這廂第二批光伏特許權招標硝煙還未散去，那邊，首次共100兆瓦海上風電特許權招標又風云再起。30多家企業，70份標書，競逐4個項目。和前兩次光伏招標一樣，這一次“國家隊依舊來勢兇猛”。

0.6101元/千瓦時，在國家隊再一次華麗的“低價包圍”下，民企對新能源項目的期盼似乎已成海市蜃樓。

探索央企“華麗圍標”背后

海上風電招標：新能源低價時代來臨？

文/本刊記者 蘇奮勇

2010年9月10日，我國首輪100兆瓦海上風電特許權項目招標在北京開標，央企中國電力[1.80 0.00%]投資集團在兩個項目中投出0.6101元/千瓦時最低電價，再一次讓參與競標的民企目瞪口呆，這一價格接近內陸風電標桿上網電價，在業內人士看來，該報價短期內只有虧損。

中電投再次最低價逼內陸風電

此次海上風電特許權項目招標于今年5月啟動，共有4個項目，都在江蘇。

據記者了解，參與投標的公司大多數為央企，包括大唐電力、國電電力[3.44 -1.43%]、華電國際[4.07 -1.45%]、華能和中電投旗下各個新能源子公司，以及中海油、中廣核、中節能、河北建設和京能公司等。

從投標書內容看，中電投在此次海上風電特許權項目中的東臺和大豐兩個項目中，投出0.6101元/千瓦時的最低投標價；在濱海和射陽兩個項目中的投標價分別為0.6119元/千瓦時和0.6559元/千瓦時。

值得注意的是，此次海上風電特許權項目招標的最低投標價格，幾乎與陸上風電最高上網標桿價0.61元/千瓦時持平。與陸上風電相比，海上風電雖具有風速高、風資源穩定、發電量大等特點，但因其技術和所處的運行環境遠較陸上風電復雜，因此其發電成本應比前者更高。

國家能源局新能源和可再生能源司副司長史立山認為，這次招標企業的報價有些偏低。史立山同時稱，這個水平的電價，對促進海上風電發展起到里程碑作用。

相關專家表示，企業在這次招標中電價偏低，按照目前的海上風電建設成本和技術水平，0.8～0.9元/千瓦時的報價較為合理。

我國沿海省份工業發達、耗電量大，同時缺少傳統資源，電力供應始終難以完全滿足。除了太陽能光伏發電，在沿海省市，風能發電是未來發展可替代能源的主要方向。

據記者了解，中國陸上風能資源主要集中在西部地區，遠離沿海用電負荷中心。即使未來實現內陸風能大省并網發電，長距離輸電至東部沿海城市，會受到智能電網建設進度的制約。相比之下，如果發展靠近用電負荷的海上風電，則沒有上述制約。

事實上，東部沿海風能發電已有先例：我國第一個海上風電示范項目——上海東海大橋10萬千瓦海上風電場項目的稅后上網電價為0.978元/千瓦時。該項目總投資約23.65億元，今年7月實現并網發電。

數據顯示，經過2004年以來的連年翻番，截至去年年底，我國陸地風電裝機已經超過2500萬千瓦，位居全球第二。目前，我國內陸四類資源區的風電標桿上網電價分別為每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。

海上風電由于運行環境復雜，技術要求高，施工難度大，我國還處于起步和探索階段。按照正常規律，海上風電電價應高于內陸電價。

據悉，此次海上風電特許權項目招標后，國家能源局將進行一周左右的評標，最終結果可能在9月底之前公布。然則對于月底公布的中標結果，眾多民企代表的意見出乎意料的一致，“此次依舊是央企轉入新能源的圍獵場”。

這種“統一”想法的產生源于近期前兩次光伏招標中央企“華麗”的戰績。早2009年3月22日的第一輪光伏電站特許權項目——敦煌10兆瓦光伏電站的開標會上，雖然有50家企業買走標書，但第二輪進入商務標的13家企業均為國有企業，如華能、龍源電力[8.14 -0.12%]、中廣核、國投電力[8.03 -1.35%]等。

光伏特許權招標陰影

2010年8月10日，光伏280兆瓦技術標開標，國電、中電投、大唐、華能、華電“五虎將”以及“四小龍”中的中廣核、國投電力和國華[0.13 -2.26%]電力等50家企業遞交標書135份，爭奪13個光伏電站的特許經營權，期限均為25年。

8月16日，價格標揭開面紗，幾乎每個項目都有十余家企業“圍搶”，最冷門的內蒙古阿拉善項目，也有7家公司競標。同時，逾65%的報價集中在每千瓦時0.9～1.2元的區間，而平均報價降至1.036元/千瓦時，較“敦煌項目”的1.354元下調23.5%。

“我以為，‘地板價’也不過九角上下，但第一輪唱標時，我就聽到了一個八角六分。更不可思議的是，隨后每輪唱標，竟然都有好幾個七八角的超低價。”一位參與競標的地方發電集團負責人感慨道。

曝光的報價表顯示，所有項目的最低價均跌破1元/千瓦時，最高不過0.9907元/千瓦時，最低0.7288元/千瓦時，由同屬中電投集團的黃河上游水電開發公司和新疆能源有限公司，分別競標青海共和30兆瓦項目和新疆和田20兆瓦項目時報出。

此外，逾七成的最低報價降至0.85元以內。根據招標文件，若上網電價與技術方案報告、財務評價報告一致，報價最低者即為中標方。然而，2008年8月14日，發改委核定的內蒙古鄂爾多斯[21.74 -2.51%]以及上海崇明光伏電站的上網電價則高達4元/千瓦時。兩年時間，78.8%的直線降幅讓業界一片嘩然。

“價低者得標，有待商榷，至少還得請專家委員會投票表決，一來保證項目質量，二來保護合理利潤。” 專攻能源轉換與光伏物理的中山大學太陽能系統研究所所長沈輝告訴記者，以國內企業目前的技術水準，1元/千瓦時的價格才算“湊合”，而且，僅限于陽光資源豐富的西部。

事實上，去年4月28日，無錫尚德、英利集團等13家太陽能電池制造廠商曾聯名通過“推動光伏發電‘一元工程’建設倡議書”，希望力爭在2012年將光伏發電的成本降至1元/千瓦時。由于此次競標的所有項目將于2012年建成使用，接近1元的報價顯然更為業內認同。

同時，目前多晶硅兇猛的價格漲勢也注解了“七八角錢”的離譜。截至8月中旬，多晶硅的現貨價格已突破50萬元/噸，較5月初高漲30%。受此影響，近兩月來，光伏發電組件普遍提價15%。長江證券[15.05 -0.99%]的一位新能源分析師據此推算，“有賺頭”的上網電價已接近1.2元/千瓦時。

這是許多制造商共同的疑惑。在一遍又一遍的盤算過成本之后，他們把合理的解釋歸結為：因為開出最低價的，是國有大型電力集團。在13個項目報出的最低價中，僅中電投系子公司就獨占6個，華能、國電等國有大型電力集團也各有斬獲。而光伏民營企業卻幾乎銷聲匿跡。

控制電價沖動

記者了解到，在“特許招標”的標書中，并沒有排他性的條款，也就是說每家企業都可以和多家進行捆綁競標。所以，通過多線布局尋找最優化的捆綁方案，以最大程度的降低電價，是業界普遍認可的制勝法寶。

“在政策允許的范圍內，大家都希望盡可能多的與其他企業捆綁，提高中標的可能性。” 國電風電設備技術研究所副所長秦明表示。

企業希望控制電價達到中標目的，并非毫無依據。

此前，國家能源局新能源與可再生能源司司長王駿就表示，“在這次招標中，電價只占六成因素，其余四成比重要看投標企業出具的經營管理方案是否科學合理。”

他解釋，雖然能否中標并不完全取決于電價，但國家能源局希望通過競爭性招標，建立良好市場環境，推進裝備研發并降低開發成本。在政府補貼資金有限的情況下，最大限度地提高資金的使用效率，因此，電價仍是競標的主要參考因素。

王駿此言的背景是，按照《可再生能源法》規定，我國可再生能源上網電價超出火電標桿電價的部分，由可再生能源電價附加補貼。

目前，在我國第一個海上風電示范項目，上海東海大橋海上風電場項目中，最終確定的稅后上網電價為 0.978元/千瓦時。那么，以火電平均標桿電價0.3元/千瓦時為標準，就意味著海上風電每發一千瓦時的電，國家財政就要拿出將近0.7元/千瓦時的補貼。

即使是與2009年7月，我國根據區域風資源劃分的四類風資源標桿電價，即每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元、0.61元相比，海上風電也幾乎沒有競爭力。

“在海上風電增加的成本中，大部分來自海上運輸吊裝的費用。”明陽風電副首席整機技術工程師張學接受記者采訪時曾表示。

根據中水珠江規劃勘測設計公司測算，在我國海上風電場項目中，風機只占到總成本的35%，其他成本來自于建設安裝、運行維護、并網、管理和回收等部分，其中，建設安裝占24%，運行維護占22%。

不過盡管建設安裝在成本中所占比重如此之大，短期內這部分也沒有太大的可能降低。以風電發展更具規模的歐洲為例，海上風電技術成本及運輸吊裝也占到總成本的49%，機械成本占21%，海上電纜和變壓器的成本占16%。

“我們還沒到降低成本的階段，‘特許招標’就是為了摸一摸成本。”中國風能協會副理事長施鵬飛告訴記者。

“雖然大幅度降低成本是不可能的任務，但與已經握有相對成熟安裝技術的企業捆綁，在競標電價上，還是可以有一定的優勢。”上述了解明陽風電且關注海上風電發展情況的人士表示。

民營企業的期盼

自2003年開始推行風電項目特許權建設方式，雖然為中國風電[0.80 0.00%]裝機容量躍居亞洲第一奠定了基礎，但“最低價者得之”的模式也導致了另一結果的出現——民營資本幾近全面出局、贏利模式的模糊、大量風電無法上網。

而根據招標規則要求，投標者可以投多個項目、多個標段，組件廠商可獨立投標，而投資商必須捆綁組件廠商。因此，自央企圍標的結果背后，民企更多的將在二級設備市場展開激烈的爭奪。

事實上，民企對國有資本欲拒還迎。一方面，國企進來，以極強大行政資源及財力，可迅速打開光伏發電新興市場。另一方面，民企又懼怕國企以取得項目、搶占優質資源為出發點，而不是以項目投資收益為出發點，這種非理性出價導致競標價格與合理水平相差甚遠。

專家認為，“特許權項目招標不應簡單的以‘低價者得之’為標準，而應該設置合理的IRR水平、參照國際市場行情、每個季度的發電量等標準，這樣才能驅動信托、保險、民營資本等資金進入，光伏發電成本的降低與市場的健康運行才能并行不悖”。

“中國的政策可能不具備西班牙及意大利有20%的利潤，但至少有像基建這樣10%的利潤回報，才能支撐起這個市場的成長，并驅動民企進入。”上述專家說。

賽維LDK高管認為，“目前民營資本進入除了國家政策扶持外，更需要金融創新工具的引入。光伏電站的投資類似建設高速公路，需要好的贏利模式，使得信托與保險等機構進入，民營方面才可有金融支撐。”

而單從技術市場監督來看，證券分析師有其看法。由于海上風電對風力發電機組有特殊的要求，渤海證券分析師李新渠表示，預計此次招標將以3MW機型為主，2MW及2.5MW機型因單機容量太小，即使經過改進，應該不會有太大份額。此外有分析師表示，上海東海大橋風電場全部采用華銳風電3MW機型，已在上月正式并網發電。從目前看來運行良好，此次招標可能會參考該項目經驗。

到目前為止，國內有能力量產3MW機型并且有運營經驗的公司，只有華銳風電和金風科技[24.05 -1.92%]，其他廠商則多處于研發階段。因此業內人士表示預計此次招標，很有可能是華銳風電和金風科技兩家公司獲得大部分份額。