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發改委調價信號引發風電“搶裝潮”，帶動風電設備市場供不應求。
圖為山東龍馬重科生產車間里，正在準備發運的風電輪轂。 記者
李新民/攝 |
“市場銷售供不應求，公司業績連續提升。”這是當前中國最大的風機制造商金風科技股份有限公司經營狀況的真實寫照。可作為企業掌門人，金風科技董事長武鋼卻高興不起來。他在接受新華社《經濟參考報》記者采訪時表示，他擔心“搶裝潮”過后或將出現“大蕭條”。
眼下風電市場的異動明顯受到了國家發改委此前釋放的風電調價信號的影響。據了解，發改委在調價草案中擬定“新電價適用于2015年6月30日以后并網的風電項目”，眾多開發商爭相趕在“6.30”大限之前搶上項目。業內人士擔憂，風電“搶裝潮”過后必將迎來一個“低潮期”。建設市場的大起大落，這對風電行業的持續健康發展將帶來沉重打擊。站在戰略性新興產業發展角度，中國可再生能源學會風能專委會秘書長秦海巖喊話發改委：我國風電價格調整時機尚未成熟。
發改委釋放調價信號 風電市場出現“搶裝潮”
2014年9月，國家發改委價格司組織國內幾家大型風電企業和地方物價管理部門召開風電電價調整征求意見的研討會。該研討會被認為是對此前醞釀已久的風電上網電價下調政策的一次推進。今年3月，全國人大通過的《關于2013年國民經濟和社會發展計劃執行情況與2014年國民經濟和社會發展計劃草案的報告》提出，將“適時調整風電上網電價”作為2014年主要任務之一。
有知情人士透露，在此次研討會上，發改委價格司“初步設定”的風電上網電價調整幅度是，風電標桿電價原先0.61元/千瓦時的地區每度下降2分錢，其他區域每度下調4分錢。并擬定調整后的新電價適用于2015年6月30日以后并網的風電項目。
由于上述發改委征求意見草案中擬定了新電價的2015年“6·30”時間大限，這使得眾多開發商加大風電項目的開發力度，大家都爭著要趕在“6·30”大限之前搶上項目。風電市場現“搶裝潮”，并拉動整個產業鏈價格異動。
記者在調查中了解到，由于短期內的市場需求劇增，風電產業鏈相關產品價格快速上揚。以風電葉片為例，因國內葉片制造的原材料多數需要進口，國外廠商趁機漲價，原材料價格平均上漲幅度已達到15%，葉片供應商要求2015年價格將再上漲10-15%。同時，風電塔筒也從9月中旬開始出現價格上揚，塔筒價格最高已接近800元/噸。
“實際上，此調價方案只是一份草案，此次研討會也是第一次征集意見，而調價正式出臺的時間、新的風電上網電價執行時間都尚未最后確定。”金風科技一位人士告訴記者，“但是，發改委調價信號的釋放，不僅帶來風電行業搶裝潮，而且對風電產業鏈帶來較大影響。”
據了解，“搶裝潮”不僅帶來供應鏈市場的價格波動，還引發業界對風電設備質量的憂慮。中國最大的風機制造商——金風科技董事長武鋼、國內最大的風電部件生產商——山東龍馬重科董事長樊憲國等，在接受新華社《經濟參考報》記者采訪時均對此表示擔憂。樊憲國說：“‘搶裝潮’引發風電產業鏈供不應求。一些開發商為了盡快上項目，甚至開始向一些小廠商采購設備，這為風電產業埋下安全隱患。”
風電經不起政策折騰 “搶裝潮”后或現“大蕭條”
“電價政策作為最重要的激勵手段，在風電發展中起到了至關重要的作用。”中國可再生能源學會風能專委會秘書長秦海巖說，發改委此次風電調價信號帶來的不只是風電“搶裝潮”以及業界對風電設備質量的擔憂，還將對整個風電產業發展帶來巨大影響。
秦海巖認為，長期以來，影響中國風電產業發展的最大問題是并網難。而此次集中大規模的風電“搶裝潮”勢必造成短期內并網項目的劇增，對下一步風電并網帶來更大壓力，進而進一步加重棄風現象的出現。
據了解，擴大風電等可再生新能源的消費比重，被認為是消除霧霾、治理大氣污染的重要選擇。國家能源局為此規劃了十二條大氣污染防治通道，以擴大風電消納，緩解棄風難題。但是，遠水難解近渴，目前規劃中的輸送通道剛剛啟動，預計2016年后才將陸續投入運行。同時，各省220千伏電網的制約越來越嚴重，目前造成限電的瓶頸已經轉移到省內地區電網主變和線路容量嚴重不足等環節。
數據顯示，目前我國年均風電并網能力在1600-1800萬千瓦，已安裝的9000多萬風電項目中尚有1000萬千瓦項目未能并網。當前如果出現大批量的項目建設趕進度，會造成大量機組搶在2015年6月前并網，大大超出實際的并網能力，未來棄風限電現象會再次出現惡化。
一位風電開發商憂心忡忡地說，在國家能源局及國家電網公司等多方努力下，近兩年我國的棄風現象有所緩解，但仍有10%約100億千瓦時的風電被棄。如果此輪“搶裝潮”導致并網限電進一步惡化，對于一個裝機容量5萬千瓦的典型風電場而言，每年的資金(利息)成本就超過2500萬人民幣，而棄風電量每增加1%，則又會帶來50萬的發電收入損失，即至少造成500-1500萬的潛在損失。
“同時，‘搶裝潮’還將推高風電項目資金建設成本的加大。”上述開發商稱，由于項目建設工期必須保證在2015年6月底前并網，很多項目計劃的提前會帶來較大的融資壓力。一方面，銀行貸款額度有限，對于支持的產業都有較為明確的目標；另一方面，企業為了短期內爭取額度有限的貸款，勢必接受較高的資金使用成本，按照風電項目7000-8000元/千瓦的建設投資水平來看，當前基準利率每上浮10%則會帶來項目建設成本提高2000-3000萬元。
最令業界擔憂的是，風電“搶裝潮”過后或將出現的“大蕭條”。武鋼、樊憲國等多位風電人士分析認為，可以預想在2015年“6.30”調價大限之后，風電建設行業必將迎來一個“低潮期”。建設市場的大起大落，對于已被國家列入戰略性新興產業的風電行業的持續健康發展將帶來嚴重打擊。
業內人士喊話 風電調價時機尚未成熟
“風電是當前國內外商業化程度最高、發展最好的清潔可再生能源。電價政策在風電發展中都起到了關鍵性作用。”秦海巖接受記者采訪時表示，作為國家戰略性新興產業，我國風電產業的發展需要科學合理、穩定有力的電價政策支持。
秦海巖認為，首先，風電調價要以確保國家目標的實現為出發點。作為全球第一大能源生產國、第一大能源消費國和第一大碳排放國，中國要確保實現2020年非化石能源占一次能源消費比重達到15%的目標，必須大力發展清潔可再生能源。具體到風電產業，經國家相關研究結構測算，至少要達到2億千瓦的并網裝機規模，即從目前到2020年前，年均新增裝機規模要保持在2000萬千瓦左右。而目前我國風電領域企業利潤水平普遍偏低，企業投資開發熱情并不高，如果此時再下調電價，則必然影響產業的發展進程。
其次，價格調整要以確保產業的持續健康發展為宗旨。作為戰略性新興產業，風電產業的發展對帶動我國產業優化升級意義深遠。我國歷史上鮮有機會在某個產業領域與世界水平站在同一起跑線上，風電產業賦予了我們取得世界領先優勢的戰略機遇。截止到2013年年底，我國累計出口風電整機140萬千瓦，遍布世界數十個國家和地區。與此相對的是，風電產業并未徹底解決利潤水平低的問題，現階段社會對產業投入的補貼，是為了維持整個產業鏈的基本利潤水平，使制造企業守住盈虧線，以保證企業對技術研發的持續投入，為產業發展后勁儲存實力，培育一個兼具巨大社會效益和經濟效益的新型高端制造產業。此時下調電價將導致產業資金鏈更加緊張，從長遠來看，將摧毀開發商們本已徘徊在盈虧邊緣的風電業務，進而拖垮上游設備制造企業，這對整個風電產業無疑是一種毀滅性的打擊；從短期來看，政策的突變必然引發一輪“搶裝潮”，設備質量無法保證，為未來的安全穩定運行埋下隱患，影響產業的健康有序發展。
其三，價格調整還要以科學測算項目成本和收益為依據。風電產業的持續健康發展，以合理的利潤空間為基礎。2009年國家發展改革委頒布的四類風電上網標桿電價政策對我國風電產業的規模化發展起到了積極的作用。但按照2009年政策出臺前的電價測算方法，對目前所需的電價的最低水平進行測算，我們發現：在風電場分布最為集中的Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區，在棄風限電嚴重的情況下，目前執行的標桿上網電價低于實際所需電價，不能保證8%的資本金內部收益率，風電項目實際處于虧損狀態；中東部和南部Ⅳ類資源區如果年利用滿負荷小時數達到2000小時，所需上網電價在0.599元/千瓦時的情況下，可以守住8%的盈虧線，但目前開發目標開始向資源條件較差的區域推進，大部分可開發風能資源的年利用滿負荷小時數在1800-1900之間，此時若要保證8%的資本金內部收益率，上網電價需要達到0.631-0.666元/千瓦時，高于目前的標桿上網電價0.61元/千瓦時。
針對當前社會上對風電電價補貼過高的認識，秦海巖說，“實際并非如此。”他分析說，風電電價看起來確實比煤電電價高，但煤電價格并不是其完全成本的體現。以我國煤電脫硫脫硝和除塵補貼電價為例，按現行標準，脫硫電價補貼0.015元/千瓦時，脫硝電價補償0.01元/千瓦時，除塵電價補貼0.002元/千瓦時，三項共計為0.027元/千瓦時。2013年我國煤電全口徑發電量為4.19萬億千瓦時，以此粗略計算，則2013年對煤電的補貼規模為1131億元。按美國科學家研究測算結果，如果把燃燒煤炭所帶來的污染物排放、水污染、工人傷亡、地表形態的顛覆性改變等隱性成本都計算在內，那么燃煤發電的電價要至少增加一倍到兩倍。相對而言，我國風電的電價水平并不高，且低于許多國家的電價水平。風電的補貼資金規模也遠遠小于對煤電的補貼，2013年風電補貼約為200億元，至2015年約為300億元。
“盡管全國人大在《關于2013年國民經濟和社會發展計劃執行情況與2014年國民經濟和社會發展計劃草案的報告》中提出了‘適時調整風電上網電價’的要求，但風電電價的調整，應該以服務于風電戰略性新興產業發展為宗旨。”秦海巖說，“就目前而言，我國風電電價的調整時機并未成熟。”
