国家日前发布《关于适当调整陆上风电价格政策的通知》，进一步完善陆上风电价格政策，其中包括适当控制降价幅度，差别化调整各资源区电价水平。
    据介绍，一是调整风电标杆上网价格。第I类、II类和III类资源区风电标杆价格每千瓦时降低2分钱，第IV类资源区标杆价格维持现行水平不变。调整后的四类资源区风电标杆价格分别为每千瓦时0.49元、0.52元、0.56元和0.61元。二是鼓励通过招标等竞争方式确定业主和上网电价，充分发挥市场配置资源的决定性作用。

部分地区渐失投资价值

在电价发布的那一刻，发电集团即开始计算利润下降的幅度。据中国风能协会观察，部分地区将失去投资价值，而某些第Ⅳ类风资源区会迎来快速发展局面。

根据主要风力发电集团年度报告的数据，中国风电平均每年运行1903小时，平均含税电价0.568元/千瓦时，陆上风电平均使用周期为20年，以资本金20%、银行贷款80%、贷款期限15年、贷款利率7.2%测算，在电价调整前，各发电集团投资风电场的内部收益率为10.77%，其中，前十年的净收益率为7.43%，略高于银行贷款利率。

如果降价0.02元/千瓦时，则内部收益率从10.77%降至9.21%，资产净收益率从7.43%下降至5.79%。分别降低了1.56和1.64个百分点。

北京某知名信息咨询公司的计算更加细化，其分别测算了降价对第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风资源区的影响。发现其中部分地区的收益率将低于银行贷款利率，这意味着，部分风电项目可能将不再具有投资价值。

海上风电价格出台发展提速

然而，相对于陆上风电的沉寂，海上风电却在提速，尽管海上风电装机仍然赶不上规划进度，但海上风电上网电价的出台，无疑是一针强心剂，强有力地刺激海上风电的发展。

2014年的风电发展，海上风电是一大亮点：6月5日，国家出台《关于海上风电上网电价政策的通知》，确定了2017年以前投运的非招标的海上风电项目上网电价，提出鼓励通过特许权招标等市场竞争方式确定海上风电项目开发业主和上网电价。

通知规定，对非招标的海上风电项目，区分潮间带风电和近海风电两种类型确定上网电价。2017年以前投运的潮间带风电项目含税上网电价为每千瓦时0.75元，近海风电项目含税上网电价为每千瓦时0.85元。2017年及以后投运的海上风电项目，将根据海上风电技术进步和项目建设成本变化，结合特许权招投标情况另行研究制定上网电价政策。

好消息还在传来，2014年12月12日，国家发布《全国海上风电开发建设方案(2014—2016)》，44个海上风电项目列入开发建设，总容量达1053万千瓦。并明确，列入开发建设方案的项目视同列入核准计划，应在有效期(2年)内核准。在有效期内尚未完成核准的项目须说明原因，重新申报纳入开发建设方案。对于今后具备条件需纳入开发建设方案的新项目，待开发建设方案滚动调整时一并纳入。

可见，海上风电标杆电价的出台，在一定程度上解决了海上风电发展的部分瓶颈问题，部分已招标或正在进行前期工作、已获批准的项目将加速推进。

海上风电标杆电价的出台将对2014年至2016年3年间的海上风电发展起到重要推动作用。这一时间段是大规模海上风电成本与电价水平的实际摸索阶段，意味着到2017年会有一个更加客观合理的电价政策。

截至2013年底，获得国家或省能源主管部门同意推进前期工作的项目共计17个，主要分布在江苏、河北、福建、广东、海南、上海、浙江等地区，总装机容量为410万千瓦。

但海上风电开发面临成本高，风险大的问题，各地海上风电场风能资源、建设条件、离岸距离、造价水平和风电开发建设成本不同。为此，明确上网电价有利于各主要能源投资集团评估项目风险，实质性地推进海上风电开发建设。