中国风电格局渐变.doc

中国风电格局渐变中国的风电市场同许多新兴行业一样，火热但争议不断。尽管存在盲目上马、恶性竞争等问题，但在成本降低与政府支持等因素的驱动下，需求增长仍然强劲，产业混战日趋激烈的同时局面也日渐明朗。风电产业已进入全面竞争阶段，风电场开始向大型运营商集中，而随着风机的大型化，技术难度急剧上升，缺乏资本实力和研发力量的设备生产企业很难跟上产品更新换代的步伐，最终必将被淘汰出局，多寡头局面不可避免。而资本市场的低迷、融资困难又将进一步加剧产业格局的变化。随着关键竞争要素的变化，一些中国风电装备企业取得了显著的进步。凭借成本优势和技术水平的提升，中国企业甚至有可能主导全球市场。然而，问题仍然存在，对质量的忽视可能导致灾难性的后果。构建核心竞争力，是中国企业今后面对的主要课题。 　　受国际大环境的冲击、接连的自然灾害甚至奥运会的负面影响，曾经强劲的中国经济明显放缓，许多行业遭受严重打击，宏观经济前景不容乐观。随着发电量开始过剩，狂热了几年的风电也受到影响，包括内蒙古在内的一些电网开始相应地限制风电上网。　　尽管如此，风电新增装机容量仍保持着较高的增速。2008年上半年中国风电完成吊装2063MW，根据年初规划、年中建设、年底完工的季节性施工的规律，保守估计2008年全年新增装机量将超过5500MW。根据各家开发商的既定计划估计，2009年和2010年将新增装机6500MW和8000MW，年均复合增长率超过20%（本文中各类统计和估计均不含中国台湾）。 　　增长基于长远的动力　　随着国际油价大幅下跌，国内煤炭价格也迅速滑落，很多人开始质疑风电的经济性。但可再生能源的研究和开发并不是一个短期的过程，化石能源的稀缺、环境污染和气候恶化并不会因为原油和煤炭价格的涨跌而发生变化。对于风电，眼光应该长远一些。　　对于中国而言，发展可再生能源是一个必然的选择。中国是世界第二大能耗大国，但石油和煤炭的储采比（相当于可开采年限）均只有世界平均水平的1/3（表1）。而且，2008年上半年，中国的石油对外依存度已超过50%，高能耗增长模式的转变也非一日之功，因此中国化石能源的形势极其严峻。 　　据世界能源署预计，中国即将取代美国成为全球最大的二氧化碳排放国，2012年以后，中国可能须承担碳减排义务，遭受的经济和国际舆论压力必然大为增加。　　事实上，政府也在各个层面大力扶持可再生能源的开发。国际金融危机加剧以后，国务院开始推行积极的财政政策，可再生能源再次成为扶持的重点：“建立健全煤炭等矿产资源有偿使用制度和生态环境补偿机制，发展可再生能源”。而近日业界也流行一个新的猜测：国家发改委将把2020年风电总装机规划由30GW（千万千瓦）调高至100GW。　　其实，规划并非最重要的预测依据，即使是100GW的目标也可能再次提前实现。国家发改委在2007年9月公布《可再生能源中长期发展规划》中提出风电装机至2010年达到5GW，可是仅3个月后实际装机容量就达到了6GW。　　相比而言，对政策方向和力度的把握更为重要。在全世界范围内，政府的立场对可再生能源发展的作用至关重要。从不断出台的实质性政策可以看到，中国政府对可再生能源问题的战略眼光。　　2007年，国家发改委对非水电可再生能源发电规定了强制性份额的目标：到2010年和2020年，大电网覆盖地区电网总发电量中，非水电可再生能源发电量的比例分别达到1%和3%以上；权益发电装机总容量超过5GW的企业所拥有的非水电可再生能源发电权益装机总容量应分别达到其权益发电装机总容量的3%和8%以上。而2007年底，风电装机容量仅占到总装机容量的0.8%，发电量则只有0.2%（表2）。根据目前的发展状况判断，风电装机容量将超过其他几种可再生能源。 　　与中央政府相比，地方政府显得更为积极。甘肃、内蒙古、张北、吉林、江苏沿海计划建成六大10GW级风电基地（其中内蒙古将建成蒙东、蒙西两个风电基地）。根据我们的实地调查，各大规划风区均已有实质性的进展，其中内蒙古预计今年可完成吊装2.7GW。 　　十年后成本将低于火电　　由于成本高，从特许权招标模式开始以来，风电的上网电价一直维持在略高于火电的水平，风电行业长期处于亏损或微利的边缘。　　随着设备成本降低和风电场运营的精细化，再加上特许权招标的价格提升等多方面努力，风电场盈利状况正逐渐好转，成本不断接近火电。根据有关部门的估计，2008年电力全行业亏损可能超过300亿元，火电是主要亏损源。　　大型电力集团对风电发展普遍持乐观态度，其中龙源、国华、华能新能源等几大风电场运营商都认为风电在十年后的成本将低于火电。　　需要强调的是，通常的成本对比采用的是会计成本法而不是社会成本法，即没有考虑各种能源形式存在的外部性问题。即使仅从技术角度看，风电的经济性（能量转化效率）也高于