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。