商业风电场收益样本 8%IRR保底吸引资金进入

　　甘肃玉门镇昌马风电场，大风似能把人吹动。134台风机伫立其间，大部分正缓缓转动。“只要不发生台风，即使风速达每秒20-30米，风机也不会有问题。”现场的工作人员对本报记者透露，目前这一风电场的发电量接入率非常高，大大高于各种官方数据的水平。

　　“风电运营商经常抱怨接入率低，是策略性的。我们没遭遇到外界所说的电网的不合作态度。”中节能（甘肃）风力发电有限公司的一位内部人士在6月25日告诉本报记者。

　　香港新能源（987.HK）董事总经理、执行董事容伯强接受本报记者采访时，进一步表示该行业存在较高的吸引力：“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）。任何一个有8%回报的行业，能不吸引资金继续大举进入吗？”

　　香港新能源属香港建设（190.HK）旗下公司，与中节能合作并持上述项目40%股权。

　　按照容伯强的说法，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。

　　接入率之争

　　自2009年11月15日至今年5月31日，昌马风电场在试运营期间已发出了1.6515亿度电，实现销售收入7346万元。按照当初中节能与香港建设为投标该项目而开出的每度电0.5206元的电网收购价，这意味着约85.4%的产出风电，被西北电网接入。

　　玉门镇仅有十多万人口，不过，“这些电量不会在本地消化，会一直输送到经济发达的江苏太仓地区。”中节能（甘肃）风力发电有限公司总经理张华耀如是说。

　　正是电网需要为风电接入和输送所作出的重大投资，令许多地区的风电接入率不佳。“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。”美银-美林分析师Angello Chan分析，加上为风电以及其它可再生能源项目配套的后备发电装置，更是所费不菲。甘肃的风电利用率比全国平均水平低23%。高盛高华在6月28日预计，到2011年，中国仍有高达32%的风电无法得到接入。

　　考察完风场后，容伯强一行来到了祁连山雪水汇流而成的疏勒河边。这条湍急的河水，温度可能仅在零度之上，不过无碍其建设为后备水电项目的潜力。“理论上建设后备电源的成本，是风电场承担的，但现实是我们会反复和电网谈。”容伯强说。

　　不过，即使由中节能与香港建设的合资企业中节能港建（甘肃）风力发电有限公司出资，根据当地人的说法，水流量有限的疏勒河干流也只能得到1-2MW的水电装机容量。昌马风电场的装机容量为201MW，显然需要更大型的后备电源，除非通过工程将疏勒河变为一个水力蓄电池。

　　为此，张华耀称昌马正在探讨“风光互补”的可能性，即在两个相邻风机间的1000米距离上，铺上光伏发电面板，节省输电成本并作为后备电源。

　　张华耀的观点是，电网不可能为了一些仍然在建或规划中的风电项目而先行铺设后电网，这便造成了一开始时的接入问题。

　　但是还有个好消息——据中国能源网的数据，甘肃地区的风力发电量同比增长77%。中银国际分析师胡文洲指出，“接入电网改善主要得益于今年3月推出的风电有功智能控制系统，取代了该地区风力配电中惯用的手动配置。”

　　智能系统抹掉了过去依靠人手操作的寻租空间。张华耀解释，过去相邻的两个风电场，也许装机容量都是10MW，但电网可以能选择让A风电场接入8MW，让B风电场只接入5MW。张华耀同时否认了关于中节能与电网企业关系深厚、得到优待的说法。

　　截至2008年底，装机容量约占中国市场的24%的龙源电力（916.HK）的态度同样乐观。摩根大通分析师Boris Kan在6月25日透露，在近日参观完龙源位于江苏的风电场后，该公司管理层预期在国家电网的大力投资下，接入率问题将在3-4年内得到缓解（假如不是彻底解决的话）。据悉，目前玉门的千万千瓦级风电场项目，仅依赖一个330千伏的输电网络，“这条线路，只有在新的风电场不会落成的前提下才够用”，张华耀说。新的750千伏的线路将在今年9月建成。

　　国家发改委可能还不太满意电网目前做出的努力。容伯强透露，2009年底，国家发改委曾探讨出台惩罚措施，对于签署了风电购电协议，却又没有如约购入足量风电的电网企业，要对购电缺口征收双倍上网电价的惩罚金额。但这一建议并无下文。“我们只要求电网企业在没有完成购电量的情况下，仍按照购电协议中承诺的购电量支付款项就OK了。”

　　再辩CDM

　　容伯强认为，商业风电场面临的更大不确定性，来自CDM。

　　曾参加6月中旬联合国气候谈判第二轮波恩会议的绿色和平组织员工李雁表示，从大会反馈的情况看，CDM机制的前景相当不明朗，一些国家正在寻求CDM的替代机制。

　　容伯强觉得这的确不是个好消息，因为不少国内的风电场，均需要在确保CDM注册成功的前提下，才能确保8%左右的IRR。“原因在于投资成本，与中节能合作，我们每单位的投资成本大约仅为8000元，但大部分风电场会高达1万元。”

　　尽管有中节能的助力，而且预计昌马风电场CDM能在今年10月通过联合国EB的审批，容伯强还是认为，作为一家不承担中国减排政治任务、仅以商业回报为决策依归的企业，香港新能源的规划需要基于CDM在2012年后或不复存在的图景下进行。目前结合CDM机制能为其昌马风电场带来15%-20%的IRR，较8%的单纯发电IRR，影响明显。

　　“我们的方式是对风电场产出的CER（核证减排量）进行打折。”容伯强解释，昌马风电场产出的CER，在当下的碳市场中有望得到每吨13.8欧元的合理卖价，但他们不打算开出这么高的价码，以保守策略维持对买家的吸引力。

　　全球最大的碳买家之一、英国爱斯凯中国区首席代表黎东在6月24日对本报记者解释，在自每吨7欧元左右的水平回升后，由于经济情形不明朗，若卖家将CER售价定在9欧元左右，买家或已退却。因为在其购入的CER上升至11-12欧元的保守图景下，盈利不过1/4左右，但风险却无限大——经济危机的可能爆发以及CDM市场在2012年失效的可能性，均为买家购入的CER带来较大的价格下行风险。

　　另一方面，容伯强表示，若项目本身就能达到8%左右的IRR，几乎不大可能通过联合国EB的CDM申请。

　　“因此，这要求运营商在进行项目可行性研究阶段，就以最保守的态度来估算。”他表示，这不是账目粉饰，而是风电运营商必须掌握的技巧。“香港建设现在仍持有的河北单晶河风电场就是一个好例子，其实际运营效益，比当初的可行性研报，差不多高出了30%。”

　　单晶河项目的一位负责人向本报记者证实，该项目的一、二、三期实际运营效益分别比可行性研报高出30%、15%与40%。

　　即使失去了CDM机制，容伯强也有信心见证国内的替代机制出台。Boris Kan也表示，龙源电力管理层便保持合理乐观，认为CDM机制会在2012年后以某种形式续存下去。“公司管理层预期中国政府会在京都协定书无法展期的情况下，出台国内的排放交易计划。”Kan承认，中国最终搁置这一方案的风险会一直存在，但大力发展可再生能源的要求已经根植于中国独立发电商管理层的脑海。

　　记者了解到，香港新能源已经对装机容量总计2000MW的项目进行测风试验，一旦通过测风就会签约，还有600MW的项目在研究中。此外，包括中海油、大唐发电、华电在内的能源企业，已悉数聚集于玉门镇风电基地发展各自的风电场。龙源电力的风电场与昌马风电场仅一路之隔，中节能也计划在该区发展独资的风电项目。

　　“是的，国家能源局将用半年时间在全国11个省（区）开展风电开发规划、市场消纳和输电规划研究工作，可能会使风电项目的审批推迟，但政策目标已经定在那里：中国2020年碳排放强度要降低40%-45%，可再生能源届时占比将达15%。水电能否在其中达到8%-9%的比例，目前有很大的问号。因此，风电将随时要替补水电的不足。”容伯强说，“目前，因为上游的产能过剩，风机成本下降了20%-30%，正因为这一价格降幅将在今后某个时间点消失，所以，当前才是投资的好时机。”

　　目前，香港建设持有香港新能源70%的股权。容伯强透露，“为加速发展，这部分股权也可以稀释，以方便利用金融工具有效筹资。”