风电场未来“账本”：仅仅看上去很美？

        入网成本转机

        大型风电有功智能控制系统？

        业内人士介绍，风电机组的价格、风电场的规模以及风电场的选址决定了最终的投资成本。一般来说，风电场的规模越大，其造价越低；而由于上游产能过剩，风机成本也在不断下降；在风电场的土地成本上，地方政府为了获得外来投资，“基本上是无成本转让土地”。

        “风电场的利润空间主要在于最终的上网电价收入。”上述业内人士表示，“如果没有补贴，风电盈利遥遥无期。”

        《电价通知》虽有规定，按照国内风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。四类资源区的标杆电价分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。

        但因为电网需要为风电接入和输送所作出的巨额投资，使得许多地区的风电接入率不佳。

        美银-美林分析师Angello Chan分析，为纯风电项目进行上网接入的输电成本，每度电高达0.28元，是火电输电成本的2.5倍。加上为风电以及其它可再生能源项目配套的调峰电源装置，更是所费不菲。

        不过，这样的矛盾，正在出现转机。

        7月22日，国资委网站消息称，今年上半年，国家电网累计消纳风电217亿千瓦时，同比增加113%。此外，七个千万千瓦风电基地输电方案通过评审，也在向行业相关者们透露着积极的信号。

        让企业们坚定投资风电场信心的，还有另外一个原因。今年3月，甘肃省电力公司首创出风电“智能管家”——大型风电有功智能控制系统。

        “智能系统取代了该地区风力配电中惯用的手动配置，抹掉了过去依靠人手操作的寻租空间。”业内人士分析，过去相邻的两个风电场，也许装机容量相同，但电网可以能选择让一个风电场接入更多的容量，而让另一个风电场只接入很少的容量。

        捕风“捉银”前景

        “新的商业模型在不考虑CDM收益下，我们仍可保守达到8%的IRR。”容伯强称。

        一个无比庞大的产业图景正在展现。

        “能源替代刺激风电市场，市场敦促上网补贴价格，价格最终形成利润”的产业逻辑毫无意外的在发挥作用。几乎每一个投资商都确信，当风电形成产业规模之时，就是利润源源不断之际。

        此前，受限于许多地区的风电入网率不佳，国内风电的IRR一直处于比较低的水平，甚至在8%的社会平均水平之下，难以激发投资者的热情。

        “截至2009年底，中国实现并网的风电装机容量只占总量的63%左右。”中投顾问新能源行业首席研究员姜谦表示，2009年底，全国2580万千瓦的风电装机总量中，只有1613万千瓦并网。

        香港新能源（00987.HK）董事总经理、执行董事容伯强则认为，进一步提升国内风电场利润的因素还会陆续浮现。除了广受期待的电价调整，以及上游设备商产能过剩带来的风电场投资成本下降，还包括国家发改委正探讨中的强制要求电网接入新能源的措施，以及一个基于国内的、替代CDM的补偿机制。

        记者了解到，不少国内的风电场，均需要在确保CDM注册成功的前提下，才能确保8%左右的IRR。

        而考虑到CDM前景的不明朗，风电场总体的盈利状况也令人堪忧。“但从目前各企业对外披露的信息来看，仍有一些在成本控制做得比较好。”姜谦说。

        香港新能源就是这样一个例子，其属于香港建设（00190.HK）旗下公司，与中节能合作开发甘肃玉门镇昌马风电场，并持有该项目40%的股份。

        “旧的商业模型，已经预计来自CDM机制的收入在2012年后不再存在，新的商业模型甚至已不考虑CDM机制的收益了，即便如此，我们仍可保守达到8%的IRR（内部回报率）。”日前，容伯强接受媒体采访时表示。