关注风电投资 成本收益成为焦点

电力18讯：    缺电引发电力投资热，风电等洁净能源也备受瞩目。但按单位造价测算，火电每千瓦4000元左右，水电每千瓦5000-6000元，而风电每千瓦至少在8000元以上。在还本付息期，风电上网电价将为火电的2-3倍

　　8月3日，北京国宏大厦。国家及各相关省份发改委、国家电网公司和招标公司会同国内外电力企业高层百余人在此聚首，二期风电项目特许经营权招标的最后一次标前会悄然召开。有专家称，在一期两个风电项目特许经营权招标刚刚落幕之际，二期3个10万千瓦级风电项目再度启动，这预示着风电作为新一代洁净能源的典范，在国家各项政策的簇拥下，开始走上大发展之路。

　　作为二期风电项目最后一次标前会唯一现场采访的媒体记者，《经济参考报》记者注意到，风电“大发展之路”并不平坦。由于风电投资成本昂贵，因此“上网电价”、“电网投资”、“设备国产化率”等成为各电力企业关注的焦点。中设国际招标有限责任公司总经理张建国、国家发改委能源局可再生能源处处长史立山和国家电网公司计划投资部商全鸿3人，是解答问题的关键人物。

　　问题焦点一：上网电价与发电小时怎么定？

　　“如果与火电以及同样是洁净能源的水电相比，风电现在的确是太贵了。”几乎所有的电力企业代表都在抱怨。昂贵的设备成本使投标企业对风电上网电价极为敏感。尽管电网承诺在风电场累计发电等效满负荷小时数3万小时之内(按额定容量计算)，按照中标价格全额购买风电场的发电，但标书中《特许权协议》第10.2(b)款及《购售电合同》第6条同时规定，在这3万小时以后至特许期结束的上网电价为当时电力市场中的平均上网电价。3万小时以后的平均电价究竟是走向竞争还是同化为每个省份的加权上网电价，成为投标企业一致关注的焦点。

　　“虽然这里的‘电力市场’指的是风电场所在省份的电力市场，但多年后的‘电力市场’是否有所变化取决于我国电力体制改革的进展情况。”对于投标人做财务分析时提出预测将来十几年后电价存在的不确定性，史立山认为，目前尚处于电力体制改革进程中的我国风电市场对于企业来说既是风险也是机会，企业对10年以后电力改革和市场情况的预测将关系到此次投标的电价情况，并体现企业整体的眼光和思路。

　　“但可以肯定的是，随着风力发电技术日趋成熟，市场规模不断扩大，风力发电的成本效益性能也将逐渐改善。”国家发展和改革委员会能源研究所副研究员梁志鹏接受《经济参考报》记者采访时表示，在10年的发展中，风电的成本完全可以下降一半。以美国为例，1990年风电的成本为8美分/kWh，到2000年时下降到了4美分/kWh，而如今一些发达国家的风电电价已经几近于火电。

　　问题焦点二：电网成本谁来承担？

　　“由于风电场特殊的地理条件，风电场到电网的接入系统使电网单位也承受着巨大的成本压力。”商全鸿说，以第二期项目中的吉林风电项目为例，当地省电力公司对接入系统方案进行专门论证时，估算的接入系统成本为2-3亿元甚至3亿元以上。“10万千瓦装机容量的风电场投资大约10亿元，而仅接入系统就要占其投资的20%-30%，根本无法体现规模效益。”他表示，由于收购电价按落点电价计算，因此电网很难负担全部接入成本，中标商应参与到落点150公里之外的接入系统建设并将其计入投标电价中。

　　史立山指出，在接入系统方面，目前没有统一政策约定由哪一方负担，只能由电网和风电场协商解决。但随着风电的逐步推广，风电场装机容量的扩大将减轻接入系统在成本中所占比例并形成规模效益。业内人士预测，由于高价收购风电给电网造成的经济损失将很有可能平摊到日常电价中，由消费者承受。

　　问题焦点三：高国产化率带来了什么？

　　“虽然300kW以下的风力发电机组完全国产化生产，600kW以上的风力发电机组的制造在我国也已经起步，但仍有大约40%的关键部件(按机组价值计算)需要进口。”梁志鹏说，国产化、本地化率低已经成为我国风电发展的瓶颈。

　　“此次招标规定70%的本地化率，按目前国内设备商的生产能力来说的确不可能达到，但这个规定能够吸引跨国公司来华设厂、转移技术，并帮助缩短我国在设计、施工、选点、管理等方面与国际的差距。”史立山说，虽然规定使能够免除关税和增值税的整机进口变得不现实，但这是引进国际高端风电设备产品核心技术所必须付出的代价，也只有这样，国内产业水平的整体提高和风电成本的下降才指日可待。

　　据业内人士估算，如果达到70%的设备本地化、国产化率，执行项目需组建合资公司且外资比例应至少达到35%。

　　问题焦点四：政策究竟能倾斜到什么程度？

　　梁志鹏指出，世界各国在发展风电这种初始投资巨大，运行成本较小的新型洁净能源形式时，初期都依赖政府政策的扶持，中国也不例外。“只是除了增值税减半征收以外，其他扶持风电的政策国家都尚未明确，比较明确的特许经营权政策也缺乏连续的效果。”史立山说<