据悉，在“陆上风电价格座谈会”上，五大电力集团均提出反对意见，认为变动太大，降低投资积极性；参会部分省物价局人士也表示反对。
尴尬：企业协会“寸步不让”
“下调2-5分钱，黑龙江的部分项目甚至下降7分钱，幅度难以接受。”一位不愿具名的风电企业负责人告诉本报记者，“电价每千瓦时下调1分钱，风电场净资产回报率就会降低1个百分点，所以我们对这个政策肯定持反对意见。”
而另一位地方风电企业人士也告诉本报记者，如果新政实行，风电抢装的现象必然出现，“风电设备一旦供不应求，恶性抬价的情况就有可能出现。”
据企业人士反映，现在风电实际建设过程中还存在很多问题：比如风电项目建设工程造价、风电场征地成本等持续上涨，各地风电项目用于水土保持、环境评价、检测验收和资源附加费等投入不断增加。此外，很多风电设备质量问题堪忧，设备实际经营期还未开始。
中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩告诉本报记者，风电电价应综合考虑项目建设地区、风能资源、工程建设投资以及并网消纳情况，在科学测算项目成本的基础上做出合理调整。在他看来，当前风电电价下调的时机仍未成熟。
据秦海岩介绍，我国风电发展2020年的目标是2亿千瓦，按照这个目标测算，每年我国新增的风电装机容量应在2000万千瓦左右。“按照现行的电价政策这一目标都不一定能完成，风电降价之后，目标更不可能实现了。”
多位业内人士表示，与调整风电电价政策相比，国家政府部门应该更重视解决“弃风限电”问题。近两年，我国风电弃风都在150亿度以上。据中国风能协会测算，按2012年平均水平，在风电场分布最为集中的在Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区，在弃风限电严重的情况下，目前执行的标杆上网电价低于实际所需电价，不能保证8%的资本金内部收益率，风电项目处于亏损状态。
“如果非要调整，一定要以解决‘弃风限电’问题为前提，一种方案是制定具体措施，落实可再生能源法中的规定，对弃风限电造成的损失予以赔偿。第二种解决方案是在保障上网电量的基础上采取分段电价的方式，即在满负荷小时数2000小时内的上网电量执行现在的风电电价，2000小时之外的上网电量执行所在地区脱硫标杆电价。”秦海岩说。
