甘肅玉門鎮昌馬風電場，大風似能把人吹動。134臺風機佇立其間，大部分正緩緩轉動。“只要不發生臺風，即使風速達每秒20-30米，風機也不會有問題。”現場的工作人員對本報記者透露，目前這一風電場的發電量接入率非常高，大大高于各種官方數據的水平。

“風電運營商經常抱怨接入率低，是策略性的。我們沒遭遇到外界所說的電網的不合作態度。”中節能（甘肅）風力發電有限公司的一位內部人士在6月25日告訴本報記者。

香港新能源董事總經理、執行董事容伯強接受本報記者采訪時，進一步表示該行業存在較高的吸引力：“舊的商業模型，已經預計來自CDM機制的收入在2012年后不再存在，新的商業模型甚至已不考慮CDM機制的收益了，即便如此，我們仍可保守達到8％的IRR（內部回報率）。任何一個有8％回報的行業，能不吸引資金繼續大舉進入嗎？”

香港新能源屬香港建設旗下公司，與中節能合作并持上述項目40％股權。

按照容伯強的說法，進一步提升國內風電場利潤的因素還會陸續浮現。除了廣受期待的電價調整，以及上游設備商產能過剩帶來的風電場投資成本下降，還包括國家發改委正探討中的強制要求電網接入新能源的措施，以及一個基于國內的、替代CDM的補償機制。

接入率之爭

自2009年11月15日至今年5月31日，昌馬風電場在試運營期間已發出了1.6515億度電，實現銷售收入7346萬元。按照當初中節能與香港建設為投標該項目而開出的每度電0.5206元的電網收購價，這意味著約85.4％的產出風電，被西北電網接入。

玉門鎮僅有十多萬人口，不過，“這些電量不會在本地消化，會一直輸送到經濟發達的江蘇太倉地區。”中節能（甘肅）風力發電有限公司總經理張華耀如是說。

正是電網需要為風電接入和輸送所作出的重大投資，令許多地區的風電接入率不佳。“為純風電項目進行上網接入的輸電成本，每度電高達0.28元，是火電輸電成本的2.5倍。”美銀-美林分析師Angello Chan分析，加上為風電以及其它可再生能源項目配套的后備發電裝置，更是所費不菲。甘肅的風電利用率比全國平均水平低23％。高盛高華在6月28日預計，到2011年，中國仍有高達32％的風電無法得到接入。

考察完風場后，容伯強一行來到了祁連山雪水匯流而成的疏勒河邊。這條湍急的河水，溫度可能僅在零度之上，不過無礙其建設為后備水電項目的潛力。“理論上建設后備電源的成本，是風電場承擔的，但現實是我們會反復和電網談。”容伯強說。

不過，即使由中節能與香港建設的合資企業中節能港建（甘肅）風力發電有限公司出資，根據當地人的說法，水流量有限的疏勒河干流也只能得到1-2MW的水電裝機容量。昌馬風電場的裝機容量為201MW，顯然需要更大型的后備電源，除非通過工程將疏勒河變為一個水力蓄電池。

為此，張華耀稱昌馬正在探討“風光互補”的可能性，即在兩個相鄰風機間的1000米距離上，鋪上光伏發電面板，節省輸電成本并作為后備電源。

張華耀的觀點是，電網不可能為了一些仍然在建或規劃中的風電項目而先行鋪設后電網，這便造成了一開始時的接入問題。

但是還有個好消息——據中國能源網的數據，甘肅地區的風力發電量同比增長77％。中銀國際分析師胡文洲指出，“接入電網改善主要得益于今年3月推出的風電有功智能控制系統，取代了該地區風力配電中慣用的手動配置。”

智能系統抹掉了過去依靠人手操作的尋租空間。張華耀解釋，過去相鄰的兩個風電場，也許裝機容量都是10MW，但電網可以能選擇讓A風電場接入8MW，讓B風電場只接入5MW。張華耀同時否認了關于中節能與電網企業關系深厚、得到優待的說法。

截至2008年底，裝機容量約占中國市場的24％的龍源電力的態度同樣樂觀。摩根大通分析師Boris Kan在6月25日透露，在近日參觀完龍源位于江蘇的風電場后，該公司管理層預期在國家電網的大力投資下，接入率問題將在3-4年內得到緩解（假如不是徹底解決的話）。據悉，目前玉門的千萬千瓦級風電場項目，僅依賴一個330千伏的輸電網絡，“這條線路，只有在新的風電場不會落成的前提下才夠用”，張華耀說。新的750千伏的線路將在今年9月建成。

國家發改委可能還不太滿意電網目前做出的努力。容伯強透露，2009年底，國家發改委曾探討出臺懲罰措施，對于簽署了風電購電協議，卻又沒有如約購入足量風電的電網企業，要對購電缺口征收雙倍上網電價的懲罰金額。但這一建議并無下文。“我們只要求電網企業在沒有完成購電量的情況下，仍按照購電協議中承諾的購電量支付款項就OK了。”

再辯CDM

容伯強認為，商業風電場面臨的更大不確定性，來自CDM。

曾參加6月中旬聯合國氣候談判第二輪波恩會議的綠色和平組織員工李雁表示，從大會反饋的情況看，CDM機制的前景相當不明朗，一些國家正在尋求CDM的替代機制。

容伯強覺得這的確不是個好消息，因為不少國內的風電場，均需要在確保CDM注冊成功的前提下，才能確保8％左右的IRR。“原因在于投資成本，與中節能合作，我們每單位的投資成本大約僅為8000元，但大部分風電場會高達1萬元。”

盡管有中節能的助力，而且預計昌馬風電場CDM能在今年10月通過聯合國EB的審批，容伯強還是認為，作為一家不承擔中國減排政治任務、僅以商業回報為決策依歸的企業，香港新能源的規劃需要基于CDM在2012年后或不復存在的圖景下進行。目前結合CDM機制能為其昌馬風電場帶來15％-20％的IRR，較8％的單純發電IRR，影響明顯。

“我們的方式是對風電場產出的CER（核證減排量）進行打折。”容伯強解釋，昌馬風電場產出的CER，在當下的碳市場中有望得到每噸13.8歐元的合理賣價，但他們不打算開出這么高的價碼，以保守策略維持對買家的吸引力。

全球最大的碳買家之一、英國愛斯凱中國區首席代表黎東在6月24日對本報記者解釋，在自每噸7歐元左右的水平回升后，由于經濟情形不明朗，若賣家將CER售價定在9歐元左右，買家或已退卻。因為在其購入的CER上升至11-12歐元的保守圖景下，盈利不過1/4左右，但風險卻無限大——經濟危機的可能爆發以及CDM市場在2012年失效的可能性，均為買家購入的CER帶來較大的價格下行風險。

另一方面，容伯強表示，若項目本身就能達到8％左右的IRR，幾乎不大可能通過聯合國EB的CDM申請。

“因此，這要求運營商在進行項目可行性研究階段，就以最保守的態度來估算。”他表示，這不是賬目粉飾，而是風電運營商必須掌握的技巧。“香港建設現在仍持有的河北單晶河風電場就是一個好例子，其實際運營效益，比當初的可行性研報，差不多高出了30％。”

單晶河項目的一位負責人向本報記者證實，該項目的一、二、三期實際運營效益分別比可行性研報高出30％、15％與40％。

即使失去了CDM機制，容伯強也有信心見證國內的替代機制出臺。Boris Kan也表示，龍源電力管理層便保持合理樂觀，認為CDM機制會在2012年后以某種形式續存下去。“公司管理層預期中國政府會在京都協定書無法展期的情況下，出臺國內的排放交易計劃。”Kan承認，中國最終擱置這一方案的風險會一直存在，但大力發展可再生能源的要求已經根植于中國獨立發電商管理層的腦海。

記者了解到，香港新能源已經對裝機容量總計2000MW的項目進行測風試驗，一旦通過測風就會簽約，還有600MW的項目在研究中。此外，包括中海油、大唐發電、華電在內的能源企業，已悉數聚集于玉門鎮風電基地發展各自的風電場。龍源電力的風電場與昌馬風電場僅一路之隔，中節能也計劃在該區發展獨資的風電項目。

“是的，國家能源局將用半年時間在全國11個省（區）開展風電開發規劃、市場消納和輸電規劃研究工作，可能會使風電項目的審批推遲，但政策目標已經定在那里：中國2020年碳排放強度要降低40%-45％，可再生能源屆時占比將達15％。水電能否在其中達到8%-9％的比例，目前有很大的問號。因此，風電將隨時要替補水電的不足。”容伯強說，“目前，因為上游的產能過剩，風機成本下降了20%-30％，正因為這一價格降幅將在今后某個時間點消失，所以，當前才是投資的好時機。”

目前，香港建設持有香港新能源70％的股權。容伯強透露，“為加速發展，這部分股權也可以稀釋，以方便利用金融工具有效籌資。”

來源：21世紀經濟報道