可再生能源電價附加翻番 風電設備業難分羹

　　12月1日，哈爾濱天氣晴朗，風力4-5級，僅從天氣條件來看，這是適合太陽能和風能發電的日子。

　　對于許多從事新能源行業的人來說，當日還有一個特別的意義：從這天起，我國可再生能源電價附加（下稱電價附加）標準由此前的每千瓦時4厘錢提高至8厘錢。

　　但眼下，這個消息對于已經在哈爾濱奔波多日的周成剛（化名）來說，卻沒有太多的實際意義。“冬天東北和西北地區的火電供熱機組必須要轉起來，一部分風電機組就要被棄風。”

　　周供職于一家第三梯隊的風機設備生產廠，但“棄風”并不是他體會不到實惠的最重要原因。“電價附加增加一倍總體上來說是好事，但這錢是補給開發商的。設備廠的競爭還是很激烈，國家補多少都不會造成風機設備價格的上漲。”

　　實際上，今年上半年以來，彌漫在風電市場上的消極情緒，主要是來自于設備制造行業所處的不利形勢。而電價附加并非是直接針對設備商的補貼，基于此，周悲觀的認為，這個新政策絲毫不能把自己所在的企業從利潤過低的“泥潭”中解救出來。

　　從事光伏組件生產的李東也有類似的看法，“風電必定要切掉最大的一塊，再加上生物質發電和光熱發電，光伏發電能夠獲得的補貼不會很多。”

　　“電價附加的上漲對于新能源行業可能不會有太大的提振。”電監會價格與財務監管部副主任黃少中認為，“因為行業現在就是要整合與規范，畢竟那股投資的熱潮已經過去了。”

　　即使是在發電企業們來看，“這是可以預期的正常情況，對我們并不是一個影響特別重大的事。”大唐新能源（01798.HK）副總經理胡國棟表示，“我們只是放心了，國家還會繼續支持新能源行業的正常發展。”

　　補貼資金捉襟見肘

　　“我國可再生能源電價附加征收標準為每千瓦時4厘錢時，每年征收金額100億元左右。”國家發改委一位人士透露，隨著可再生能源發電的迅猛發展，可再生能源電價附加資金已入不敷出。2010年度，缺口20億元左右；2011年缺口100億元左右。

　　“目前實際上只補貼到去年的11月，有一年多沒有補了。”黃少中說，“而且去年光伏的裝機量還很小，今年因為光伏上網電價政策的刺激，裝機量會有比較大的增加。”

　　“電價附加一般是半年支付一次。”黃介紹，先從銷售電價中提取，放在各省電網公司，但這部分錢單獨列賬并不算做電網的收入。然后由發改委、電監會下發調撥交易方案，由省電網公司即付給具體的發電企業。

　　據了解，電價附加除了用于補貼可再生能源電價與和火電價格之間的差額之外，還有一部分是用于鼓勵電網的基建。按照相關的標準，國家規定的接網費用補貼標準按電量和線路長度制定：50公里以內補貼1分錢/千瓦、50-100公里2分錢/千瓦、100公里以上3分錢/千瓦。

　　“如果送出線路是由業主投資就補給電力公司，如果是電網投資就補給電網。”一位來自于華電新能源的知情人士說。他透露，以華電的情況來看，今年已經有很長時間沒有收到補貼。“主要是對風能項目影響大，太陽能項目我們還比較少。”

　　不過，因為歐洲經濟深陷債務危機、日本市場相對封閉、新興市場缺少補貼支持，美國又與中國在新能源貿易上存在摩擦，過去主要依靠出口的光伏產品制造企業，對于國內市場開拓愿望是前所未有的強烈。

　　Frost&Sullivan能源電力部門咨詢經理曹寅分析，“政府更多的扶持，中國光伏產業將致力于本土市場的發展，可以降低國際經濟形勢不景氣的影響。”

　　但并非每個人都如此樂觀。陸劍洲在算了一筆賬后得出結論是“還是少了一些。”他是上海淘科網絡技術有限公司常務副總經理，這是一家專業的光伏監控系統提供商。

　　陸表示，因為實際補貼應該是新能源電價和火電標桿電價的差額，考慮到光伏本身成本的下降和火電成本的上升，所需補貼的差價實際上是在縮小的。

　　“明年可能還需要在上漲2厘錢/千瓦時，電價附加本來就是隨著可再生的發展規模動態增加的。”胡國棟說。

　　“要用發展的眼光，雖然未來五年每年新能源并網裝機會以約35%高速增加，但新能源和火電的發電成本差額在減少，如此一增一減，等額附加就能支持更多新能源裝機。”曹寅認為，“而且中國售電量也在以10%速度增長，此外，可再生能源附加還有漲的空間。”

　　設備企業難分羹

　　“眼下開發風電場即使不算CDM的收益，項目的資金回報率也在13%-15%，開發風電場項目都是盈利的。但是他們往往會要求與設備商延長協議付款的時間，使得設備商的回款現在也很難，直接導致了企業的資金鏈困難。”周成剛分析說。

　　可再生能源電價附加翻番 風電設備業難分羹

　　實際上，今年上半年，國家開始實施信貸緊縮政策，下游電力公司的資金壓力也變得很大。

　　胡國棟告訴記者，受益于風機價格下降和風場開發經驗成熟等因素，開發風電場的成本已經由前兩年的9000元/千瓦-1萬元/千瓦，降低到目前的7500元/千瓦-8000元/千瓦。但即使在這樣的情況下，一個5萬千瓦的風場項目，前期投資仍需約3.75億-4億元的巨額投資。

　　“業主們都把發電掙的電費投入到下一個項目的開發了，因為目前的銀行貸款利率約是20%-30%，融資的成本太高。”周成剛說。

　　而從今年早些時候開始，因為需求低迷、價格下滑、產品積壓、回款不暢等問題，使中國風機制造商們，在經營業績上遭遇著前所未有的嚴峻考驗。

　　根據華銳風電601558,股吧（601558.SH）、金風科技002202,股吧（002202.SZ；02208.HK）和明陽風電（MY.NYSE）三家公司的報表，其在2011年前三季度的應收賬款周轉天數分別為359、274和257天，而在去年，三家公司相對應的天數則是118、108和157天。

　　一位來自于東方電氣600875,股吧（600875.SH）的知情人士向記者透露，“設備企業收款時間延長，但每天要的錢還是跟流水一樣往外出。”

　　“電價附加的支付也有滯后性，所以從這點上來說，不會督促業主更加積極地支付貨款。”周成剛說，針對設備廠商目前的資金鏈緊張問題，電價附加所帶來的緩解效益幾乎忽略不計。

　　而在太陽能方面，根據國際光伏研究機構Solarbuzz此前發布的報告，預計2011年中國光伏市場實際完成量將超過1.6GW，較2010年增長230%以上。但這對于中國今年接近50GW的產能所帶來的積極作用更是杯水車薪。

　　不過，曹寅還是認為，此政策對制造和裝機都是利好。“如沒有充足穩定收入來補貼發電端，那企業就沒有裝機動力，國內市場啟動也就無從談起，所以這是國內裝機目標的保證，另外也會激起發電企業裝機熱情，從而正面影響政府規劃。同時，如果沒有國內市場，企業只能去國外搶食，然后被貿易壁壘趕出來。”

　　風電難言讓利

　　“風電上網電價標準在‘十二五’期間內原則上是不變的，但是不排除在2013年開始降低。”黃少中說。

　　去年，龍源電力（00916.HK）在香港上市滿一周年時，其執行董事、總經理謝長軍就向本報記者透露，2010年，龍源電力的盈利將大幅超出原來預測的17.7億元人民幣，對其母公司國電集團的利潤貢獻率超過50%。

　　龍源并不是個例，實際上盡管5大發電公司近年來都有不同程度的虧損，但是風力發電項目卻都能實現盈利。

　　不過，即便如此，胡國棟也不認為“十二五”期間風電上網電價有調低的空間。“我們在三北地區還有月5000萬千瓦的風資源，但是因為送出受阻，現在都沒法開發，所以要轉向南方區域，這里風速低、可利用小時數只有約2000小時，發電量較低，所以收益不會太高，如果調低電價，我們的收益率就難以保證。”

　　他表示，如果不考慮北方限電棄風的影響，一些資源好的風電項目甚至能夠保證20%的內部收益率，但是南方低風速地區雖然可研設計時的收益率都在10%，但是實際情況中不一定能這么高。

　　前述華電新能源人士表示了同樣的看法，“南方可開發的風電項目還是少，我們在浙江、湖南等地的并網項目還是虧本，因為這里的開發成本比較高。”

　　知情人士透露，大唐今年計劃新增風電裝機150萬千瓦，但實際的裝機可能只有120萬千瓦左右。胡國棟并未對此作出回應，但他表示風電仍是今后大唐新能源的重點。

　　“雖然光伏電價更高，但是成本也太高。”他介紹，今年大唐的光伏投產量約在80兆瓦，“目前情況下，我們覺得大規模發展太陽能不太適合中國的經濟發展水平。”

　　前述華電新能源人士也表示，如果光伏組件價格不下降到6元/瓦，就沒有大規模開發光伏項目的打算。“我們光伏今年裝機是50兆瓦，按照1.15元/千瓦時的電價并網，但是要半年后才能獲得電價附加的補貼，對我們現金流的影響非常大。”

來源：21世紀經濟報道 作者：房田甜

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