可再生能源電價附加翻番 風電設備業(yè)難分羹

　　“眼下開發(fā)風電場即使不算CDM的收益，項目的資金回報率也在13%-15%，開發(fā)風電場項目都是盈利的。但是他們往往會要求與設備商延長協(xié)議付款的時間，使得設備商的回款現(xiàn)在也很難，直接導致了企業(yè)的資金鏈困難。”周成剛分析說。
　　可再生能源電價附加翻番 風電設備業(yè)難分羹
　　實際上，今年上半年，國家開始實施信貸緊縮政策，下游電力公司的資金壓力也變得很大。
　　胡國棟告訴記者，受益于風機價格下降和風場開發(fā)經驗成熟等因素，開發(fā)風電場的成本已經由前兩年的9000元/千瓦-1萬元/千瓦，降低到目前的7500元/千瓦-8000元/千瓦。但即使在這樣的情況下，一個5萬千瓦的風場項目，前期投資仍需約3.75億-4億元的巨額投資。
　　“業(yè)主們都把發(fā)電掙的電費投入到下一個項目的開發(fā)了，因為目前的銀行貸款利率約是20%-30%，融資的成本太高。”周成剛說。
　　而從今年早些時候開始，因為需求低迷、價格下滑、產品積壓、回款不暢等問題，使中國風機制造商們，在經營業(yè)績上遭遇著前所未有的嚴峻考驗。
　　根據(jù)華銳風電(601558,股吧)（601558.SH）、金風科技(002202,股吧)（002202.SZ；02208.HK）和明陽風電（MY.NYSE）三家公司的報表，其在2011年前三季度的應收賬款周轉天數(shù)分別為359、274和257天，而在去年，三家公司相對應的天數(shù)則是118、108和157天。
　　一位來自于東方電氣(600875,股吧)（600875.SH）的知情人士向記者透露，“設備企業(yè)收款時間延長，但每天要的錢還是跟流水一樣往外出。”
　　“電價附加的支付也有滯后性，所以從這點上來說，不會督促業(yè)主更加積極地支付貨款。”周成剛說，針對設備廠商目前的資金鏈緊張問題，電價附加所帶來的緩解效益幾乎忽略不計。
　　而在太陽能方面，根據(jù)國際光伏研究機構Solarbuzz此前發(fā)布的報告，預計2011年中國光伏市場實際完成量將超過1.6GW，較2010年增長230%以上。但這對于中國今年接近50GW的產能所帶來的積極作用更是杯水車薪。
　　不過，曹寅還是認為，此政策對制造和裝機都是利好。“如沒有充足穩(wěn)定收入來補貼發(fā)電端，那企業(yè)就沒有裝機動力，國內市場啟動也就無從談起，所以這是國內裝機目標的保證，另外也會激起發(fā)電企業(yè)裝機熱情，從而正面影響政府規(guī)劃。同時，如果沒有國內市場，企業(yè)只能去國外搶食，然后被貿易壁壘趕出來。”
　　風電難言讓利
　　“風電上網電價標準在‘十二五’期間內原則上是不變的，但是不排除在2013年開始降低。”黃少中說。
　　去年，龍源電力（00916.HK）在香港上市滿一周年時，其執(zhí)行董事、總經理謝長軍就向本報記者透露，2010年，龍源電力的盈利將大幅超出原來預測的17.7億元人民幣，對其母公司國電集團的利潤貢獻率超過50%。
　　龍源并不是個例，實際上盡管5大發(fā)電公司近年來都有不同程度的虧損，但是風力發(fā)電項目卻都能實現(xiàn)盈利。
　　不過，即便如此，胡國棟也不認為“十二五”期間風電上網電價有調低的空間。“我們在三北地區(qū)還有月5000萬千瓦的風資源，但是因為送出受阻，現(xiàn)在都沒法開發(fā)，所以要轉向南方區(qū)域，這里風速低、可利用小時數(shù)只有約2000小時，發(fā)電量較低，所以收益不會太高，如果調低電價，我們的收益率就難以保證。”
　　他表示，如果不考慮北方限電棄風的影響，一些資源好的風電項目甚至能夠保證20%的內部收益率，但是南方低風速地區(qū)雖然可研設計時的收益率都在10%，但是實際情況中不一定能這么高。
　　前述華電新能源人士表示了同樣的看法，“南方可開發(fā)的風電項目還是少，我們在浙江、湖南等地的并網項目還是虧本，因為這里的開發(fā)成本比較高。”
　　知情人士透露，大唐今年計劃新增風電裝機150萬千瓦，但實際的裝機可能只有120萬千瓦左右。胡國棟并未對此作出回應，但他表示風電仍是今后大唐新能源的重點。
　　“雖然光伏電價更高，但是成本也太高。”他介紹，今年大唐的光伏投產量約在80兆瓦，“目前情況下，我們覺得大規(guī)模發(fā)展太陽能不太適合中國的經濟發(fā)展水平。”
　　前述華電新能源人士也表示，如果光伏組件價格不下降到6元/瓦，就沒有大規(guī)模開發(fā)光伏項目的打算。“我們光伏今年裝機是50兆瓦，按照1.15元/千瓦時的電價并網，但是要半年后才能獲得電價附加的補貼，對我們現(xiàn)金流的影響非常大。”