陆上风电价格下调初步方案引发“抢装”潮

导语：多位业内人士对此感到担忧。在他们看来，现在风电行业并未完全复苏，由政策引导的抢装引发的仅是表面上的繁荣，之后有可能会带来后遗症。

　　一个多月前，发改委公布陆上风电价格下调初步方案，新方案适用于2015年6月30日之后投产的风电项目。如今，该方案已经引发了风电企业在大限来临之前的抢装潮。

　　在10月22日举行的北京国际风能大会暨展览会上，包括维斯塔斯、金风科技等多家风机制造企业均发布了专门针对中国市场的新产品。

　　参加过前两届风能展的人士称，今年的风能展明显比往年热闹，这可能与风电行业开始回暖有关。

　　经济观察报获悉，仅10月份，包括龙源电力、中节能在内的风电企业均加快了推进其在全国各个地区的风电场的投资审批步伐。

　　大唐新能源公司一位人士称，陆上风电价格下调是既定政策，其实各家风电企业都做好了抢装的准备，只等日期确定。

　　不过，多位业内人士对此感到担忧。在他们看来，现在风电行业并未完全复苏，由政策引导的抢装引发的仅是表面上的繁荣，之后有可能会带来后遗症。

　　抢装潮起

　　一位金风科技的人士在现场对记者称，现今公司的风机订单很多，销售供不应求。金风科技是中国最大的风力发电机组制造企业，去年占据了中国超过20%的市场份额。无独有偶，全球风电巨头维斯塔斯也在此次大会期间宣布了其在中国的新战略，推出了两款专门针对中国市场的2兆瓦级的风电发电机组。

　　风机制造企业订单增加，折射出了风电场投资企业正在加快装机的步伐。中国可再生能源学会专家称。

　　今年9月中旬，发改委价格司曾召开陆上风电价格座谈会，拟将风电四类资源区标杆电价从目前的0.51、0.54、0.58、0.61元/千瓦时，调整为0.47、0.5、0.54、0.59元/千瓦时，平均下调0.03元/千瓦时调整方案适用于2015年6月30日之后投产的风电项目。于是，明年的6.30便被称为风电装机的大限之日。

　　记者了解到，在大限来临之前，包括龙源电力、中节能、大唐、中电投等在内的风电企业均加快了风电场的投资步伐。

　　10月10日，龙源电力宁夏公司取得了宁夏回族自治区发展和改革委员会下发的《关于龙源盐池风电项目核准的批复》(宁发改审发[2014]337号)文件。

　　龙源盐池风电项目位于宁夏回族自治区吴忠市盐池县，装机容量共计150兆瓦。龙源电力内部人士称，为了尽快获得批准，龙源宁夏公司多次与区发改委相关领导沟通，希望尽早获得批准。这个项目的目标是争取在明年的6月30日之前投产。所以越早拿到路条越早建设越好。上述人士说。

　　记者获悉，龙源电力位于贵州的盘石风力发电场也于近期开始建设，该风电场规模为4.95万千瓦，预计2015年建成投产。

　　除了龙源电力外，中节能也加快了步伐。记者从中节能了解到，该公司10月20日刚收到了乌鲁木齐发改委的一个路条，该公司位于乌鲁木齐达坂城的20万千瓦风电项目正式拿到路条。

　　据悉，该项目总装机为20万千瓦，总投资额为17.6亿元。接近中节能的人士透露，中节能也希望能够赶在大限之日前完成投产或部分投产。

　　另一家风电企业中电投也正在加快投资步伐。该公司位于湖北宜昌的一个风电场项目刚于9月15日审批通过。该风电项目规模为4.95万千瓦，总共有25台机组，总投资额为4.5亿元。

　　除了宜昌风电项目外，今年内，中电投多个风电项目获很准批复。这些项目包括湖南新化吉庆风电项目；河北宣化风光互补二期100兆瓦风电场项目等。

　　未知数

　　尽管风电企业均希望在大限之日前多投产风电项目，但这些企业同样清楚，抢装其实面临着诸多的未知因素。

　　接近能源局的人士称，9月召开的价格座谈会所透露出的仅是一个设想方案，未来具体如何落地还不得而知。

　　10月22日，多位参加风能展的业内人士均认为，调价政策将来能否落地还是未知数。不过，发改委既然释放了调价的信号，风电企业肯定也会借着这个机会加快装机，毕竟风力发电投资企业以央企居多。一位参加风能展的业内人士说。

　　不过，国家有关风电产业的规划也在促使风电企业加快装机步伐。

　　国家能源局新能源和可再生能源处长李鹏在参加风能大会时称，根据规划思路，十三五期间，国内风电新增装机将达1亿千瓦，年均新增规模达2000万千瓦。

　　其中，三北大风电基地5年内新增装机6000万千瓦，中东部中低风速资源区新增3000万千瓦，海上风电新增1000万千瓦。

　　国家可再生能源中心副主任任东明在风能大会上则表示，预计到2020年，国内风电累积总装机可达3亿千瓦；到2050年，将在此基础上增长9倍达到300亿千瓦。

　　随着大限之日来临，风电装机容量正在大幅提高，但与此同时，风电弃风现象也将随之增加。弃风现象（指由于某些原因不能让风电上网，只能让风机停止发电）是影响风电企业正常运营的最主要不确定因素，经过过去几年努力，这种现象有所缓解，但随着并网发电量陡增，弃风将会重新变得严峻起来。项目投产后未能并网发电，是风电企业最大的障碍，等于是风机在空转，每时每刻都在亏钱。上述人士说。

　　国家能源局市场监管司副司长黄少中介绍称，截至2014年上半年，全国风电弃风电量达72亿千瓦时，平均弃风率为8.5%。其中，过去几年风电发展的重镇甘肃省弃风率更是高达20.6%。

　　数据显示，目前看来，我国年均风电并网能力在1600万-1800万千瓦，已安装的9000多万千瓦风电项目中，尚有1000万千瓦项目未能实现并网。

　　可再生能源理事会风电专家称，并不是风电企业发了多少电，电网企业就能够收多少电，也要看电网的接纳能力。

　　根据测算，对于一个装机容量5万千瓦的风场来说，每年的资金（利息）成本就超过2500万元，弃风电量每增加1%，将会带来50万的发电收入损失，即意味着这个风电场将至少造成500万-1500万的潜在损失。

　　此外，随着风电装机规模不断壮大，税收政策不到位，可再生能源附加基金拨付将更难。目前，在这方面，补贴给风电企业的资金拨付普遍滞后3~5个月，若未来风电装机量在短时间内激增，将增加资金拨付的难度。

　　对此，李鹏指出，国家能源局目前正酝酿出台《可再生能源发电配额管理办法》，拟通过对电企及地方政府实施可再生能源发电量最低配额指标制度，刺激相关方发展可再生能源积极性。（记者 严凯）