中国风电的困局与生机

电力18讯：    风能作为可再生的绿色能源，凭借其巨大的商业潜力和环保效益，在全球的新能源和可再生能源行业中创造了最快增速。目前，风电在全球已发展为年产值超过50亿美元的庞大产业。风能是地球"与生俱来"的丰富资源，加快开发利用风能已成为全球能源界的共识。    
    全球风电"加速度"发展，
    但中国落伍了
    风能最大的优点是可再生无污染，一台单机容量为1兆瓦的风机与同容量火电装机相比，每年可减排2000吨二氧化碳(相当于种植1平方英里的树木)、10吨二氧化硫、6吨二氧化氮。
    出于环保和节能的需要，以及《京都议定书》所提出的减排温室气体的现实压力，欧美国家近年来对风电大加青睐，出台许多政策来促进风电开发，使风电成为21世纪最具发展潜力的能源品种。截至2003年底，全球风电装机总容量已超过39000兆瓦，预计今年将达到47000兆瓦。近年全球风电总装机容量年增长率达到30%以上。美国、意大利、德国的年增长率更高达50%以上。
    相比之下，我国风电尽管从上世纪80年代就开始发展，但目前仍停留在起步阶段，未有突破性进展。1995年电力部曾提出2000年底我国风机规模要达到1000兆瓦的目标，但事实上，截至2003年底，全国风电场总装机容量仅为567兆瓦，占全国总装机容量的0.14%。尽管有40个风电场，但平均每个风电场装机容量不足15兆瓦，远未形成规模效益。
    差距还表现在风机设备的制造水平上。已成为国际主流机型的兆瓦级机组在我国尚处于研制阶段，目前大型风机只能依赖进口，或与外商合作生产。
    我国风能资源非常丰富，分布地区主要集中在北部、西北和东北的草原、戈壁滩以及东部、东南部沿海地带和岛屿上。这些地区缺少煤炭及其他常规能源，在这些地区发展风电应该是"必然选择"。
    为此，有识之士发出呼吁：加快发展风电，"这个产业不能再耽误了"。
    谁来解开制约风电规模发展的"循环死结"
    由于我国风电市场发育不成熟，形不成规模效益，造成设备制造商本土化生产的积极性不高，因此投资者只能依赖进口。其结果是风电项目建设造价过高，进而上网电价居高不下，竞争力不足，投资收益低，投资者少有问津。一个恶性循环的怪圈就此形成。
    造成这个"循环死结"的原因，既有宏观政策问题，也有微观技术问题。
    第一，风电价格不具备竞争力；目前我国风电价格的计算方法是建立在还本付息基础上的，目前一个100兆瓦的风电场发电成本为每千瓦时0.32元，在经营期20年内平均含税电价为每千瓦时0.642元，而目前我・国常规火电平均含税上网电价是每千瓦时0.35元。
    除优选场址、优化设计因素外，融资条件和税收条件也是影响风电价格的重要因素。目前，我国火电项目的还贷期为13年至18年，水电项目的还贷期为18年至25年，而风电的还贷期为7年。有专家测算，若将风电项目还贷期延长至15年，那么风电的平均含税上网电价可降到每千瓦时0.51元。税收政策方面，尽管目前我国风电有增值税减半政策，但由于风电没有增值税进项抵扣，实际税赋并不低，而且这一政策在新的项目报批阶段即已经消化了。而美国联邦政府给予风电开发者的优惠政策是不仅购买设备完全免税，而且投产后还减免部分生产税，每发1千瓦时电就减税1.5美分。在印度，风电设备制造业和风电业增值税也是全免，工业企业利润用于投资风电的部分可免交36%的所得税。
    第二，风机国产化率难以提高。在国际上，风电单位造价一般为1000美元，而我国风电场的单位造价为1万元人民币左右，其中风电机组的投资占总投资的75%以上。这主要是因为目前的大型风机部件仍需依靠进口。如果能够实现风机制造国产化，批量生产，那么风机的造价可大幅度降低，从而大大减小风电和常规火电及水电电价差距。国家发改委的风电专家刘文强认为，风机国产化的关键是要有规模化的市场。有了批量，就可以采用买专利技术或批量订货带进技术、合作生产或组建合资、外商独资企业等方式引进技术。即使由国内自主研发，规模化也更有利于促进，科研成果向实际生产力的转化。
    第三，风电的消费机制尚未建立。1994年电力部曾颁发《风力发电场并网运行管理规定》，明确风电场所发电量电网必须全部收购，因此目前风电电价中高于平均上网电价的部分多数由各地电力公司消化。随着项目规模的扩大，当地电力公司也将难以负担补贴，风电发展将难以为继。风电开发没有消费者，市场机制就无法建立起来。因此应尽快建立起风电价差的科学分摊机制，并将具体规定付诸法律法规形式。风电专家