這廂第二批光伏特許權(quán)招標硝煙還未散去，那邊，首次共100兆瓦海上風電特許權(quán)招標又風云再起。30多家企業(yè)，70份標書，競逐4個項目。和前兩次光伏招標一樣，這一次“國家隊依舊來勢兇猛”。

0.6101元/千瓦時，在國家隊再一次華麗的“低價包圍”下，民企對新能源項目的期盼似乎已成海市蜃樓。

探索央企“華麗圍標”背后

海上風電招標：新能源低價時代來臨？

文/本刊記者 蘇奮勇

2010年9月10日，我國首輪100兆瓦海上風電特許權(quán)項目招標在北京開標，央企中國電力[1.80 0.00%]投資集團在兩個項目中投出0.6101元/千瓦時最低電價，再一次讓參與競標的民企目瞪口呆，這一價格接近內(nèi)陸風電標桿上網(wǎng)電價，在業(yè)內(nèi)人士看來，該報價短期內(nèi)只有虧損。

中電投再次最低價逼內(nèi)陸風電

此次海上風電特許權(quán)項目招標于今年5月啟動，共有4個項目，都在江蘇。

據(jù)記者了解，參與投標的公司大多數(shù)為央企，包括大唐電力、國電電力[3.44 -1.43%]、華電國際[4.07 -1.45%]、華能和中電投旗下各個新能源子公司，以及中海油、中廣核、中節(jié)能、河北建設(shè)和京能公司等。

從投標書內(nèi)容看，中電投在此次海上風電特許權(quán)項目中的東臺和大豐兩個項目中，投出0.6101元/千瓦時的最低投標價；在濱海和射陽兩個項目中的投標價分別為0.6119元/千瓦時和0.6559元/千瓦時。

值得注意的是，此次海上風電特許權(quán)項目招標的最低投標價格，幾乎與陸上風電最高上網(wǎng)標桿價0.61元/千瓦時持平。與陸上風電相比，海上風電雖具有風速高、風資源穩(wěn)定、發(fā)電量大等特點，但因其技術(shù)和所處的運行環(huán)境遠較陸上風電復(fù)雜，因此其發(fā)電成本應(yīng)比前者更高。

國家能源局新能源和可再生能源司副司長史立山認為，這次招標企業(yè)的報價有些偏低。史立山同時稱，這個水平的電價，對促進海上風電發(fā)展起到里程碑作用。

相關(guān)專家表示，企業(yè)在這次招標中電價偏低，按照目前的海上風電建設(shè)成本和技術(shù)水平，0.8～0.9元/千瓦時的報價較為合理。

我國沿海省份工業(yè)發(fā)達、耗電量大，同時缺少傳統(tǒng)資源，電力供應(yīng)始終難以完全滿足。除了太陽能光伏發(fā)電，在沿海省市，風能發(fā)電是未來發(fā)展可替代能源的主要方向。

據(jù)記者了解，中國陸上風能資源主要集中在西部地區(qū)，遠離沿海用電負荷中心。即使未來實現(xiàn)內(nèi)陸風能大省并網(wǎng)發(fā)電，長距離輸電至東部沿海城市，會受到智能電網(wǎng)建設(shè)進度的制約。相比之下，如果發(fā)展靠近用電負荷的海上風電，則沒有上述制約。

事實上，東部沿海風能發(fā)電已有先例：我國第一個海上風電示范項目——上海東海大橋10萬千瓦海上風電場項目的稅后上網(wǎng)電價為0.978元/千瓦時。該項目總投資約23.65億元，今年7月實現(xiàn)并網(wǎng)發(fā)電。

數(shù)據(jù)顯示，經(jīng)過2004年以來的連年翻番，截至去年年底，我國陸地風電裝機已經(jīng)超過2500萬千瓦，位居全球第二。目前，我國內(nèi)陸四類資源區(qū)的風電標桿上網(wǎng)電價分別為每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。

海上風電由于運行環(huán)境復(fù)雜，技術(shù)要求高，施工難度大，我國還處于起步和探索階段。按照正常規(guī)律，海上風電電價應(yīng)高于內(nèi)陸電價。

據(jù)悉，此次海上風電特許權(quán)項目招標后，國家能源局將進行一周左右的評標，最終結(jié)果可能在9月底之前公布。然則對于月底公布的中標結(jié)果，眾多民企代表的意見出乎意料的一致，“此次依舊是央企轉(zhuǎn)入新能源的圍獵場”。

這種“統(tǒng)一”想法的產(chǎn)生源于近期前兩次光伏招標中央企“華麗”的戰(zhàn)績。早2009年3月22日的第一輪光伏電站特許權(quán)項目——敦煌10兆瓦光伏電站的開標會上，雖然有50家企業(yè)買走標書，但第二輪進入商務(wù)標的13家企業(yè)均為國有企業(yè)，如華能、龍源電力[8.14 -0.12%]、中廣核、國投電力[8.03 -1.35%]等。

光伏特許權(quán)招標陰影

2010年8月10日，光伏280兆瓦技術(shù)標開標，國電、中電投、大唐、華能、華電“五虎將”以及“四小龍”中的中廣核、國投電力和國華[0.13 -2.26%]電力等50家企業(yè)遞交標書135份，爭奪13個光伏電站的特許經(jīng)營權(quán)，期限均為25年。

8月16日，價格標揭開面紗，幾乎每個項目都有十余家企業(yè)“圍搶”，最冷門的內(nèi)蒙古阿拉善項目，也有7家公司競標。同時，逾65%的報價集中在每千瓦時0.9～1.2元的區(qū)間，而平均報價降至1.036元/千瓦時，較“敦煌項目”的1.354元下調(diào)23.5%。

“我以為，‘地板價’也不過九角上下，但第一輪唱標時，我就聽到了一個八角六分。更不可思議的是，隨后每輪唱標，竟然都有好幾個七八角的超低價?！币晃粎⑴c競標的地方發(fā)電集團負責人感慨道。

曝光的報價表顯示，所有項目的最低價均跌破1元/千瓦時，最高不過0.9907元/千瓦時，最低0.7288元/千瓦時，由同屬中電投集團的黃河上游水電開發(fā)公司和新疆能源有限公司，分別競標青海共和30兆瓦項目和新疆和田20兆瓦項目時報出。

此外，逾七成的最低報價降至0.85元以內(nèi)。根據(jù)招標文件，若上網(wǎng)電價與技術(shù)方案報告、財務(wù)評價報告一致，報價最低者即為中標方。然而，2008年8月14日，發(fā)改委核定的內(nèi)蒙古鄂爾多斯[21.74 -2.51%]以及上海崇明光伏電站的上網(wǎng)電價則高達4元/千瓦時。兩年時間，78.8%的直線降幅讓業(yè)界一片嘩然。

“價低者得標，有待商榷，至少還得請專家委員會投票表決，一來保證項目質(zhì)量，二來保護合理利潤。” 專攻能源轉(zhuǎn)換與光伏物理的中山大學太陽能系統(tǒng)研究所所長沈輝告訴記者，以國內(nèi)企業(yè)目前的技術(shù)水準，1元/千瓦時的價格才算“湊合”，而且，僅限于陽光資源豐富的西部。

事實上，去年4月28日，無錫尚德、英利集團等13家太陽能電池制造廠商曾聯(lián)名通過“推動光伏發(fā)電‘一元工程’建設(shè)倡議書”，希望力爭在2012年將光伏發(fā)電的成本降至1元/千瓦時。由于此次競標的所有項目將于2012年建成使用，接近1元的報價顯然更為業(yè)內(nèi)認同。

同時，目前多晶硅兇猛的價格漲勢也注解了“七八角錢”的離譜。截至8月中旬，多晶硅的現(xiàn)貨價格已突破50萬元/噸，較5月初高漲30%。受此影響，近兩月來，光伏發(fā)電組件普遍提價15%。長江證券[15.05 -0.99%]的一位新能源分析師據(jù)此推算，“有賺頭”的上網(wǎng)電價已接近1.2元/千瓦時。

這是許多制造商共同的疑惑。在一遍又一遍的盤算過成本之后，他們把合理的解釋歸結(jié)為：因為開出最低價的，是國有大型電力集團。在13個項目報出的最低價中，僅中電投系子公司就獨占6個，華能、國電等國有大型電力集團也各有斬獲。而光伏民營企業(yè)卻幾乎銷聲匿跡。

控制電價沖動

記者了解到，在“特許招標”的標書中，并沒有排他性的條款，也就是說每家企業(yè)都可以和多家進行捆綁競標。所以，通過多線布局尋找最優(yōu)化的捆綁方案，以最大程度的降低電價，是業(yè)界普遍認可的制勝法寶。

“在政策允許的范圍內(nèi)，大家都希望盡可能多的與其他企業(yè)捆綁，提高中標的可能性?！?國電風電設(shè)備技術(shù)研究所副所長秦明表示。

企業(yè)希望控制電價達到中標目的，并非毫無依據(jù)。

此前，國家能源局新能源與可再生能源司司長王駿就表示，“在這次招標中，電價只占六成因素，其余四成比重要看投標企業(yè)出具的經(jīng)營管理方案是否科學合理?！?/p>

他解釋，雖然能否中標并不完全取決于電價，但國家能源局希望通過競爭性招標，建立良好市場環(huán)境，推進裝備研發(fā)并降低開發(fā)成本。在政府補貼資金有限的情況下，最大限度地提高資金的使用效率，因此，電價仍是競標的主要參考因素。

王駿此言的背景是，按照《可再生能源法》規(guī)定，我國可再生能源上網(wǎng)電價超出火電標桿電價的部分，由可再生能源電價附加補貼。

目前，在我國第一個海上風電示范項目，上海東海大橋海上風電場項目中，最終確定的稅后上網(wǎng)電價為 0.978元/千瓦時。那么，以火電平均標桿電價0.3元/千瓦時為標準，就意味著海上風電每發(fā)一千瓦時的電，國家財政就要拿出將近0.7元/千瓦時的補貼。

即使是與2009年7月，我國根據(jù)區(qū)域風資源劃分的四類風資源標桿電價，即每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元、0.61元相比，海上風電也幾乎沒有競爭力。

“在海上風電增加的成本中，大部分來自海上運輸?shù)跹b的費用?！泵麝栵L電副首席整機技術(shù)工程師張學接受記者采訪時曾表示。

根據(jù)中水珠江規(guī)劃勘測設(shè)計公司測算，在我國海上風電場項目中，風機只占到總成本的35%，其他成本來自于建設(shè)安裝、運行維護、并網(wǎng)、管理和回收等部分，其中，建設(shè)安裝占24%，運行維護占22%。

不過盡管建設(shè)安裝在成本中所占比重如此之大，短期內(nèi)這部分也沒有太大的可能降低。以風電發(fā)展更具規(guī)模的歐洲為例，海上風電技術(shù)成本及運輸?shù)跹b也占到總成本的49%，機械成本占21%，海上電纜和變壓器的成本占16%。

“我們還沒到降低成本的階段，‘特許招標’就是為了摸一摸成本?！敝袊L能協(xié)會副理事長施鵬飛告訴記者。

“雖然大幅度降低成本是不可能的任務(wù)，但與已經(jīng)握有相對成熟安裝技術(shù)的企業(yè)捆綁，在競標電價上，還是可以有一定的優(yōu)勢?！鄙鲜隽私饷麝栵L電且關(guān)注海上風電發(fā)展情況的人士表示。

民營企業(yè)的期盼

自2003年開始推行風電項目特許權(quán)建設(shè)方式，雖然為中國風電[0.80 0.00%]裝機容量躍居亞洲第一奠定了基礎(chǔ)，但“最低價者得之”的模式也導(dǎo)致了另一結(jié)果的出現(xiàn)——民營資本幾近全面出局、贏利模式的模糊、大量風電無法上網(wǎng)。

而根據(jù)招標規(guī)則要求，投標者可以投多個項目、多個標段，組件廠商可獨立投標，而投資商必須捆綁組件廠商。因此，自央企圍標的結(jié)果背后，民企更多的將在二級設(shè)備市場展開激烈的爭奪。

事實上，民企對國有資本欲拒還迎。一方面，國企進來，以極強大行政資源及財力，可迅速打開光伏發(fā)電新興市場。另一方面，民企又懼怕國企以取得項目、搶占優(yōu)質(zhì)資源為出發(fā)點，而不是以項目投資收益為出發(fā)點，這種非理性出價導(dǎo)致競標價格與合理水平相差甚遠。

專家認為，“特許權(quán)項目招標不應(yīng)簡單的以‘低價者得之’為標準，而應(yīng)該設(shè)置合理的IRR水平、參照國際市場行情、每個季度的發(fā)電量等標準，這樣才能驅(qū)動信托、保險、民營資本等資金進入，光伏發(fā)電成本的降低與市場的健康運行才能并行不悖”。

“中國的政策可能不具備西班牙及意大利有20%的利潤，但至少有像基建這樣10%的利潤回報，才能支撐起這個市場的成長，并驅(qū)動民企進入?！鄙鲜鰧＜艺f。

賽維LDK高管認為，“目前民營資本進入除了國家政策扶持外，更需要金融創(chuàng)新工具的引入。光伏電站的投資類似建設(shè)高速公路，需要好的贏利模式，使得信托與保險等機構(gòu)進入，民營方面才可有金融支撐?！?/p>

而單從技術(shù)市場監(jiān)督來看，證券分析師有其看法。由于海上風電對風力發(fā)電機組有特殊的要求，渤海證券分析師李新渠表示，預(yù)計此次招標將以3MW機型為主，2MW及2.5MW機型因單機容量太小，即使經(jīng)過改進，應(yīng)該不會有太大份額。此外有分析師表示，上海東海大橋風電場全部采用華銳風電3MW機型，已在上月正式并網(wǎng)發(fā)電。從目前看來運行良好，此次招標可能會參考該項目經(jīng)驗。

到目前為止，國內(nèi)有能力量產(chǎn)3MW機型并且有運營經(jīng)驗的公司，只有華銳風電和金風科技[24.05 -1.92%]，其他廠商則多處于研發(fā)階段。因此業(yè)內(nèi)人士表示預(yù)計此次招標，很有可能是華銳風電和金風科技兩家公司獲得大部分份額。