风电发展从政策调整寻求出口
 

□文/张 泽

　
在过去数年里，我国出现了多次严重的电力短缺。同时，由于约70%的电力来自火力发电，引发了历史上最为严峻的空气污染。目前煤炭价格不断攀升、资源环境压力继续加重，风电正成为一种具有实质意义的替代能源。
截至2005年底，我国累计开发风电场61个，安装风电机组1864台，装机容量126.6万kW，首次突破了百万千瓦大关。与2004年累计装机76.4万kW相比，2005年累计装机增长率为65.6%。
但是这些成就无法让人喜悦。这不仅是因为装机容量与其他风电大国差距遥远，也因为国家现行的风电政策甚为保守，导致风电发展存在诸多不健康因素。

风电发展规划的制定应强调上网电量
我国近几年在风电领域取得的进步，让对能源危机与环境危机抱有警觉的人士看到了希望。但是，在国内风电尚未进入产业化的阶段，2005年增长速度如此之快，让业界对风电的发展充满忧虑。
中国风能协会副理事长施鹏飞告诉记者，目前风电投资过旺，一个特许权项目就有十多家企业投标，明知电价过低甚至赔钱也全然不惜。他认为，现阶段发展风电主要是培育国内风电机组和部件开发制造能力，是为解决缺电和环境问题作准备。但是许多官员和电力企业把风电装机容量当“政绩”、“业绩”，甚至在资源和土地面积不足的情况下仍要强行上项目。
针对电力企业宁愿低价竞标的现象，分析人士认为这可能与正在讨论中的强制可再生能源发电配额的政策有关，认为国家可能会对可再生能源占电力企业发电量的百分比作出规定，所以电力企业急于跑马圈“风”。还有观点认为，有些企业圈而不动，或只上些小的形象工程，利用中标炒概念、树形象，用清洁能源作秀，以套取股民资金，限制其他资本的合法进入。
按规划，我国2010年风电装机为500万千瓦。到2020年装机容量达到3000万kW、2030年应达到1亿千瓦和2050年4亿千瓦。据透露，目前仅龙源集团一家就准备装300万千瓦，各省规划目标总和接近千万千瓦。因此，2010年达到500万千瓦的装机任务将不是难点，投资商更应该考虑的是国产化能力和电网技术经济问题。
与一些地方政府和电力企业的“好大喜功”形成鲜明对比，施鹏飞特别强调风电发展目标不能只提装机容量，风电年上网电量才是实际成果。因为风电上网电量取决于风能资源和机组实际可利用率。2005年风电上网电量约15.3亿千瓦时，他希望2009年底累计装机达到400万kW，2010年的风电上网电量达到80亿千瓦时，当年新增装机容量100万kW，所采用的机组国产化率都达到70%。否则，只是500万kW装机容量本身，对投资人和国家都没有意义。
专家认为，风电目前还是一个政策导向性很强的新兴产业，要实现风电的可持续发展，投资商、制造商和相关部门都要静下心来踏踏实实地做事，同时要有风险意识。
施鹏飞提醒业界，开发商要认真做好前期工作以冷静投资，银行对风电项目贷款要慎重，项目亏损时银行要承受60%以上的损失。零部件和整机制造商要在产业初期加大对研发的投入，但不承担可再生能源发电配额的义务，只有确保产品质量的义务和获得合理利润的权利。
他告诫：“千万不能为追求数量指标而放松对质量的控制，时刻牢记风电是对未来20年野外恶劣条件的投资，能否有回报取决于今天是否一丝不苟和契而不舍，现在宁可少些宁可慢些但要好些，为的是可持续的多和快。”
和国内其他一些省区相比，广东省近阶段风电的开发显得冷静甚至是冷清。据中国科学院广州能源研究所工程师舒杰介绍，广东省规划2020年风力装机开发容量是2000万千瓦。预计最近十年可能达到600万千瓦。但广东省到目前为止总的装机容量只有几十万千瓦。据透露，接下来广东将要开发雷州半岛、阳江等地的风电场。这些地方的“圈地”已经结束，并且至少有两个地区开始在做测风等前期工作。

上网电价按招标形成的价格确定遭到业界诟病
对于市场上除电力企业外的众多跃跃欲试的投资商而言，最关心的问题是风电上网价格的规定。而我国在这方面的现行政策，也正是风电健康发展的最大障碍，受到业界的诟病。
据介绍，我国风电上网电价的价格形成机制，经历了三个历史阶段。首先是发展初期，由于发电设备基本上由国外援助资金购买，其水平基本上与燃煤电厂持平，每千瓦时的上网价格水平不足0.3元。在第二阶段，上网电价由各地价格主管部门批准，报中央政府备案，使得风电价格五花八门，最低的仍然是采用竞争电价，与燃煤电厂的上网电价相当，最高上网电价每千瓦时达1.2元。第三阶段从2002年开始，出现招标电价和审批电价并存的局面。
近年来风电上网电价的转变受益于风电特许权项目。到目前为止我国已经完成了四期风电特许权招标。今年8月16日，第四期风电特许权项目在北京开标。据知情人士透露，共有17家投标商提交了26套投标文件。和前三期不同的是，这次有12家风电机组制造商与开发商捆绑投标。
风电特许权招标解决了2002年以前存在的一些风电发展障碍。如明确风电不参与电力市场竞争，政府承诺固定电量内的固定电价，电网公司全部收购风电可供电量，风电与常规电源上网电价的差价在省电网内分摊，风电场与附近电网之间的输电线路及配套设施由电网企业投资建设，进场道路及项目准备工作由当地政府部门组织协调。
为保证上述区别于当时普通项目的条件的落实，省政府和省电网公司要与中标的投资商分别签订特许权协议和购电合同。
但是，专家认为特许权招标过程中也出现了一些问题。其中最主要的是，前两期由于明确规定承诺上网电价最低的投标商中标，导致一些企业为降低投标电价，过高评估风能资源和上网电量，过低地设定较高的第二段电价，低估设备价格、消减风电机组基础承包和运行维护费。有的投资商与公司在境外注册的企业组成所谓“中外合资企业”，享受外商优惠政策，形成不公平的竞争，牺牲了国家的正常税收。
分析认为，过低的上网电价使得风电投资商难以赢利，不能提供所得税，也不能促进当地的经济发展，严重挫伤了贫困地区开发风电的积极性。
按照业界原有的乐观估计，风电的春天将在今年初正式开幕。今年1月1日开始实施的《中华人民共和国可再生能源法》规定，可再生能源发电项目的上网电价按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整。
但是，在《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》里，风电上网电价却规定“由国务院主管部门按照招标形成的价格确定”。这给众多满腔热情的投资商泼一盆冷水。有人抱怨：“现在采用的招投标方式，等于是说谁出的电价便宜就把这个项目给谁，你说这是鼓励吗？这叫我们怎么下决心投资呢？”
广州某小型风机制造商介绍，这样的定价方法和英国的做法很相似。即政府把电网资源全部给开发商，并全部收购所发的电，但允许投资者来竞争。国际上另外一个定价方法则是丹麦、德国等欧洲国家采用的政府补贴电价。
这两种定价方法产生了截然不同的结果。英国的投资者为了中标拼命压价，基于成本的考虑，要求风电设备的价格很低，使得英国的风电设备制造业遭到夭折。而德国采取政府补贴电价，投资商可以预先核算成本，制造商也获得充分发展。2005年，德国风电设备钢材的需求量第一次超过了汽车制造业，成为德国钢材需求量最大的一个行业。
该风机制造商说：“很显然，我国必须吸取英国的教训！只有实行固定电价，才能真正让风电投资者有信心，也让设备制造业健康成长。”

政府调整风电上网电价政策势在必行
国内专家与投资商对现行的风电上网电价政策忧心忡忡。今年10月，施鹏飞和中国资源综合利用协会、世界风能理事会、绿色和平的专家一起，撰写了一份《中国风力发电价格政策分析研究报告》，希望可以作为政府调整风电定价的参考。
他们认为，从未来能源和电力需求的角度来看，中国需要的不仅仅是500万千瓦或3000万千瓦的风电，而是需要上亿千瓦，甚至数亿千瓦的发电装机，只有这样才有可能从根本上改变中国发电能源主要依靠煤炭的局面，才有可能使风电超过核电和水电，成为第二大发电电源。
同时，风能资源测评数据是投资建设风电场经济性评价和可行性研究的基础，也是风电场选址的重要依据。相关方面应提供准确的风能资源数据，以帮助国有企业之外的更多企业参与风电开发。
据估计，我国风电机组制造业在2010年之前尚不能形成市场主导能力。因此，我国还需要进一步加强技术研发和引进技术后的消化吸收工作，逐步缩小差距，提高国产风电机组在市场上的竞争力。
但是，当前的特许权招标方式很可能导致只有有限的投资者参与其中，发展风电应借鉴核电的经验和过去缺电时期发展火电的经验，以电养电，使得一般的风电企业有扩大再生产的能力。
基于这样的发展趋势，专家认为风电上网电价政策应该由招标定价制度转变为固定电价制度，风电电价为在当地脱硫电厂标杆电价的基础上加上对风电的补贴电价。例如，在《可再生能源发电价格和费用分摊管理施行办法》发布前的讨论稿提出，按“每千瓦时补贴0.25元”水平的补贴电价。这样可使风电项目的实际电价达到每千瓦时0.5到0.6元。补贴电价也可因不同地区以及资源丰富程度差别而略微有所区别。
据记者了解，广东省2001年颁布的《关于进一步加强广东风电发展的若干意见》，规定的正是固定电价。一时间很多大型的投资商想进入广东来开发风电。但因为这一法规未能实施，这些项目也都搁浅了。
另外，专家还提出，按照固定等效满负荷小时数，自项目投产之日起，15年内享受补贴，即风电场每年实际等满负荷小时数以内的电量，在当地脱硫燃煤火电标杆电价的基础上加补贴基价。项目运行满15年后，按当时电网水平上网电价计算。
考虑到我国风电装备制造业的发展，风电成本将逐渐下降，可以适时适当降低风电上网电价水平，但始终要高于燃煤发电的上网电价。
记者注意到，日前国家发改委经济研究所副所长刘树杰非正式地透露，有关部门正在抓紧研究风电电价调整的具体办法，风电价格政策将有所调整。但是刘树杰也表示，具体调什么、调整幅度多大还没有确定。