臺，其中2012年以前安裝的機組約有4.6萬臺，有將近3.4萬臺機組中的質保金被押，涉及金額超過200億元。如何在電價下降后消化這些成本，是對所有開發商的挑戰。
　　第二，配額制的出臺。配額制也已經喊了十年，這次也終于有點出臺苗頭了。如果能夠出臺，各地政府將更加積極的促進可再生能源在當地的發展，風電作為可再生能源主力，將得到更多的支持。
　　第三，電力市場的改革。電力市場的改革對于風電等可再生能源來說，機會大于挑戰。可再生能源后期沒有燃料成本的，一旦競價上網，優勢非常明顯。這點在國外競價市場上，已經出現風電拉低電價的趨勢。另外，困擾風電最大的一個問題就是棄風限電，原因眾多這里不做贅述，因此期待靈活的電力市場發揮更有效的資源配置能力，讓風電可以獲得更多的機會。
　　風電價改之憂思
　　2014年12月31日，《關于適當調整陸上風電標桿上網電價的通知》一出，給風電投資企業第一感覺就是：狼真的來了!那么，如此價改之后，風電將何去何從?業內出現更多的是擔心和憂慮。
　　據稱發改委下調電價的核心原因主要是：風機銷售均價大幅下滑。有的風機產品售價已達到20%的下調幅度，因此，風電投資企業內部權益回報率升到了10%以上;而且，今明兩年國家可再生能源資金或出現短缺。就像發改委在2014年初所提的那樣：調價是“為合理引導風電投資，促進風電產業健康有序發展，提高國家可再生能源電價附加資金補貼效率。”
　　的確，2014年初，我們看到：2013年，全國風電利用小時2080小時，同比增加 151小時。國電龍源、華能新能源、大唐新能源等風電投資企業的2013年利潤均大幅上升。但只要細心看一下財務報表，我們不難發現：CDM收入雖比上年有所減少，但仍高達數千萬元;多年積累的政策性退稅，也給各公司帶來暫時的高額利潤。正是這兩項不確定性收入的增加，才使得公司內部權益回報率升到了10%以上。有人根據主要風電投資公司情況進行了測算：項目內部收益率為10.77%，前10年平均凈資產收益率7.43%，略高于銀行貸款利率。針對主要投資商的現有項目，如果降價0.02元/度，項目資本金內部收益率將從10.77%下降到9.21%，項目前十年平均凈資產收益率將從7.43%降至5.79%，分別下降了1.56個百分點和1.64個百分點，即電價每下調1分錢，上述兩項指標就分別下降0.78和0.82個百分點。一部分項目凈資產收益率將低于銀行基準利率，意味著這部分風電項目將不具備投資價值。請大家不要忘記：前10年收益率中包括不確定因素的CDM收入和退稅收入。但是，目前的情況是：隨著幾輪國際氣候大會的商談無疾而終，國際上的CDM收入已經不復存在，國內有效的碳交易機制尚未建立，配額制尚未實施，2014年以后風電投資企業將不會再有相關收入。因此，我們不難看出，風電投資企業的盈利能力十分有限，多數企業的盈利也就靠這2分錢。第二，隨著風電開發的深入，施工條件好、工程造價低的風電場已經越來越少，工程造價呈逐年上升趨勢，與風機價格下降恰恰相反，況且近兩年風機價格已經開始觸底反彈，而8000元/千瓦左右的造價僅僅是風電場造價的最低點，后續將逐步呈上升趨勢。第三，風電場運維出質保后，大設備的損壞幾率增加，動輒幾百萬元，給一個5萬裝機風電場僅僅1000萬元左右的利潤帶來巨大的沖擊。第四，棄風限電現象在部分地區仍未解決，利用小時仍很難達到設計值，這些地區風電場運營仍處在艱難維系階段。第五，部分省份仍在依靠省內補貼維系風電投資企業的生存，國家下調風電電價后，對地方政府是個示范作用，省內補貼將逐漸被取消，對于這些地區的風投企業來說將是雪上加霜。第六，關于可再生能源基金問題，2013年風電電量在整個電力結構中的占比僅為2.5%，火電雖然數次下調電價，各大集團的利潤來源仍主要是火電，況且其投資的積極性目前仍在火電，如果僅僅是基金不夠用而限制清潔能源的發展，似乎沒有道理和必要。
　　2014年適逢農歷閏9月，全國大部地區冷空氣來得晚，全年呈現弱風年，利用小時遠低于往年平均水平，僅1-9月，全國風電平均利用小時數1336小時，同比減少196小時。30個省(市、區)中，只有江蘇和云南呈正增長，另外28個省(市、區)對風電利用小時數出現負增長。2013年出現大幅盈利的情況不復存在，甚至很多企業已經出現虧損。
　　由于風電企業的投資回收率偏低，各大集團公司已經明顯放慢了風電已核準項目的開工率，部分集團公司內部有核準后的幾百萬風電場不準許開工建設，已明確反映出風電投資的后勁不足。因此，風電電價的調整讓我們非常擔憂。