风电盈利困局

　　首先是政府在制定引导政策时，难以引导风电达到较完全的市场化程度，使一些企业对质量认识不够深刻。另外无序竞争导致了设备价格的不断下降，开发商企业的招标价格也越来越低，甚至低于能够保证产品质量的最低成本价，压力转移至部件商，致使一些部件商在原材料上降低了要求。同时，银行对企业的调研也不够深入，放贷依据仍以企业规模、背景为主，忽略了产品质量和技术。
　　有专家建议，应尽量实现完整的市场化竞争机制，建立质量监测体系，把约束条件放在市场、金融方面，而不是行政上。制造商应积极推进产业升级，用3 年至5 年时间将质量问题解决好。
　　与制造商的资金状况相比，开发商情况虽好些，但也并不乐观。
　　据了解，2012 年主要开发商企业的盈利水平不温不火，虽不至于亏损，但也难以满足每年1500 万千瓦所需的资金投入需要。
　　据就职于风电开发企业的一位知情者称，目前投资者对投资风电项目主要有三点顾虑，正好反映了开发商眼前的情况。其一是该项目有多少电量被限发。其二是项目所安装的设备厂商是哪家，故障率、运维费是多少。其三是CDM 收入能达到多少，是否还能够持续下去。
　　据介绍，目前开发商从CDM 项目上获得的收入，确实与此前有较大差距。这个曾占到开发商利润50% 的清洁能源发展机制，已越发难以为他们提供利润支撑。
　　此外，开发商的盈利能力与电网企业也有着千丝万缕的联系。
　　有数据统计，为满足因并网、安全、消防等技术标准的提高，每千瓦风电投资增加了422 元至710 元成本，折合至电价中为每度电4.55 分至6.04分，按照2012 年风电发电量1008 亿千瓦时计算，2012 年此类开销达到了约46 亿至61 亿元，已超出了任何一家风电开发商2012 年的利润。
　　有业内人士举例，某省级电网公司为一家新建风电场进行低电压穿越测试，在测试未通过的情况下，本来只需留在当地等待调整好后继续测试即可，却来来回回测了3 次，测试费用也按照每次200 万元，3 次共收取600 万元。
　　如果这些情况对于发电企业的损失来说仍有一定的可控性，那么弃风限电对他们的盈利水平影响更甚。
　　一般认为，弃风限电的原因是通道建设不足，但更深层次的原因是利益纠葛，包括火电与风电的利益冲突，以及地方政府过于追求眼前利益。
　　例如通过钻政策空子，一些地区建设了超需求的热电厂，在风大的冬季，为保证热电厂负荷而限制风电发电量。以及某些地方政府看重眼前利益对发展风电的规划并不全面，造成了项目上得快，风电送不出。同时，各省常规发电有计划，而风电却没有制定计划，风电实际上并未得到优先发展，反而成为为火电查缺补漏的电源形式。
　　此外也有片面观点认为，风电集中地区需要其他电源调峰，而使用100 万千瓦的火电为风电进行调峰太过浪费。虽然燃气电源是用作调峰的最好方式，但实际情况是燃气电源中的71% 是热电联产，以热定产，无法达到调峰作用。
　　会上，一位资深的技术专家指出，百万千瓦级机组不能参加一次调频，是因为阀门设定不变，完全可以通过设定灵活的阀门调节方式解决该问题，而之所以没有这么做，是因为在配电一家独大的条件下，优先权很难主动向新能源倾斜。