狭窄的“出口”

　　一边等待国家政策调整,一边在加速建设,在多种利益纠葛下,风电产业正在变得浑沌不清。

　　中电国际瓜州北大桥风电场建成并运行两年,亏损1771万元,“主要原因就是电网输送能力不足,我们只好限电。”徐庆辉说,15万千瓦的装机容量,现在只能输出50%至60%,最低时只有30%。

　　徐说,西北地区电网网架结构比较薄弱,线路端面过窄,输送能力较差。目前酒泉区域内只有110千伏和330千伏输电线路,已无法完全承担风电和区域内火电、水电的输送。

　　玉门也遇到了相同的问题。目前玉门电力输出主要依靠嘉(嘉峪关)瓜(瓜州)330千伏输电线路输送,风电上网电量只占设计上网电量的50%左右,致使已投入运行的风电场不能满负荷发电。

　　而且根据规划,玉门今后几年还将有400万千瓦煤电、200万千瓦光热光伏发电等开发项目陆续开工,电力输出矛盾愈加突出。

　　中国风电协会副理事长施鹏飞此前说,由于风电电量小、不稳定,电网公司需要投入大量资金改造电网；而在这方面政府没有相应补贴,因此电网公司较难有积极性。

　　因此,国家电网加快西北地区输电线路的建设,就成了风电场解决输电问题的“救命稻草”。官方消息说,750千伏输电线路将在2010年年底建成使用。

　　而这只是中国风电产业的困局一角。

　　根据中国电力联合会披露的数据,去年中国拥有的1221万千瓦风电装机中,实现并网发电的只有894万千瓦,这意味着至少28%的已建风电设备因各种原因而闲置。风电上网瓶颈短期内显然难以解决。

　　除此之外,风电的质量和不稳定性一直是电网最为担忧的事情,按照惯例,为确保电网安全,在风电上网时一般要按照两倍比例建立其他稳定的调峰电源(调节电力负荷峰谷差的发电机组),即建设500万千瓦的风电,理论上需1000万千瓦调峰电源调峰。

　　本报获得的一份玉门市委市政府的调研报告说,调峰电源也亟待建设。但玉门市目前火电装机只有26万千瓦,水电装机只有11万千瓦,光电才刚起步,调峰电源的不配套更加明显。

　　这就意味着政府需要更大规模的投入。但地方政府并没有这样的实力。可以动用的资源就是相关政策倾斜。

　　韩明文举例说,以中电国际北大桥15万千瓦风场200台风机来算,风场征地只有约8万平方米；而考虑风机在东西和南北向之间不同间距的建设要求,风场实际占地30平方公里。

　　“要是按30平方公里来征,那要交多少钱?”由于甘肃风电场建在无人的戈壁滩上,不存在城市征地的高昂价格；瓜州风场征地价格每平方米只有25.2元。韩明文说,企业是得了大实惠的。

　　业内人士说,风电机组的制造成本、风电场的规模以及风电场的选址决定了电力企业的成本,一般来说,风电场的规模越大,其造价越低。而在设备采购方面,国家给予了大量补贴；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”,综合上述几项,拥有大量资本的国有大型发电企业,只需国家在风电定价上实行更大力度的补贴,即可实现利润最大化。

　　在某种意义上,这最终构成了“先亏损投产,等政策补贴,择机盈利”的企业逻辑。而源源不断的逐利资本也正是在对政府倾斜政策预期下汇聚于大漠风机之下。

　　“捕风”

　　7月16日,玉门中节能昌马第三风电场20万千瓦项目正在吊装风机设备。其技术负责人杜玉锐对本报说,一台1500千瓦的风机投入1200多万元；一万千瓦项目投资近1亿,建设20万千瓦就要约20亿。

　　它的唯一利润空间就在于最终上网的电价收入。业内人士说,这就取决于国家的定价策略和上网电价补贴----“如果没有补贴,风电盈利遥遥无期”。

　　这就造成了一个事实上的悖论,风电的成本居高不下一直都是制约这个产业发展的大问题,而电网企业从自身考虑不愿意采购风电也是一个事实。

　　目前酒泉市风电上网电价约0.53元/度左右,高于火电的0.2元、水电的0.35元。而内蒙古、河北、东北等地区都已经涨到0.6元左右,吉林风电已至0.7元左右,与火电、水电电价相比差距更大。

　　国家电网人士说,如果国家没有政策,风电很难获得大面积应用。

　　但即便如此,风电项目的上马热度持续不减。

　　原因并不复杂。目前,中国60%以上的风电装机是由国有五大发电集团投资并运营。业内的一个共识是,对这些公司而言,盈利并非直接目的,抢占地盘,提前达到国家规定的新能源份额才至关重要。

　　这就解释了另外一个问题:2003年以来,我国装机规模超过5万千瓦的风电项目实行特许权招标,需经国家发改委审批,确定风电开发商和上网电价———为了抢占主要风场,国有风电运营商纷纷在招标中报出明显低于成本的风电价格,价格最低者中标,这几乎让每个运营商项目未动工即陷入亏损,或者根本无法启动项目。

　　中电国际北大桥瓜州15万千瓦的风电项目,就是瓜州第一个特许权招标项目。瓜州县发改委副主任韩明文说:“它就是低价中标,为了拿到这个项目投得最低,是0.4616元/千瓦时。”更有甚者,内蒙古的风电项目曾经出现过0.38元/千瓦时投标成功的案例。

　　“(上网电价招标)并不是一个好办法,有可能导致‘杀鸡取卵’的结果。”国务院参事、中国可再生能源学会理事长石定寰说。

　　为了避免这种状况,国家陆续出台了多项政策。最近一次政策调整在今年7月24日。国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》(下称《通知》),将国内风电上网价格由项目招标价,改为固定区域标杆价。

　　《通知》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。

　　《通知》称,今后新建的陆上风电项目,统一执行所在风能资源区的标杆上网电价；海上风电上网电价将根据建设进程另行制定。但《通知》并未详细说明四类资源区的具体划分方式。

　　“按照瓜州的经验,如果电价达到0.5元或者0.6元以上最好。”瓜州县发改委韩明文说,如果按照0.52元/每千瓦时计算,瓜州的风电项目投资回报期在20年。

　　这是一个漫长的投资周期,但丝毫不能抑制资本的涌入热情。

　　一个最直接的判断来自于对国家政策的解读。有一致观点说,“我国政府已经将发展清洁能源纳入国家战略,逐年加大投入力度。相对于其他清洁能源,风能的开发利用最具产业化前景。”

　　而更深层面的利益来自于对风电补贴的追逐———业内判断,一方面国家对新能源的政策性驱动加大已是趋势,而风电发电成本过高的现实必然促使国家出台更有力度的补贴政策,否则“风电企业的大面积亏损甚至停产”将会挫伤整个产业的积极性,这显然是国家不愿意看到的,因而“可以预见的是,国家会针对新能源项目出台更具刺激性的政策”。

　　但这只是一个美好的愿望。至少在纸面上,还没有看到一丝迹象。但即便如此,有关“风”的宏大图景正在全国展开。

　　而在地方政府层面,风电产业所能带来的庞大资金以及看得见的税收收入,已经足以使其创造条件为电力企业提供方便。

　　仅以瓜州为例,目前其风电产业相关税收每年约2000万至3000万。但到2015年如期建成825万千瓦的发电能力后,仅在税收一项,当地预估就能达到6亿至7亿元。

　　地方利益、企业热情就是在这样的场景预期下纠结。而最终的实际产出,却只能维系于某项不确定的产业政策出台。

　　已经有报告显示,这种对“风”的掌控欲望正在形成过热的迹象。无论是在内蒙古还是其它地区,都有风机安装完毕却几个月甚至半年都无法并网的实例。

　　中国可再生能源协会风能分会的初步调查显示,由于中国风电项目前期工作普遍不足,盲目追求速度,全国70%至80%的风电场发电量都远低于可行性研究时的预测水平。甚至一些匆忙上马的风电项目原本就缺乏严谨的可行性研究,大部分风电运营商将长期在亏损和微利中挣扎。

　　中国风能协会副理事长马学禄对本报说,产业发展初期肯定会付出一定代价,靠市场调节会起到作用。

　　但在一片狂热之中,没有人留意这些微妙的信号。

　　风来,吹过玉门关。在酒泉,“陆上三峡”的建设已经火热展开。而在千里之外的江苏,有消息说,一个更大规划的“海上三峡”风电项目也在逐步实施中。