夏日的官廳水庫兩岸,西風陣陣。這里位于懷來“V”形盆地的正中央,叫“狼山風口”,是中國五大風口之一。北京的風,大多就是從這個風口刮過來的。
天然造就的風能行至此處,70米高度的年平均風速達到7.11米/秒,平均風功率密度約為422瓦/平方米。在這個“風口”上,京能集團北京官廳風電場的100臺風機矗立其間。
官廳風電場是北京的第一個、也是目前唯一的一個風電場。作為《申奧報告》中的綠色能源類項目,它曾在北京奧運會期間為奧運場館提供了20%的綠色電力。
這段特殊的“履歷”,讓今天的官廳風電場顯得與眾不同:一年356天、一天24小時,只要有風能發電,國家電網就保證全額收購。
在許多風電場遭遇上網難、限電棄風等“有電難送”的尷尬時,官廳風電場的運營情況,幾乎是達到了理想的狀態。得益于此,與其他的風電場相比,官廳風電場收回成本所需時間被縮短了約一半。
然而,在如此優厚的待遇下,“狼山風口”的風要給官廳風電場帶來綠色利潤,遠是10年以后的事。而因為風機的使用壽命只有20年,所以風場的設計使用壽命也只有20年。如此一來,風場真正的盈利期可能就只剩下8-10年。
不過,受風電標桿上網電價、國家電網加快輸電線路建設和風機價格下降等的帶動,一些風電場的內部收益率(下稱IRR)正在接近、甚至超過8%的社會平均水平。而考慮到,發展可再生能源是大勢所趨,這也成為有實力的資金大舉開發風電場的動力之源。
風電場賬本
電價0.75元,電網標桿電價0.3807元,剩下由國家清潔能源補貼。
8月6日,懷來,微風。在南北長約6公里,東西寬14公里的官廳水庫岸邊,100臺白色風機沿東西方向排列,大部分都在緩緩轉動。
“沒轉的那幾臺是在利用枯風期檢修。”北京鹿鳴山官廳風電場副場長唐曉解釋,“雖然每年7-9月屬于枯風期,風速只有約3米/秒,但是風機仍然能正常發電。”
他告訴記者,官廳風電場總裝機容量為150兆瓦,2008年1月20日第一臺風機并網,到去年底已全部并網發電,年等效滿負荷小時數接近2000小時。而所用的100臺單機容量1.5兆瓦的風機,全部來自金風科技(002202)。
2008年,官廳風電場一期工程并網發電之時,唐曉從金風科技來到風場任職,因此,他熟悉這里的每一臺風機,“65米高的風機,頂端安裝的葉片扇面長近40米,葉輪轉動產生的電能通過變電箱、變電站升壓至11萬伏,之后匯入華北電網,一直送到100公里外的北京。”
顯然,相比其他風電入網難,官廳風電場在這方面很如愿。其通過哪些渠道收回成本?
每年,官廳風電場可以向北京提供約3億度的綠色電力。這個發電量對于北京每年700億度的用電量,顯得實在是微乎其微,對電網的沖擊不值一提,所以并不需要調峰電源的配置。
而因為其是在2009年8月1日實施的《關于完善風力發電上網電價政策的通知》(下稱《電價通知》)之前被核準,官廳風電場也并未采用固定區域標桿價。
“我們的電價是0.75元,其中電網公司按照京津唐電網標桿電價0.3807元收購,剩下的由國家每年進行清潔能源補貼。”唐曉說。
除了賣電的收入,官廳風電場每年還能從CDM項目中獲得一部分補貼。
“一期工程49.5兆瓦產出的CER(核證減排量),早于2008年12月27日在EB注冊成功,每年可以拿到800萬-900萬元的補貼。”唐曉介紹。
盡管數目不小,但他仍認為只能把這部分收益當做“圣誕樹上的點綴”。“目前來看,CDM的前景并不明朗,這部分補貼能拿到什么時候,我們心中沒底。”唐表示。
因此,在折算何時能夠回收建設電場的成本時,唐曉并沒有把CDM的收益算入電場的總收入。“刨除設備折舊、財務成本,以及電場40名員工的薪酬,按照目前的電價和發電量來算,我們需要10-12年才能收回成本。”
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
大型風電有功智能控制系統?
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
“新的商業模型在不考慮CDM收益下,我們仍可保守達到8%的IRR。”容伯強稱。
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。
責任編輯: 中國能源網