風電價格主要依靠財政補貼 收回成本至少需10年

　　對于風電場的總投資額度，唐曉卻不愿多談。事實上，不少電力企業在開發風電場上，建設和管理方并不是同一支隊伍。“我只負責運營，并不清楚投入情況。”

　　但他仍向記者透露，當初向金風科技購買風機時，每千瓦的價格為1.1萬-1.2萬元。此外，據可查資料，僅一期工程，京能集團的投資就達到5.8億元。

　　“投入較大還有個原因是，官廳風電場完全是按照海上風電場的標準建立的。”唐曉告訴記者，由于風場建在水源地，根據地質情況，每臺風機都打下個17根樁，深入地下22米，以此保證風機“站得更穩”。

　　不過，他并不認為今后開發風電場的成本會更低。“風機的造價會下降，但是好的風資源都被圈地完畢。資源不好，收益自然下降，所以風電場的投資成本可能上升。”

　　入網成本轉機

　　業內人士介紹，風電機組的價格、風電場的規模以及風電場的選址決定了最終的投資成本。一般來說，風電場的規模越大，其造價越低；而由于上游產能過剩，風機成本也在不斷下降；在風電場的土地成本上，地方政府為了獲得外來投資，“基本上是無成本轉讓土地”。

　　“風電場的利潤空間主要在于最終的上網電價收入。”上述業內人士表示，“如果沒有補貼，風電盈利遙遙無期。”

　　《電價通知》雖有規定，按照國內風能資源狀況和工程建設條件，將全國分為四類風能資源區，相應制定風電標桿上網電價。四類資源區的標桿電價分別為每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。

　　但因為電網需要為風電接入和輸送所作出的巨額投資，使得許多地區的風電接入率不佳。

　　美銀-美林分析師Angello Chan分析，為純風電項目進行上網接入的輸電成本，每度電高達0.28元，是火電輸電成本的2.5倍。加上為風電以及其它可再生能源項目配套的調峰電源裝置，更是所費不菲。

　　不過，這樣的矛盾，正在出現轉機。

　　7月22日，國資委網站消息稱，今年上半年，國家電網累計消納風電217億千瓦時，同比增加113%。此外，七個千萬千瓦風電基地輸電方案通過評審，也在向行業相關者們透露著積極的信號。

　　讓企業們堅定投資風電場信心的，還有另外一個原因。今年3月，甘肅省電力公司首創出風電“智能管家”——大型風電有功智能控制系統。

　　“智能系統取代了該地區風力配電中慣用的手動配置，抹掉了過去依靠人手操作的尋租空間。”業內人士分析，過去相鄰的兩個風電場，也許裝機容量相同，但電網可以能選擇讓一個風電場接入更多的容量，而讓另一個風電場只接入很少的容量。

　　捕風“捉銀”前景

　　一個無比龐大的產業圖景正在展現。

　　“能源替代刺激風電市場，市場敦促上網補貼價格，價格最終形成利潤”的產業邏輯毫無意外的在發揮作用。幾乎每一個投資商都確信，當風電形成產業規模之時，就是利潤源源不斷之際。

　　此前，受限于許多地區的風電入網率不佳，國內風電的IRR一直處于比較低的水平，甚至在8%的社會平均水平之下，難以激發投資者的熱情。

　　“截至2009年底，中國實現并網的風電裝機容量只占總量的63%左右。”中投顧問新能源行業首席研究員姜謙表示，2009年底，全國2580萬千瓦的風電裝機總量中，只有1613萬千瓦并網。

　　香港新能源(00987.HK)董事總經理、執行董事容伯強則認為，進一步提升國內風電場利潤的因素還會陸續浮現。除了廣受期待的電價調整，以及上游設備商產能過剩帶來的風電場投資成本下降，還包括國家發改委正探討中的強制要求電網接入新能源的措施，以及一個基于國內的、替代CDM的補償機制。

　　記者了解到，不少國內的風電場，均需要在確保CDM注冊成功的前提下，才能確保8%左右的IRR。

　　而考慮到CDM前景的不明朗，風電場總體的盈利狀況也令人堪憂。“但從目前各企業對外披露的信息來看，仍有一些在成本控制做得比較好。”姜謙說。

　　香港新能源就是這樣一個例子，其屬于香港建設(00190.HK)旗下公司，與中節能合作開發甘肅玉門鎮昌馬風電場，并持有該項目40%的股份。

　　“舊的商業模型，已經預計來自CDM機制的收入在2012年后不再存在，新的商業模型甚至已不考慮CDM機制的收益了，即便如此，我們仍可保守達到8%的IRR(內部回報率)。”日前，容伯強接受媒體采訪時表示。