风电场账本
[发布日期：2010-8-11]
主要补偿手段：电价财政补贴、CDM项目收入 夏日的官厅水库两岸，西风阵阵。这里位于怀来“V”形盆地的正中央，叫“狼山风口”，是中国五大风口之一。北京的风，大多就是从这个风口刮过来的。
天然造就的风能行至此处，70米高度的年平均风速达到7.11米/秒，平均风功率密度约为422瓦/平方米。在这个“风口”上，京能集团北京官厅风电场的100台风机矗立其间。
官厅风电场是北京的第一个、也是目前唯一的一个风电场。作为《申奥报告》中的绿色能源类项目，它曾在北京奥运会期间为奥运场馆提供了20%的绿色电力。
这段特殊的“履历”，让今天的官厅风电场显得与众不同：一年356天、一天24小时，只要有风能发电，国家电网就保证全额收购。
在许多风电场遭遇上网难、限电弃风等“有电难送”的尴尬时，官厅风电场的运营情况，几乎是达到了理想的状态。得益于此，与其他的风电场相比，官厅风电场收回成本所需时间被缩短了约一半。
然而，在如此优厚的待遇下，“狼山风口”的风要给官厅风电场带来绿色利润，远是10年以后的事。而因为风机的使用寿命只有20年，所以风场的设计使用寿命也只有20年。如此一来，风场真正的盈利期可能就只剩下8-10年。
不过，受风电标杆上网电价、国家电网加快输电线路建设和风机价格下降等的带动，一些风电场的内部收益率（下称IRR）正在接近、甚至超过8%的社会平均水平。而考虑到，发展可再生能源是大势所趋，这也成为有实力的资金大举开发风电场的动力之源。
8月6日，怀来，微风。在南北长约6公里，东西宽14公里的官厅水库岸边，100台白色风机沿东西方向排列，大部分都在缓缓转动。
“没转的那几台是在利用枯风期检修。”北京鹿鸣山官厅风电场副场长唐晓解释，“虽然每年7-9月属于枯风期，风速只有约3米/秒，但是风机仍然能正常发电。”
他告诉记者，官厅风电场总装机容量为150兆瓦，2008年1月20日第一台风机并网，到去年底已全部并网发电，年等效满负荷小时数接近2000小时。而所用的100台单机容量1.5兆瓦的风机，全部来自金风科技(002202)。
2008年，官厅风电场一期工程并网发电之时，唐晓从金风科技来到风场任职，因此，他熟悉这里的每一台风机，“65米高的风机，顶端安装的叶片扇面长近40米，叶轮转动产生的电能通过变电箱、变电站升压至11万伏，之后汇入华北电网，一直送到100公里外的北京。”
显然，相比其他风电入网难，官厅风电场在这方面很如愿。其通过哪些渠道收回成本？
每年，官厅风电场可以向北京提供约3亿度的绿色电力。这个发电量对于北京每年700亿度的用电量，显得实在是微乎其微，对电网的冲击不值一提，所以并不需要调峰电源的配置。
而因为其是在2009年8月1日实施的《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（下称《电价通知》）之前被核准，官厅风电场也并未采用固定区域标杆价。
“我们的电价是0.75元，其中电网公司按照京津唐电网标杆电价0.3807元收购，剩下的由国家每年进行清洁能源补贴。”唐晓说。
除了卖电的收入，官厅风电场每年还能从CDM项目中获得一部分补贴。
“一期工程49.5兆瓦产出的CER（核证减排量），早于2008年12月27日在EB注册成功，每年可以拿到800万-900万元的补贴。”唐晓介绍。
尽管数目不小，但他仍认为只能把这部分收益当做“圣诞树上的点缀”。“目前来看，CDM的前景并不明朗，这部分补贴能拿到什么时候，我们心中没底。”唐表示。
因此，在折算何时能够回收建设电场的成本时，唐晓并没有把CDM的收益算入电场的总收入。“刨除设备折旧、财务成本，以及电场40名员工的薪酬，按照目前的电价和发电量来算，我们需要10-12年才能收回成本。”
对于风电场的总投资额度，唐晓却不愿多谈。事实上，不少电力企业在开发风电场上，建设和管理方并不是同一支队伍。“我只负责运营，并不清楚投入情况。”
但他仍向记者透露，当初向金风科技购买风机时，每千瓦的价格为1.1万-1.2万元。此外，据可查资料，仅一期工程，京能集团的投资就达到5.8亿元。
“投入较大还有个原因是，官厅风电场完全是按照海上风电场的标准建立的。”唐晓告诉记者，由于风场建在水源地，根据地质情况，每台风机都打下个17根桩，深入地下22米，以此保证风机“站得更稳”。
不过，他并不认为今后开发风电场的成本会更低。“风机的造价会下降，但是好的风资源都被圈地完毕。资源不好，收益自然下降，所以风电场的投资成本可能上升。”
入网成本转机
业内人士介绍，风电机组的价格、风电场的规模以及风电场的选址决定了最终的投资成本。一般来说，风电场的规模越大，其造价越低；而由于上游产能过剩，风机成本也在不断下降；在风电场的土地成本上，地方政府为了获得外来投资，“基本上是无成本转让土地”。
“风电场的利润空间主要在于最终的上网电价收入。”上述业内人士表示，“如果没有补贴，风电盈利遥遥无期。”
《电价通知》虽有规定，按照国内风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。四类资源区的标杆电价分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。
但因为电网需要为风电接入和输送所作出的巨额投资，使得许多地区的风电接入率不佳。
美银-美林分析师Angello Chan分析，为纯风电项目进行上网接入的输电成本，每度电高达0.28元，是火电输电成本的2.5倍。加上为风电以及其它可再生能源项目配套的调峰电源装置，更是所费不菲。
不过，这样的矛盾，正在出现转机。
7月22日，国资委网站消息称，今年上半年，国家电网累计消纳风电217亿千瓦时，同比增加113%。此外，七个千万千瓦风电基地输电方案通过评审，也在向行业相关者们透露着积极的信号。
让企业们坚定投资风电场信心的，还有另外一个原因。今年3月，甘肃省电力公司首创出风电“智能管家”——大型风电有功智能控制系统。
“智能系统取代了该地区风力配电中惯用的手动配置，抹掉了过去依靠人手操作的寻租空间。”业内人士分析，过去相邻的两个风电场，也许装机容量相同，但电网可以能选择让一个风电场接入更多的容量，而让另一个风电场只接入很少的容量。
捕风“捉银”前景
一个无比庞大的产业图景正在展现。
“能源替代刺激风电市场，市场敦促上网补贴价格，价格最终形成利润”的产业逻辑毫无意外的在发挥作用。几乎每一个投资商都确信，当风电形成产业规模之时，就是利润源源不断之际。
此前，受限于许多地区的风电入网率不佳，国内风电的IRR一直处于比较低的水平，甚至在8%的社会平均水平之下，难以激发投资者的热情。
“截至2009年底，中国实现并网的风电装机容量只占总量的63%左右。”中投顾问新能源行业首席研究员姜谦表示，2009年底，全国2580万千瓦的风电装机总量中，只有1613万千瓦并网。
香港新能源（00987.HK）董事总经理、执行董事容伯强则认为，进一步提升国内风电场利润的因素还会陆续浮现。除了广受期待的电价调整，以及上游设备商产能过剩带来的风电场投资成本下降，还包括国家发改委正探讨中的强制要求电网接入新能源的措施，以及一个基于国内的、替代CDM的补偿机制。
记者了解到，不少国内的风电场，均需要在确保CDM注册成功的前提下，才能确保8%左右的IRR。
而考虑到CDM前景的不明朗，风电场总体的盈利状况也令人堪忧。“但从目前各企业对外披露的信息来看，仍有一些在成本控制做得比较好。”姜谦说。
香港新能源就是这样一个例子，其属于香港建设（00190.HK）旗下公司，与中节能合作开发甘肃玉门镇昌马风电场，并持有该项目40%的股份。
“旧的商业模型，已经预计来自CDM机制的收入在2012年后不再存在，新的商业模型甚至已不考虑CDM机制的收益了，即便如此，我们仍可保守达到8%的IRR（内部回报率）。”日前，容伯强接受媒体采访时表示。
--来源:21世纪经济报道 见习记者 房田甜 河北怀来报道
