主题词:风电价格 财政补贴

【21世纪经济报道】风电价格主要依靠财政补贴 收回成本至少需10年

2010-08-10 中国化工投资网
 
中投顾问提示: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。

     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。

  风电场账本

  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(18.99,-0.16,-0.84%)(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。

      原文发布地址:http://finance.sina.com.cn/roll/20100810/01348450603.shtml (21世纪经济报道)

 
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