可再生能源电价附加翻番 风电设备业难分羹

　　房田甜

　　 12月1日，哈尔滨天气晴朗，风力4-5级，仅从天气条件来看，这是适合太阳能和风能发电的日子。

　　 对于许多从事新能源行业的人来说，当日还有一个特别的意义：从这天起，我国可再生能源电价附加（下称电价附加）标准由此前的每千瓦时4厘钱提高至8厘钱。

　　 但眼下，这个消息对于已经在哈尔滨奔波多日的周成刚（化名）来说，却没有太多的实际意义。“冬天东北和西北地区的火电供热机组必须要转起来，一部分风电机组就要被弃风。”

　　 周供职于一家第三梯队的风机设备生产厂，但“弃风”并不是他体会不到实惠的最重要原因。“电价附加增加一倍总体上来说是好事，但这钱是补给开发商的。设备厂的竞争还是很激烈，国家补多少都不会造成风机设备价格的上涨。”

　　 实际上，今年上半年以来，弥漫在风电市场上的消极情绪，主要是来自于设备制造行业所处的不利形势。而电价附加并非是直接针对设备商的补贴，基于此，周悲观的认为，这个新政策丝毫不能把自己所在的企业从利润过低的“泥潭”中解救出来。

　　 从事光伏组件生产的李东也有类似的看法，“风电必定要切掉最大的一块，再加上生物质发电和光热发电，光伏发电能够获得的补贴不会很多。”

　　 “电价附加的上涨对于新能源行业可能不会有太大的提振。”电监会价格与财务监管部副主任黄少中认为，“因为行业现在就是要整合与规范，毕竟那股投资的热潮已经过去了。”

　　 即使是在发电企业们来看，“这是可以预期的正常情况，对我们并不是一个影响特别重大的事。”大唐新能源（01798.HK）副总经理胡国栋表示，“我们只是放心了，国家还会继续支持新能源行业的正常发展。”

　　 补贴资金捉襟见肘

　　 “我国可再生能源电价附加征收标准为每千瓦时4厘钱时，每年征收金额100亿元左右。”国家发改委一位人士透露，随着可再生能源发电的迅猛发展，可再生能源电价附加资金已入不敷出。2010年度，缺口20亿元左右；2011年缺口100亿元左右。

　　 “目前实际上只补贴到去年的11月，有一年多没有补了。”黄少中说，“而且去年光伏的装机量还很小，今年因为光伏上网电价政策的刺激，装机量会有比较大的增加。”

　　 “电价附加一般是半年支付一次。”黄介绍，先从销售电价中提取，放在各省电网公司，但这部分钱单独列账并不算做电网的收入。然后由发改委、电监会下发调拨交易方案，由省电网公司即付给具体的发电企业。

　　 据了解，电价附加除了用于补贴可再生能源电价与和火电价格之间的差额之外，还有一部分是用于鼓励电网的基建。按照相关的标准，国家规定的接网费用补贴标准按电量和线路长度制定：50公里以内补贴1分钱/千瓦、50-100公里2分钱/千瓦、100公里以上3分钱/千瓦。

　　 “如果送出线路是由业主投资就补给电力公司，如果是电网投资就补给电网。”一位来自于华电新能源的知情人士说。他透露，以华电的情况来看，今年已经有很长时间没有收到补贴。“主要是对风能项目影响大，太阳能项目我们还比较少。”

　　 不过，因为欧洲经济深陷债务危机、日本市场相对封闭、新兴市场缺少补贴支持，美国又与中国在新能源贸易上存在摩擦，过去主要依靠出口的光伏产品制造企业，对于国内市场开拓愿望是前所未有的强烈。

　　 Frost&Sullivan能源电力部门咨询经理曹寅分析，“政府更多的扶持，中国光伏产业将致力于本土市场的发展，可以降低国际经济形势不景气的影响。”

　　 但并非每个人都如此乐观。陆剑洲在算了一笔账后得出结论是“还是少了一些。”他是上海淘科网络技术有限公司常务副总经理，这是一家专业的光伏监控系统提供商。

　　 陆表示，因为实际补贴应该是新能源电价和火电标杆电价的差额，考虑到光伏本身成本的下降和火电成本的上升，所需补贴的差价实际上是在缩小的。

　　 “明年可能还需要在上涨2厘钱/千瓦时，电价附加本来就是随着可再生的发展规模动态增加的。”胡国栋说。

　　 “要用发展的眼光，虽然未来五年每年新能源并网装机会以约35%高速增加，但新能源和火电的发电成本差额在减少，如此一增一减，等额附加就能支持更多新能源装机。”曹寅认为，“而且中国售电量也在以10%速度增长，此外，可再生能源附加还有涨的空间。”

　　 设备企业难分羹

　　 “眼下开发风电场即使不算CDM的收益，项目的资金回报率也在13%-15%，开发风电场项目都是盈利的。但是他们往往会要求与设备商延长协议付款的时间，使得设备商的回款现在也很难，直接导致了企业的资金链困难。”周成刚分析说。

　　 可再生能源电价附加翻番 风电设备业难分羹

　　 实际上，今年上半年，国家开始实施信贷紧缩政策，下游电力公司的资金压力也变得很大。

　　 胡国栋告诉记者，受益于风机价格下降和风场开发经验成熟等因素，开发风电场的成本已经由前两年的9000元/千瓦-1万元/千瓦，降低到目前的7500元/千瓦-8000元/千瓦。但即使在这样的情况下，一个5万千瓦的风场项目，前期投资仍需约3.75亿-4亿元的巨额投资。

　　 “业主们都把发电挣的电费投入到下一个项目的开发了，因为目前的银行贷款利率约是20%-30%，融资的成本太高。”周成刚说。

　　 而从今年早些时候开始，因为需求低迷、价格下滑、产品积压、回款不畅等问题，使中国风机制造商们，在经营业绩上遭遇着前所未有的严峻考验。

　　 根据华锐风电（601558.SH）、金风科技（002202.SZ；02208.HK）和明阳风电（MY.NYSE）三家公司的报表，其在2011年前三季度的应收账款周转天数分别为359、274和257天，而在去年，三家公司相对应的天数则是118、108和157天。

　　 一位来自于东方电气（600875.SH）的知情人士向记者透露，“设备企业收款时间延长，但每天要的钱还是跟流水一样往外出。”

　　 “电价附加的支付也有滞后性，所以从这点上来说，不会督促业主更加积极地支付货款。”周成刚说，针对设备厂商目前的资金链紧张问题，电价附加所带来的缓解效益几乎忽略不计。

　　 而在太阳能方面，根据国际光伏研究机构Solarbuzz此前发布的报告，预计2011年中国光伏市场实际完成量将超过1.6GW，较2010年增长230%以上。但这对于中国今年接近50GW的产能所带来的积极作用更是杯水车薪。

　　 不过，曹寅还是认为，此政策对制造和装机都是利好。“如没有充足稳定收入来补贴发电端，那企业就没有装机动力，国内市场启动也就无从谈起，所以这是国内装机目标的保证，另外也会激起发电企业装机热情，从而正面影响政府规划。同时，如果没有国内市场，企业只能去国外抢食，然后被贸易壁垒赶出来。”

　　 风电难言让利

　　 “风电上网电价标准在‘十二五’期间内原则上是不变的，但是不排除在2013年开始降低。”黄少中说。

　　 去年，龙源电力（00916.HK）在香港上市满一周年时，其执行董事、总经理谢长军就向本报记者透露，2010年，龙源电力的盈利将大幅超出原来预测的17.7亿元人民币，对其母公司国电集团的利润贡献率超过50%。

　　 龙源并不是个例，实际上尽管5大发电公司近年来都有不同程度的亏损，但是风力发电项目却都能实现盈利。

　　 不过，即便如此，胡国栋也不认为“十二五”期间风电上网电价有调低的空间。“我们在三北地区还有月5000万千瓦的风资源，但是因为送出受阻，现在都没法开发，所以要转向南方区域，这里风速低、可利用小时数只有约2000小时，发电量较低，所以收益不会太高，如果调低电价，我们的收益率就难以保证。”

　　 他表示，如果不考虑北方限电弃风的影响，一些资源好的风电项目甚至能够保证20%的内部收益率，但是南方低风速地区虽然可研设计时的收益率都在10%，但是实际情况中不一定能这么高。

　　 前述华电新能源人士表示了同样的看法，“南方可开发的风电项目还是少，我们在浙江、湖南等地的并网项目还是亏本，因为这里的开发成本比较高。”

　　 知情人士透露，大唐今年计划新增风电装机150万千瓦，但实际的装机可能只有120万千瓦左右。胡国栋并未对此作出回应，但他表示风电仍是今后大唐新能源的重点。

　　 “虽然光伏电价更高，但是成本也太高。”他介绍，今年大唐的光伏投产量约在80兆瓦，“目前情况下，我们觉得大规模发展太阳能不太适合中国的经济发展水平。”

　　 前述华电新能源人士也表示，如果光伏组件价格不下降到6元/瓦，就没有大规模开发光伏项目的打算。“我们光伏今年装机是50兆瓦，按照1.15元/千瓦时的电价并网，但是要半年后才能获得电价附加的补贴，对我们现金流的影响非常大。”