可再生能源电价附加翻番 风电设备业难分羹

　　“眼下开发风电场即使不算CDM的收益，项目的资金回报率也在13%-15%，开发风电场项目都是盈利的。但是他们往往会要求与设备商延长协议付款的时间，使得设备商的回款现在也很难，直接导致了企业的资金链困难。”周成刚分析说。
　　可再生能源电价附加翻番 风电设备业难分羹
　　实际上，今年上半年，国家开始实施信贷紧缩政策，下游电力公司的资金压力也变得很大。
　　胡国栋告诉记者，受益于风机价格下降和风场开发经验成熟等因素，开发风电场的成本已经由前两年的9000元/千瓦-1万元/千瓦，降低到目前的7500元/千瓦-8000元/千瓦。但即使在这样的情况下，一个5万千瓦的风场项目，前期投资仍需约3.75亿-4亿元的巨额投资。
　　“业主们都把发电挣的电费投入到下一个项目的开发了，因为目前的银行贷款利率约是20%-30%，融资的成本太高。”周成刚说。
　　而从今年早些时候开始，因为需求低迷、价格下滑、产品积压、回款不畅等问题，使中国风机制造商们，在经营业绩上遭遇着前所未有的严峻考验。
　　根据华锐风电(601558,股吧)（601558.SH）、金风科技(002202,股吧)（002202.SZ；02208.HK）和明阳风电（MY.NYSE）三家公司的报表，其在2011年前三季度的应收账款周转天数分别为359、274和257天，而在去年，三家公司相对应的天数则是118、108和157天。
　　一位来自于东方电气(600875,股吧)（600875.SH）的知情人士向记者透露，“设备企业收款时间延长，但每天要的钱还是跟流水一样往外出。”
　　“电价附加的支付也有滞后性，所以从这点上来说，不会督促业主更加积极地支付货款。”周成刚说，针对设备厂商目前的资金链紧张问题，电价附加所带来的缓解效益几乎忽略不计。
　　而在太阳能方面，根据国际光伏研究机构Solarbuzz此前发布的报告，预计2011年中国光伏市场实际完成量将超过1.6GW，较2010年增长230%以上。但这对于中国今年接近50GW的产能所带来的积极作用更是杯水车薪。
　　不过，曹寅还是认为，此政策对制造和装机都是利好。“如没有充足稳定收入来补贴发电端，那企业就没有装机动力，国内市场启动也就无从谈起，所以这是国内装机目标的保证，另外也会激起发电企业装机热情，从而正面影响政府规划。同时，如果没有国内市场，企业只能去国外抢食，然后被贸易壁垒赶出来。”
　　风电难言让利
　　“风电上网电价标准在‘十二五’期间内原则上是不变的，但是不排除在2013年开始降低。”黄少中说。
　　去年，龙源电力（00916.HK）在香港上市满一周年时，其执行董事、总经理谢长军就向本报记者透露，2010年，龙源电力的盈利将大幅超出原来预测的17.7亿元人民币，对其母公司国电集团的利润贡献率超过50%。
　　龙源并不是个例，实际上尽管5大发电公司近年来都有不同程度的亏损，但是风力发电项目却都能实现盈利。
　　不过，即便如此，胡国栋也不认为“十二五”期间风电上网电价有调低的空间。“我们在三北地区还有月5000万千瓦的风资源，但是因为送出受阻，现在都没法开发，所以要转向南方区域，这里风速低、可利用小时数只有约2000小时，发电量较低，所以收益不会太高，如果调低电价，我们的收益率就难以保证。”
　　他表示，如果不考虑北方限电弃风的影响，一些资源好的风电项目甚至能够保证20%的内部收益率，但是南方低风速地区虽然可研设计时的收益率都在10%，但是实际情况中不一定能这么高。
　　前述华电新能源人士表示了同样的看法，“南方可开发的风电项目还是少，我们在浙江、湖南等地的并网项目还是亏本，因为这里的开发成本比较高。”
　　知情人士透露，大唐今年计划新增风电装机150万千瓦，但实际的装机可能只有120万千瓦左右。胡国栋并未对此作出回应，但他表示风电仍是今后大唐新能源的重点。
　　“虽然光伏电价更高，但是成本也太高。”他介绍，今年大唐的光伏投产量约在80兆瓦，“目前情况下，我们觉得大规模发展太阳能不太适合中国的经济发展水平。”
　　前述华电新能源人士也表示，如果光伏组件价格不下降到6元/瓦，就没有大规模开发光伏项目的打算。“我们光伏今年装机是50兆瓦，按照1.15元/千瓦时的电价并网，但是要半年后才能获得电价附加的补贴，对我们现金流的影响非常大。”