五大电力企业风电大幅亏损 电网限电成主因

    3月29日上午九点，北京希尔顿逸林酒店三楼宴会厅内，第二届中国新能源并网接入国际峰会正在举行。这间偌大的房间内并没有摆满桌椅，但即便如此，过多闲置的座位恐怕还是让摄影师们为拍出一张反应现场热烈情形的图片而发愁。

发言台上，一位专家情绪高昂的复述着我国宏伟的风电发展目标、展望着风电具有商业化前景的未来；台下听众则略显倦怠，有人随手翻阅着会刊，间或还张开嘴深深地打个大哈欠。

从台上看至台下，像极了这些年的风电产业——“鸡血”散尽后疲态尽显。2011年，我国风电新增装机1650万千瓦，与去年新增1892万千瓦相比呈下降趋势，同比增长为负。这意味着，风电自2005年以来连续5年持续升温的趋势在今年开始出现转折。

这个数字的变化，实际上只是风电行业“国进民退”的另一个注解。

“2011年，五大发电集团中除了华电、国电的风电新增装机同比略有下降之外，其余三家均有增长，五大发电集团在全国风电新增总量的占比由2010年的49.3%提高到去年的58.2%。”华电新能源公司总工程师袁凯峰表示。

但竞争对手的减少，并未让这几家巨型发电集团的日子更好过一些。华电新能源提供的数据显示，2010年全国风电发电量达501亿千瓦时，同比增速81.41%，而2011年风电发电量约706亿千瓦时，增幅仅40%，电量增速出现大幅下滑。

更难看的是风机设备的等效利用小时数。“五大发电集团的利用小时数都出现了负增长。除大唐新能源以外，基本上都减少了200小时左右。”袁凯峰说。

最终的结果，是去年风电行业首次出现开发商亏损的情况。所有的变化都与一个词相关，那就是“限电”。尽管电网公司多次声称已经尽最大努力来确保风电的并网，但至少现在看起来效果仍不显著。

当风电领域经历“国进民退”后，风电企业与电网企业在“限电与弃风”的博弈，或将不再是“散兵游勇”与“正规军”的谈判，而是电力大佬与电网大佬之间的较量。

五大电力企业风电大幅亏损

当了11年龙源电力的总经理，谢长军总结自己只做了一件事——打造一条产业链。“龙源是全过程管理，从前期册封、设计咨询、设备采购、运行监控、检修维护、技术研发，甚至到CDM开发，我们都是自己做。”谢长军告诉记者。

谢的功夫并未白费。据龙源电力2011年年报，即使在形势如此不堪的去年，龙源仍然实现新增装机2042兆瓦，净利润26.38亿元。

“龙源是情况比较好的，但是一些企业也出现了亏损。”袁凯峰说，“风电旱涝保收的局面已经一去不复返，整个行业的经营状况都在变得艰难。”

与以往风电利润可以为火电亏损补缺的情况不同，由中电联发布的一份调查显示，去年7月，五大发电集团的风电业务利润亏损1.4亿元，利润环比6月降低8.2亿元。

“这确实与7月是小风季的原因相关，但出现亏损也可能将是行业的趋势，值得注意。”袁凯峰表示。

让一众业主们感到资金压力的，还有“稳健”的货币政策为其所带来的财务费用的剧增。

华电新能源的统计数据显示，2011年7月，五大电力集团的财务负债总额达到24823亿元，同比增加17.23%，累计发电财务费用528.32亿元，同比增加33%。“保守估计五大电力集团全年累计发电的财务费用将超过1000亿元。”袁凯峰说。在如此背景下，一些开发商不得不对风电项目的选择慎之又慎，使得风电新增装机速度受到制约。

实际上，去年风电整条产业链都在想办法压低成本，以风机整机为例，其平均价格水平已经从2008年的6000元/千瓦降低至去年的3400元/千瓦。受此带动，风电场的开发成本也得到有效降低。

“2009年行业平均开发风电场的造价是9320元/千瓦，2010年是8295元/千瓦，这个价格在去年降至7900元/千瓦。”谢长军表示。

设备价格的下降对于开发商来说自然是利好，但仍难改变去年不少开发商亏损的事实。而袁凯峰则担心，价格大幅下降可能带来产品质量和售后服务的问题。“据不完全统计，去年称得上恶性事故的就有30多起，给安全问题敲响了警钟。”

五大电力与电网博弈加剧？

“制约风电产业健康发展的最大障碍在哪里？”对于袁凯峰眼里这个最重要的问题，多数人可能都会给出同样的答案：限电。

实际上，即使是春风得意的龙源，在去年也饱受限电之苦。谢长军向记者透露，龙源的设备平均可利用率是97.78%，设备利用小时数是2230小时，去年由于风资源的下降和电网限电的一些影响，利用小时数降到了2026小时。

“因为去年限电，龙源公司大概损失了100小时的小时数，总的限电量超过了发电量的10%以上，最严重的地区内蒙古东部达到了30%，黑龙江、吉林达到了20%。”谢长军说，“去年限电龙源大概损失了50亿元。”但即便如此，龙源依旧是行业里损失较小的企业。“华电的设备利用小时数减少了500小时，达到491小时。”袁凯峰坦言。

据了解，2008年全国风电企业因电网限电损失的电量约为2.96亿千瓦时，而2011年限电量已超过15亿千瓦时，约占风电总发电量的12%。其中，五大发电集团累计弃风又占到弃风总量的90% 以上。

每每谈及此处，谢长军都不忘打趣，“我跟电网某领导开玩笑，我说把我们去年损失的50亿元分一半给电网，限电情况可能就没有了。”

实际上，长久以来，电网都被认为在可再生能源并网上缺乏积极性。但谢长军和袁凯峰都不忘提及：在过去的一年电网已经做出了大量的工作。

根据国家电网的数据，2011年国网累计建成电网送出线路达到2.62万公里，建成风电送出变电站25座，变电容量达到3770万千伏安。

即便如此，因为新疆、内蒙和甘肃等风电基地当地的负荷需求不足，跨省区送电受阻所带来的限电情况依旧明显。

“2010年国网积极推进大型风电送出工程和相关跨省区送电工程的前期工作，完成了西蒙到南京、哈密南到郑州、哈密北到重庆等特高压输出的可研工作，在可期待的未来，送出问题将得到改善。”国网有关人士在接受本报记者采访时回应称。

但质疑者提出，跨省区送电的问题已经在“十一五”前提上议事日程，迟迟没有得到解决的原因是，国网所倡导的交流特高压电网并非解决风电上网的上策。“日本、美国等发达国家已经放弃了这条技术线路，因为用交流特高压电网将区域电网连接起来，很可能产生大规模停电，而且输电投资大、损耗大，并不经济。”一位业内人士称。

袁凯峰证实了这样的说法，他举例，“有测算说把蒙西的风电送到江苏和浙江，度电成本在6-7毛，而在江苏本地建设风电项目，成本也就是6-7毛/度。”

智能发电或为突破口

数据分析公司Power eTrack对2010年美国、德国、中国和印度的发电组合中各种能源形势的配比做了调查，结果显示，中国2010年总发电量4373TWH，其中煤电占到78%的比重，其次是水电为15%，风电和核电分别约占2%，油、气发电各自仅占1%，生物质发电、地热发电和光伏发电的比例则更小。

相比之下，4个国家中德国的发电组合相对更平衡，其中煤电占比43%，核电为22%，燃气发电为14%，风电为7%，水电为4%，地热、生物质和光伏发电均占到3%的比例，油电的比例为1%。

“尽管如此，德国的煤电也太高，这样的能源组合对新能源的并网帮助有限。”范鲁可说。

TUV南德集团智能电网项目经理Christian Dirmeier表示，此前德国宣布大幅下调光伏补贴的原因，除了认为光伏发电的效率并没有预期高之外，更深层次的原因则是去年光伏装机发展过快，而电网中“灵活”的电源占比过低。

“煤电的灵活性较差，能够高效调峰的‘动态’能源相对较少。”Christian Dirmeier说，“德国如今也希望要平衡电网中各种能源的配比。”

实际上，风能、太阳能的不稳定性一直受到电网的诟病，其总量过大后对电网所存在的安全隐患，也成为电网不愿接纳新能源的最主要原因。

Christian Dirmeier介绍，作为新能源的使用大国，德国在电网建设方面的花费是5000亿欧元，但每年仍有20%的电能损失。“智能电网的作用变得越来越重要，它更加稳定，而且帮助厂家在传输与通信过程中更顺畅和减少损失。”

在范鲁可看来，除了智能电网，电网企业则应该探索智能的发电。不同于以往的燃气轮机，‘智能发电’机组要能快速增减负荷，并不受增减次数的限制。“在启动1分钟内给电网输送兆瓦数量级的电力，5分钟内从启动达到满负荷，1分钟内可快速停机。”范鲁可解释。

他表示，“智能发电”机组的成本每千瓦造价约在500欧元，相对于传统的燃气轮机较高，但单机运行效率也更高，并可最大程度减少在调峰时机组维修所带来的高成本。

“如果在发电侧便能做到智能，再加上智能电网的运用，包括储能和水电、气电等灵活电源，新能源在电网中的占比原则上是可以无限大的。”范鲁可称。