风电“跑马圈地”暗赌政策利好

　　风电“跑马圈地” 暗赌政策利好

　　行业高速发展留四大悬疑

　　本报实习记者 邢佰英

　　中国广东核电集团公司的大岗子风电项目一期工程2007年底并网发电，二期工程又将于今年底并网发电。

　　诸如此类的新上马项目正在不断增大风电的发电装机容量的比例。据行业专家预测，中国风电装机容量到2020年底可以达到5000万千瓦!相当于届时中国发电总装机容量的4%。

　　然而，中国水电工程顾问集团新能源项目教授级高工施鹏飞担忧风电行业存在投资过热迹象，“部分企业不惜亏损也要低价中标项目，不具备风电开发条件也要盲目上马项目，这种"宁亏也要投"的做法不利于风电企业实现正常盈利”。

　　据悉，上述风电的一期工程装机容量为5万千瓦，工程造价成本约5亿元，年发电收入约1亿元。该风电项目负责人坦言，这基本属于微利。

　　支持微利的风电业快速发展的动力是绿色能源的前景和国家政策。从2006年1月1日《可再生能源法》的实施到2007年4月《十一五能源发展规划》的出台，风能作为可再生资源一直是政策支持的重点。

　　风电项目如火如荼的发展态势也带动了上游风电装备制造业的繁荣。国际风能理事会认为，中国2009年会成为世界最大风电装备制造国，制造能力将达1000万千瓦，约占世界市场1/2。目前，国内风电装机制造业前景被看好，并深受风投追捧。

　　但是，分析人士也指出，风电行业被打上了深刻的政策烙印，行业发展属于政策引导带动市场需求，受政策风向影响巨大。投资者在积极响应政策对风电行业的支持的同时，还用上马风电项目的行动去赌更大的政策支持。

　　在这种博弈过程中，风电业发展正遭遇四大疑问。

　　强制配额比例是否科学？

　　据了解，国家曾要求装机容量超过500万千瓦的发电投资商，在2010年除水电外，可再生能源配额要达到3％，2020年达到8％。这一要求使得国内风电装机容量得以快速增长。

　　除了风电行业前景高预期之外，完成国家规定的可再生能源发电配额是发电企业争夺风电特许权项目的另一个重要原因。

　　“尽管该配额比例尚未形成政策规定，也未规定相关惩罚措施，但这是一个国际大风向。”施鹏飞认为，这也成为国内风电装机容量迅速增长的原因之一。

　　在东海证券研究员高冬看来，强制规模比例的科学性值得商榷，原因是该比例刺激电企发展风电并非出于利润引导，而是一种政策预期，因此不具备长远发展性。电企看不到风电发电的利润所在，尽管能够短时间内提高风电装机容量，也难以形成良性循环，此外，电企因此大力上马风电项目也推高了电力设备价格，难以如期回落。

　　联合证券研究员王爽有不同观点。她认为，尽管配额比例的政策预期带来了风电项目投产热潮，但不可否认，这种隐形政策信息对促进风电行业的投资很有利，也能方便市场化的资金投入。事实上，目前一些较大的风电场已经能实现较好的盈利，在当前火电普遍亏损的情况下，一些风电项目甚至比火电更有投资吸引力，很多企业投资风电已是自愿，并实现了盈利预期。

　　风电价格难上浮？

　　在煤炭等能源价格高企的大环境下，很多电企都看好风电能源的发展空间和收益，因此，在投标时纷纷压低价格以求中标，这样就使得风电价格非理性，盈利空间有限。

　　目前，风电上网电价包括国家发改委核准价格和特许招标价格两部分。分析人士认为，这种定价机制能够体现政府尽力控制电价的意图。然而，在最初的招投标中存在明显的“低价者胜”的中标倾向，2003年第一期招标中华睿报出了0.39元的超低价并成功中标。

　　分析人士称，这类企业不惜低价中标，一方面是为了进入风电领域；一方面是赌风电价格将不日上浮。

　　从风电项目开发商的角度出发，分析人士认为，国家特许权招标价格较低增加了投资者风险，影响了行业的发展。

　　这一现状在最近的第五期风电特许权招标中有所改变，与前四次不同的是，此次招标谁出价更接近平均价，谁得分就更高。施鹏飞认为，采用中间价竞标利于改善风电上网价格机制，也意味着政府倾向于合理的风电定价。

　　一位风电企业的负责人告诉记者，目前的风电价格比火电价格贵一倍，因此风电价格上升空间不大，真正值得风电企业关注的是如何降低风电设备的成本。

　　王爽认为，随着风电设备成本的降低，风电价格只有下降的趋势，加上火电价格正处于上涨压力之下，因此，可预期未来几年风电与火电上网电价的价差将越来越小。

　　设备价格迅速回落？

　　近年来，风电设备成本居高不下一直让众多风电企业不堪重负。据了解，近年来，风电设备成本已有所下降，每千瓦装机容量成本从最初约12000元降到8000元左右，但这个降幅离风电企业的期望值还有一段距离，不少手持风电项目的企业在等待成本进一步回落。

　　尽管不少企业考虑到风电设备成本过高的因素，暂缓了项目上马的步伐，但仍有很多企业看好风电未来赢利前景，为了及早进入风电领域忙于“跑马圈地”，一般情况下，民企或外企投资风电更多地从进入行业门槛或盈利角度出发，而国企发展风电更多地考虑到企业长期发展策略要求。

　　施鹏飞认为，这一热潮导致短时间内风电装备成本仍难以迅速回落。王爽介绍说，关键是目前风电装备仍处于供不应求的状态，她今年4月份在一家风电设备制造企业了解到，每期风电设备生产出来后都会被风电企业一抢而空。

　　有数据显示，目前我国风电设备制造业已有近百家，其中风电整机制造企业有40余家；部件制造业的发展也很迅速，仅风轮叶片制造企业就有20余家。分析人士认为，我国风电设备整机制造企业将面临激烈的竞争，可能存在产能过剩的问题。这让很多风电企业寄希望于上游竞争带来风电设备成本下降，以便加快推进风电项目开发。

　　国家发改委《可再生能源中长期发展规划》称，在采用国产装备上，国家发改委强调风电设备国产化率要达到70%以上，不满足设备国产化率要求的风电场不允许建设，这也利于风电设备成本控制在较低水平。

　　对此，平安证券研究员窦泽云认为，尽管不少企业已经着手技术自主研发，但大多数企业都是从事整机组装制造，一些关键设备如轴承、变流器等零部件还是不能生产，大部分零部件还要依赖进口。因此，尽管目前风电装备的国产化率在不断提高，但国内风电设备的技术相比较国外仍处于较低水平，这也制约风电设备价格的进一步回落。

　　微利尴尬持续多久？

　　分析人士在看好风电产业发展的同时，也不得不承认目前国内多数风电项目的盈利情况并不乐观。

　　王爽认为，至少在两三年内，风电企业还难以实现良好的盈利状况，原因是风电设备成本居高不下，而风电价格短期又没有上升空间，企业需要想办法降低运营费用。

　　在施鹏飞看来，风电未来的发展仍然面临较大的风险，因为最大的不确定性来自政策，目前来讲，政策风向而非市场规律对该行业的发展起着决定性作用。他举例说，电网对风电的接纳积极性方面、用户对风电价格差价补贴方面，都需要更明朗的政府态度。

　　从风电项目发展现状来看，不少恶意中标的电企因电价很低，风电运营出现亏损。一些电力企业并不太在意风电项目的盈利，而是热衷于“跑马圈地”。

　　施鹏飞认为，谁来为当前的亏损买单还不知道，对于大型国企来说，先抢占风电产能资源在手，再赌更明朗的政策支持成为一条普遍采用的风电发展策略。

　　事实上，国际上曾对风电成本有专业预测，结论是在2020年之后风电的成本将可以和火电、水电相近。窦泽云认为，如果考虑到火电的环保成本和风电的环保收益，到2012年风电的成本即可以与传统火电接轨。

　　一位风电企业负责人告诉记者，如果不是恶意竞价，按照当地正常的标杆价计算，风电企业基本不会亏损，顶多是不赚钱。

　　窦泽云经调查后发现，国内早期风电项目均是赚钱的，但特许招标项目多处在盈亏平衡点附近，目前是盈利低点，但随着风电成本加速降低，风电将成为能获取稳定回报的行业。

　　国信证券研究员徐颖真认为，几大电力上市公司年报显示，风电项目的回报率比较低，对上市公司的利润贡献几乎可以忽略不计。对更多的电力企业来说，风力发电还只是个概念。

　　

　　 国家发改委能源研究所可再生能源发展中心主任王仲颖

　　对风电利润空间不可期望过高

　　本报实习记者 邢佰英

　　国家发改委能源研究所可再生能源发展中心主任王仲颖昨天接受本报记者独家专访时表示，有关部门正在制订可再生能源配额比例的政策。他同时告诫，对风电业的利润空间不可期望过高。

　　记者：大小电企掀起投产风电的热潮，原因之一就是受强制配额比例所刺激，请问该配额比例是否将升级为政策？目前进展如何？

　　王仲颖：有关部门拟出台关于强制配额比例的政策，目前正处于紧张的公司调研和方案制定中，但该配额制度并不只针对风电，而是针对整个可再生能源领域而制定的。

　　公平合理性将成为配额政策在制定中主要考虑的原则，配额具体配给谁、配额的合理性、后续监管体系的建立等方面将成为方案的重点研究对象。

　　记者：即将出台的配额制度将有怎样的特点？与国外的配额制度有什么不同？

　　王仲颖：依照我国《可再生能源法》等法规的相关规定来看，我国将制定在固定电价指导下的配额制度，这是与国外配额制度最大的不同，因此我国配额制度的配额主体也与国外不同。以电力行业为例，国外是配给电力销售公司(电网)，规定其销售一定电量中要包括一定比例的可再生能源发电电量，而我国配额制度的配额对象是能源生产企业，也就是发电企业，因此这是两套不同的体系和思路。

　　目前，我国的电价定价体系包括国家发改委核准和特许权招标两部分，发改委核准电价是固定电价，招标之后定下的电价也要保持运行3万小时不变，实际上也是一种固定电价，因此，对国内的电网来说，一方面电价固定，另一方面负有全额收购所发电量的义务，因此配额主体是发电企业而不是电网。在该方案的制定中，主要以电力企业和石油企业为调研对象，原因是开发化石能源的企业有义务开发一定量的可再生能源。

　　记者：对于火电企业来说，完成配额比例是否必须通过上马风电等新能源项目来实现？

　　王仲颖：不是。有关部门目前正在研究绿色能源交易体系的建立，配额可以进入交易。专门从事风电开发的风电企业可以为自己每年开发新能源的产能申请证书，并可通过交易系统进行售卖，不愿意花成本上马风电项目的火电企业可以直接购买“证书”以完成配额任务，如此一来，配额制度的计划色彩将减弱，风电产业也将以此加快市场化的步伐。

　　记者：国家曾要求装机容量超过500万千瓦的发电投资商在2010年除水电外，可再生能源配额要达到3％，2020年达到8％，这个配额比例在未来出台的方案中是否还会有变动？500万千瓦的基准线是否还将维持？

　　王仲颖：实际上，这些数据目前正处于进一步研究中，在正式文件出台之前都可能发生变化，其中，3%、8%的规划比例将是进一步制定标准的基础，因此不太可能变动。对于500万千瓦的基准线，目前的调研中发现这个数可能还不够，未来出台的政策可能还有变动。

　　记者：目前部分风电企业的盈利状况不容乐观，但有的企业冒着亏损的风险也要上项目，并认为未来政策的利好将更加明朗，您怎么看待这样的现象？政策利好是否会让风电成为利润丰厚的行业？

　　王仲颖：有企业“宁亏也投”，一方面考虑到配额比例的政策预期，而更多的是从企业长期发展战略考虑。因为国外的众多能源巨头都开始将触角伸向新能源开发，因此，为了加紧在该领域抢占市场，部分企业有这种做法也可以理解。

　　但是，由于可再生能源的成本依旧很高，这个成本是全部分摊到社会最终用户身上。促进风电发展的相关政策不会让投资风电的企业赔钱，也不会无限地增加分摊成本，所以，不可能让企业从中牟取暴利。

　　目前，不少风电企业的盈利情况基本是微利，如果单纯从市场经济角度考虑，可能微利不会吸引那么多企业投资开发，但风电行业还不能得到完全市场化的阶段，政策引导需要企业尤其是大型国企来开发可再生能源，从这个角度来讲，政策也会保证风电企业的利润空间，可能接近或等于社会平均盈利水平，但这个政策利好的预期不可过高。

　　因此，目前来讲，风电行业的利润可能没有预想的那么丰厚，高于社会平均盈利水平的可能不大，但当与火电、水电相比已经完全具有竞争力时，利润空间也将扩增。

　　记者：价格仍将是风电项目特许权招标中比较看重的因素吗？第五期风电项目招标中，广东出现了地方风电标杆价，这种地方标杆价是否可能在全国普及？

　　王仲颖：最初的招标是低价中标，但随着风电产业的发展和招标规则的逐步完善，价格在招标中所占比重已有所降低，如今尽管不同地区、不同企业中标的电价不一，但风电行业的平均利润控制得比较好，风电企业的利润水平也比较固定，在风电价格进一步合理化后，招标可能转而重视技术水平、自主知识产权等指标。

　　实行风电项目特许招标权的另一方面也是考虑到很多风力资源优厚的地区都远离电网，实行招标便于国家集中力量进行电网布局，最有效地开发风电。当不同地区的风电资源经过规模有序开发后，完全可能普遍出现地方风电标杆价。

　　记者：风电设备的成本能否较快回落？

　　王仲颖：目前，风电设备仍供不应求，目前为止，国内有很多企业生产风机，还没有一家风电设备制造企业批量生产具有自主知识产权的风机，能够在市场上连续运行两年都不出问题。而且风电设备的技术和质量需要长年的实践检验，因此短期内成本仍难以回落，但如果大的设备生产企业经得住实践检验，设备成本也可能回落。

　　记者：您认为目前我国风电产业的发展存在哪些障碍？

　　王仲颖：一是风电设备供应仍有很大缺口；二是风能资源详查，即可以落实到项目的资源等评价不够，风电资源规划布局难以确定；三是相配套的电网设施难以布局。

　　2007年底，国家财政出资，在全国进行风能资源的详查与评价，同时提出了总装机容量约5000万千瓦的风电场项目，但具体布局在什么地方还需进一步评价，这也影响到电网设施的布局进程。

　　(来源：中国证券报) 搜狐证券声明：本频道资讯内容系转引自合作媒体及合作机构，不代表搜狐证券自身观点与立场，建议投资者对此资讯谨慎判断，据此入市，风险自担。