风电经不起政策折腾 “抢装潮”后或现“大萧条”

　　发改委释放调价信号风电市场出现“抢装潮”

　　2014年9月，国家发改委价格司组织国内几家大型风电企业和地方物价管理部门召开风电电价调整征求意见的研讨会。该研讨会被认为是对此前酝酿已久的风电上网电价下调政策的一次推进。今年3月，全国人大通过的《关于2013年国民经济和社会发展计划执行情况与2014年国民经济和社会发展计划草案的报告》提出，将“适时调整风电上网电价”作为2014年主要任务之一。有知情人士透露，在此次研讨会上，发改委价格司“初步设定”的风电上网电价调整幅度是，风电标杆电价原先0.61元/千瓦时的地区每度下降2分钱，其他区域每度下调4分钱。并拟定调整后的新电价适用于2015年6月30日以后并网的风电项目。由于上述发改委征求意见草案中拟定了新电价的2015年“6•30”时间大限，这使得众多开发商加大风电项目的开发力度，大家都争着要赶在“6•30”大限之前抢上项目。风电市场现“抢装潮”，并拉动整个产业链价格异动。据了解，由于短期内的市场需求剧增，风电产业链相关产品价格快速上扬。以风电叶片为例，因国内叶片制造的原材料多数需要进口，国外厂商趁机涨价，原材料价格平均上涨幅度已达到15%，叶片供应商要求2015年价格将再上涨10-15%。同时，风电塔筒也从9月中旬开始出现价格上扬，塔筒价格最高已接近800元/吨。“实际上，此调价方案只是一份草案，此次研讨会也是第一次征集意见，而调价正式出台的时间、新的风电上网电价执行时间都尚未最后确定。”金风科技一位人士表示，“但是，发改委调价信号的释放，不仅带来风电行业抢装潮，而且对风电产业链带来较大影响。”据了解，“抢装潮”不仅带来供应链市场的价格波动，还引发业界对风电设备质量的忧虑。中国最大的风机制造商——金风科技董事长武钢、国内最大的风电部件生产商——山东龙马重科董事长樊宪国等均对此表示担忧。樊宪国说：“‘抢装潮’引发风电产业链供不应求。一些开发商为了尽快上项目，甚至开始向一些小厂商采购设备，这为风电产业埋下安全隐患。”

　　风电经不起政策折腾“抢装潮”后或现“大萧条”

　　“电价政策作为最重要的激励手段，在风电发展中起到了至关重要的作用。”中国可再生能源学会风能专委会秘书长秦海岩说，发改委此次风电调价信号带来的不只是风电“抢装潮”以及业界对风电设备质量的担忧，还将对整个风电产业发展带来巨大影响。秦海岩认为，长期以来，影响中国风电产业发展的最大问题是并网难。而此次集中大规模的风电“抢装潮”势必造成短期内并网项目的剧增，对下一步风电并网带来更大压力，进而进一步加重弃风现象的出现。据了解，扩大风电等可再生新能源的消费比重，被认为是消除雾霾、治理大气污染的重要选择。国家能源局为此规划了十二条大气污染防治通道，以扩大风电消纳，缓解弃风难题。但是，远水难解近渴，目前规划中的输送通道刚刚启动，预计2016年后才将陆续投入运行。同时，各省220千伏电网的制约越来越严重，目前造成限电的瓶颈已经转移到省内地区电网主变和线路容量严重不足等环节。数据显示，目前我国年均风电并网能力在1600-1800万千瓦，已安装的9000多万风电项目中尚有1000万千瓦项目未能并网。当前如果出现大批量的项目建设赶进度，会造成大量机组抢在2015年6月前并网，大大超出实际的并网能力，未来弃风限电现象会再次出现恶化。一位风电开发商忧心忡忡地说，在国家能源局及国家电网公司等多方努力下，近两年我国的弃风现象有所缓解，但仍有10%约100亿千瓦时的风电被弃。如果此轮“抢装潮”导致并网限电进一步恶化，对于一个装机容量5万千瓦的典型风电场而言，每年的资金利息成本就超过2500万人民币，而弃风电量每增加1%，则又会带来50万的发电收入损失，即至少造成500-1500万的潜在损失。“同时，‘抢装潮’还将推高风电项目资金建设成本的加大。”上述开发商称，由于项目建设工期必须保证在2015年6月底前并网，很多项目计划的提前会带来较大的融资压力。一方面，银行贷款额度有限，对于支持的产业都有较为明确的目标；另一方面，企业为了短期内争取额度有限的贷款，势必接受较高的资金使用成本，按照风电项目7000-8000元/千瓦的建设投资水平来看，当前基准利率每上浮10%则会带来项目建设成本提高2000-3000万元。

　　最令业界担忧的是，风电“抢装潮”过后或将出现的“大萧条”。武钢、樊宪国等多位风电人士分析认为，可以预想在2015年“6 .30”调价大限之后，风电建设行业必将迎来一个“低潮期”。建设市场的大起大落，对于已被国家列入战略性新兴产业的风电行业的持续健康发展将带来严重打击。

　　业内人士喊话风电调价时机尚未成熟

　　“风电是当前国内外商业化程度最高、发展最好的清洁可再生能源。电价政策在风电发展中都起到了关键性作用。”秦海岩表示，作为国家战略性新兴产业，我国风电产业的发展需要科学合理、稳定有力的电价政策支持。秦海岩认为，首先，风电调价要以确保国家目标的实现为出发点。作为全球第一大能源生产国、第一大能源消费国和第一大碳排放国，中国要确保实现2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%的目标，必须大力发展清洁可再生能源。具体到风电产业，经国家相关研究结构测算，至少要达到2亿千瓦的并网装机规模，即从目前到2020年前，年均新增装机规模要保持在2000万千瓦左右。而目前我国风电领域企业利润水平普遍偏低，企业投资开发热情并不高，如果此时再下调电价，则必然影响产业的发展进程。

　　其次，价格调整要以确保产业的持续健康发展为宗旨。作为战略性新兴产业，风电产业的发展对带动我国产业优化升级意义深远。我国历史上鲜有机会在某个产业领域与世界水平站在同一起跑线上，风电产业赋予了我们取得世界领先优势的战略机遇。截止到2013年年底，我国累计出口风电整机140万千瓦，遍布世界数十个国家和地区。与此相对的是，风电产业并未彻底解决利润水平低的问题，现阶段社会对产业投入的补贴，是为了维持整个产业链的基本利润水平，使制造企业守住盈亏线，以保证企业对技术研发的持续投入，为产业发展后劲储存实力，培育一个兼具巨大社会效益和经济效益的新型高端制造产业。此时下调电价将导致产业资金链更加紧张，从长远来看，将摧毁开发商们本已徘徊在盈亏边缘的风电业务，进而拖垮上游设备制造企业，这对整个风电产业无疑是一种毁灭性的打击；从短期来看，政策的突变必然引发一轮“抢装潮”，设备质量无法保证，为未来的安全稳定运行埋下隐患，影响产业的健康有序发展。

　　其三，价格调整还要以科学测算项目成本和收益为依据。风电产业的持续健康发展，以合理的利润空间为基础。2009年国家发展改革委颁布的四类风电上网标杆电价政策对我国风电产业的规模化发展起到了积极的作用。但按照2009年政策出台前的电价测算方法，对目前所需的电价的最低水平进行测算，我们发现：在风电场分布最为集中的Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区，在弃风限电严重的情况下，目前执行的标杆上网电价低于实际所需电价，不能保证8%的资本金内部收益率，风电项目实际处于亏损状态；中东部和南部Ⅳ类资源区如果年利用满负荷小时数达到2000小时，所需上网电价在0.599元/千瓦时的情况下，可以守住8%的盈亏线，但目前开发目标开始向资源条件较差的区域推进，大部分可开发风能资源的年利用满负荷小时数在1800-1900之间，此时若要保证8%的资本金内部收益率，上网电价需要达到0.631-0.666元/千瓦时，高于目前的标杆上网电价0.61元/千瓦时。

　　针对当前社会上对风电电价补贴过高的认识，秦海岩说，“实际并非如此。”他分析说，风电电价看起来确实比煤电电价高，但煤电价格并不是其完全成本的体现。以我国煤电脱硫脱硝和除尘补贴电价为例，按现行标准，脱硫电价补贴0.015元/千瓦时，脱硝电价补偿0.01元/千瓦时，除尘电价补贴0.002元/千瓦时，三项共计为0.027元/千瓦时。2013年我国煤电全口径发电量为4.19万亿千瓦时，以此粗略计算，则2013年对煤电的补贴规模为1131亿元。按美国科学家研究测算结果，如果把燃烧煤炭所带来的污染物排放、水污染、工人伤亡、地表形态的颠覆性改变等隐性成本都计算在内，那么燃煤发电的电价要至少增加一倍到两倍。相对而言，我国风电的电价水平并不高，且低于许多国家的电价水平。风电的补贴资金规模也远远小于对煤电的补贴，2013年风电补贴约为200亿元，至2015年约为300亿元。“尽管全国人大在《关于2013年国民经济和社会发展计划执行情况与2014年国民经济和社会发展计划草案的报告》中提出了‘适时调整风电上网电价’的要求，但风电电价的调整，应该以服务于风电战略性新兴产业发展为宗旨。”秦海岩说，“就目前而言，我国风电电价的调整时机并未成熟。”