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風(fēng)電價格主要依靠財政補貼 收回成本至少需10年

2010-08-10 來源:21世紀經(jīng)濟報道 瀏覽數(shù):1520

  對于風(fēng)電場的總投資額度,唐曉卻不愿多談。事實上,不少電力企業(yè)在開發(fā)風(fēng)電場上,建設(shè)和管理方并不是同一支隊伍。“我只負責(zé)運營,并不清楚投入情況。”

  但他仍向記者透露,當(dāng)初向金風(fēng)科技購買風(fēng)機時,每千瓦的價格為1.1萬-1.2萬元。此外,據(jù)可查資料,僅一期工程,京能集團的投資就達到5.8億元。

  “投入較大還有個原因是,官廳風(fēng)電場完全是按照海上風(fēng)電場的標(biāo)準建立的。”唐曉告訴記者,由于風(fēng)場建在水源地,根據(jù)地質(zhì)情況,每臺風(fēng)機都打下個17根樁,深入地下22米,以此保證風(fēng)機“站得更穩(wěn)”。

  不過,他并不認為今后開發(fā)風(fēng)電場的成本會更低。“風(fēng)機的造價會下降,但是好的風(fēng)資源都被圈地完畢。資源不好,收益自然下降,所以風(fēng)電場的投資成本可能上升。”

  入網(wǎng)成本轉(zhuǎn)機

  業(yè)內(nèi)人士介紹,風(fēng)電機組的價格、風(fēng)電場的規(guī)模以及風(fēng)電場的選址決定了最終的投資成本。一般來說,風(fēng)電場的規(guī)模越大,其造價越低;而由于上游產(chǎn)能過剩,風(fēng)機成本也在不斷下降;在風(fēng)電場的土地成本上,地方政府為了獲得外來投資,“基本上是無成本轉(zhuǎn)讓土地”。

  “風(fēng)電場的利潤空間主要在于最終的上網(wǎng)電價收入。”上述業(yè)內(nèi)人士表示,“如果沒有補貼,風(fēng)電盈利遙遙無期。”

  《電價通知》雖有規(guī)定,按照國內(nèi)風(fēng)能資源狀況和工程建設(shè)條件,將全國分為四類風(fēng)能資源區(qū),相應(yīng)制定風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價。四類資源區(qū)的標(biāo)桿電價分別為每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。

  但因為電網(wǎng)需要為風(fēng)電接入和輸送所作出的巨額投資,使得許多地區(qū)的風(fēng)電接入率不佳。

  美銀-美林分析師Angello Chan分析,為純風(fēng)電項目進行上網(wǎng)接入的輸電成本,每度電高達0.28元,是火電輸電成本的2.5倍。加上為風(fēng)電以及其它可再生能源項目配套的調(diào)峰電源裝置,更是所費不菲。

  不過,這樣的矛盾,正在出現(xiàn)轉(zhuǎn)機。

  7月22日,國資委網(wǎng)站消息稱,今年上半年,國家電網(wǎng)累計消納風(fēng)電217億千瓦時,同比增加113%。此外,七個千萬千瓦風(fēng)電基地輸電方案通過評審,也在向行業(yè)相關(guān)者們透露著積極的信號。

  讓企業(yè)們堅定投資風(fēng)電場信心的,還有另外一個原因。今年3月,甘肅省電力公司首創(chuàng)出風(fēng)電“智能管家”——大型風(fēng)電有功智能控制系統(tǒng)。

  “智能系統(tǒng)取代了該地區(qū)風(fēng)力配電中慣用的手動配置,抹掉了過去依靠人手操作的尋租空間。”業(yè)內(nèi)人士分析,過去相鄰的兩個風(fēng)電場,也許裝機容量相同,但電網(wǎng)可以能選擇讓一個風(fēng)電場接入更多的容量,而讓另一個風(fēng)電場只接入很少的容量。

  捕風(fēng)“捉銀”前景

  一個無比龐大的產(chǎn)業(yè)圖景正在展現(xiàn)。

  “能源替代刺激風(fēng)電市場,市場敦促上網(wǎng)補貼價格,價格最終形成利潤”的產(chǎn)業(yè)邏輯毫無意外的在發(fā)揮作用。幾乎每一個投資商都確信,當(dāng)風(fēng)電形成產(chǎn)業(yè)規(guī)模之時,就是利潤源源不斷之際。

  此前,受限于許多地區(qū)的風(fēng)電入網(wǎng)率不佳,國內(nèi)風(fēng)電的IRR一直處于比較低的水平,甚至在8%的社會平均水平之下,難以激發(fā)投資者的熱情。

  “截至2009年底,中國實現(xiàn)并網(wǎng)的風(fēng)電裝機容量只占總量的63%左右。”中投顧問新能源行業(yè)首席研究員姜謙表示,2009年底,全國2580萬千瓦的風(fēng)電裝機總量中,只有1613萬千瓦并網(wǎng)。

  香港新能源(00987.HK)董事總經(jīng)理、執(zhí)行董事容伯強則認為,進一步提升國內(nèi)風(fēng)電場利潤的因素還會陸續(xù)浮現(xiàn)。除了廣受期待的電價調(diào)整,以及上游設(shè)備商產(chǎn)能過剩帶來的風(fēng)電場投資成本下降,還包括國家發(fā)改委正探討中的強制要求電網(wǎng)接入新能源的措施,以及一個基于國內(nèi)的、替代CDM的補償機制。

  記者了解到,不少國內(nèi)的風(fēng)電場,均需要在確保CDM注冊成功的前提下,才能確保8%左右的IRR。

  而考慮到CDM前景的不明朗,風(fēng)電場總體的盈利狀況也令人堪憂。“但從目前各企業(yè)對外披露的信息來看,仍有一些在成本控制做得比較好。”姜謙說。

  香港新能源就是這樣一個例子,其屬于香港建設(shè)(00190.HK)旗下公司,與中節(jié)能合作開發(fā)甘肅玉門鎮(zhèn)昌馬風(fēng)電場,并持有該項目40%的股份。

  “舊的商業(yè)模型,已經(jīng)預(yù)計來自CDM機制的收入在2012年后不再存在,新的商業(yè)模型甚至已不考慮CDM機制的收益了,即便如此,我們?nèi)钥杀J剡_到8%的IRR(內(nèi)部回報率)。”日前,容伯強接受媒體采訪時表示。

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