【商务周刊】新能源的喧哗与躁动

　　“补充”而非“替代”。资源禀赋有时是一个相对概念，比如“地大物博，人口众多”，曾是我国国情的官方概括，这一提法已淡出多年——因为官方意识到中国地大但物并不博，人口众多也不值得夸耀。

　　一个人口众多、资源却相对贫瘠的大国，如今已经是世界第二大能源生产国与消费国。在中国的能源供需结构中，以煤炭为主的化石能源一直占据主导地位，2003年以来，我国煤炭消费量年均增长2.5亿吨，其中电力行业耗煤年均增加1.63亿吨，占全国煤炭消费比重已由2003年的53.9％上升到57.3％。

　　这一结构还将保持很长一段时间。去年年底，我国燃煤机组发电容量5.82亿千瓦，天然气2100万千瓦，水电1.73亿千瓦，核电900万千瓦，风电800万千瓦。东方电气股份有限公司副总裁陈焕预计，至2020年底，我国燃煤发电容量将达8亿千瓦左右，燃气0.4亿千瓦左右，水电3.3亿千瓦左右，核电1亿千瓦左右，风电1.3亿千瓦左右。也就是说10年之后，即使新能源增长15倍，同传统化石能源相比，它仍处于“补充”而非“替代”地位。

　　“照目前的速度发展下去，我们的人均生活水平要接近美国，还要消耗很多能源。”陈焕对《商务周刊》说。

　　目前中国发电厂装机容量是英国的10倍多，但两者的GDP差不多。虽然作为发展中国家，中国在《京都议定书》中并未承担碳减排义务，但年复一年，中国会面临越来越大的减排压力。2012年到期的哥本哈根协定谈判中，欧美国家已经要求中国这样的新兴国家承担碳减排责任。

　　不过，发展新能源不只是政治博弈的砝码，它确是关乎中国人可持续生存的百年大计。

　　传统化石能源中，石油据说用不了40年就会告罄；煤还能用不到100年。这不算最骇人的。如果我们今天什么都不做，2050年气温将上升摄氏6度，我们的下一代将生活在一个厄尔尼诺现象和超级飓风交织的世界之中。

　　好在充沛的阳光和来回刮个不停的季风给了我们发展风能与太阳能——这两个当今最被看好的新能源产业的资源禀赋。中国政府已经行动起来，它“软硬兼施”，一边硬性驱动地方政府和国有企业发展可再生能源，一边对新能源产业施以巨额补贴。《可再生能源中长期发展规划》要求，到2010年使可再生能源消费量占到能源消费总量的10%，2020年提高到15%。到2010年和2020年，非水电可再生能源发电在电网总发电量中的比例分别达到1%和3%以上。

　　风电、太阳能与生物质能被公认为当今最具发展潜力的三大温室气体零排放的替代能源，其中风电和太阳能被中国视为自己国情的选择，生物质能在全世界都还不成熟，而中国农作物耕作的非集约化，和人口大国对粮食作物的需求，决定了生物质能在中国只能小规模分散化发展，而不能并入由大型国企垄断的能源供给网络。

　　在太阳能和风能之间，中国现阶段更偏向于后者，主要在于成本考虑。但业内人士估计，随着光伏成本降低和储能技术的发展，太阳能将在2030年之后成为主流，因为它比风能更稳定可控。

　　虽然海上风能资源更充沛，但我国在海上风能开发上现在还只处于试探阶段。除了为世博会献礼的海上风电工程，中国并不打算大规模上马海上风电项目。专用地基、设备吊装、海底电缆铺设和盐雾环境下的运营维护，都决定了海上风电在技术难度上远高于陆上风电。“我们不是渔民，什么时候涨潮落潮都不知道。”一位风电企业员工对《商务周刊》说，“即使是技术领先的维斯塔斯公司也曾在2004年由于海上装机出故障而损失惨重。”

　　制约风电和太阳能发展的最大因素似乎就是经济性，只待它们成本下降到与化石能源相当，目前棘手的并网难题就将迎刃而解。虽然这个目标现在看起来比较难以达到，但不要忘了，技术推动新能源成本降低的同时，传统能源随着储量的渐少，价格也会攀升。

　　“黄金时代”的狂飙突进

　　相对于太阳能和生物质能，风能发电成本最接近传统化石能源，风电商用在国际上已经几乎没有技术瓶颈，因此成为中国政府目前最为看重的可再生能源。

　　从资源禀赋来讲，我国具有两大风带：一是“三北”地区（东北、华北北部和西北地区），这片广袤的国土常年“北风那个吹”；二是东部沿海陆地、岛屿及近岸海域。《可再生能源中长期发展规划》（2007—2008）显示，中国陆地可利用风能资源3亿千瓦，加上近岸海域可利用风能资源，共计约10亿千瓦。

　　当发展风电上升为国家意志，中央财政也为此拿出专项资金。2008年8月，财政部公布实施了《风力发电设备产业化专项资金管理暂行办法》，采取“以奖代补”方式，对符合支持条件企业的首50台兆瓦级风力发电机组，按600元/千瓦的标准予以补助，其中整机制造企业和关键零部件制造企业各占50%。

　　地方政府也有着发展风电的冲动，因为固定资产投资是政绩考核的重要指标，而我国很多内陆地区除了风大，没什么资源。这两年诸多地方政府醒悟过来，呼呼的风不仅可以拉升政绩，而且通过建风场还能“圈地”，把大块土地用来生财。所以不难理解，在风资源丰富的七省区中，提出建设风电“三峡”的就有两个。华能、华电等五大电力集团2009年新能源发展目标中，各地共计上马风电项目超过50个。

　　在中国，如果政府主动要做什么事情，效率一定奇高。从2003年我国第一次风电特许权招标开始，2005年2月胡锦涛主席签发《可再生能源法》之后，风电产业连续4年实现新增装机容量翻番。截至2008年底，全国风电装机容量为894万千瓦，已经大大超出了国家原先规划（至2010年达到300万千瓦）。中国原拟将2020年的风电装机容量设计为1亿千瓦，但据报道，国家能源局已初步决定将2020年风电装机容量规划提升到1.5亿千瓦。

　　全球风能理事会（GWEC）日前公布的年度数据显示，2008年中国实现风电装机1221万千瓦，成为亚洲第一、世界第四的风电大国。很多人认为，现在是中国风力发电发展的“黄金时代”。

　　风电技术分为整机技术和零部件技术两类，其中零部件又包括叶片、电机、主轴承、齿轮箱等。国际上风电技术的引领者是丹麦、荷兰、德国等欧洲国家，它们早在1970年代便实现了风电的商用。起步较晚的中国风电产业狂飙疾进之下，走了一条技术“拿来主义”之路。

　　2004年之前，国内做风电整机的仅有6家企业，而自2004年风电高速增长，近5年来已经形成了金风、华瑞、东方电气“三大”齐头并进，其后还有80多家主机厂簇拥的格局，“几乎所有制造领域的大型重工企业，包括航空、航天、船舶、电站设备制造、输配电设备企业，都纷纷涉足风电机组制造”，这还不算零部件商。

　　包括三大整机厂在内的绝大多数企业，都是通过从欧洲企业购买技术方案获得加工制造能力。以叶片行业为例，德国一家名为Aerodyn的设计公司的方案在中国有近20个买家。“买个生产许可转让，再买模具设备，就可以制造叶片，如果纯加工的话这个行业实现生产比较快。”中科宇能科技有限公司市场部经理刘新宾说。

　　这一现象与我国风电行业的一个规律有关——在跑马圈地阶段，很大程度上“客户”比“技术”更重要。“实际上整机的关键不是在技术而是在于客户，再强的技术不能在用户处得标也是徒劳。”智基创投合伙人林霆说。

　　联想投资执行董事王俊峰也直言：“门槛高低倒是其次，关键是谁拥有资源，五大电力公司从人脉到实力都是最有条件发展新能源的。我们在投资主机或设备商时，会考虑谁跟五大电力公司业务关系好，谁能跟业主方建立良好的战略合作关系。”

　　壁垒不高的一窝蜂式资本涌入造成的一大后果便是低水平恶性竞争。联想投资在考察风电变流器行业之后发现，国内现在号称能做变流器的有10—15家，但真正可以挂机试验的不超过8家，能够批量出货的“一家都没看到”；叶片商中真正出货量能超过100套的只有5家；风机能做到批量出货并在现场能转起来达到额定功率的“有10家就不错了”。

　　刘新宾说：“整个风电行业有80多家整机厂商，2009年上半年实现装机的仅有18家。叶片商有50多家，真正实现批量供货的也只有十来家，很多家都面临着被淘汰或整合。”

　　“拿来主义”留下的隐忧

　　“拿来主义”的技术引进路线让中国风电实现“井喷式”起步，但也造成了技术上的消化不良。很多企业买了一纸产权，但对于技术根本不理解，也无法进行改进。中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩在一次会议上公开说：“中国企业很多是有产权无技术，有产权无知识。”

　　风电机组看上去很简单，只是一个有着70米高塔筒、40米长叶片的“高架风车”，实际上却异常精密复杂。比如叶片，其工序并不复杂：把树脂灌进由玻璃、纤维和布制成的复合材料中，然后固化成型。但它既要捕获风，又要受力小（须承受70米/秒的风况），实现低噪音，还需经受20年以上的风吹日晒雨淋，其工艺的技术难度“不亚于制造大型飞机的机翼”。

　　王俊峰认为，风电的技术门槛甚至比光伏发电还要高一些，因为它涉及到基础件生产，比如，制造风机轴承不光靠机械加工，还包括金属材料的标号、热处理程度、加工工艺等壁垒，激光加工工艺调试得当，废品率可降低至10%，否则可能达到50%。目前风机中的电控系统和主轴、齿轮箱轴承等关键部件，我国企业还需要依赖进口。

　　风电的基础科研涉及空气动力学、结构动力学、气动弹性力学、气动声学、复合材料学等，甚至需要进行风洞试验。近年来，国际风机技术路线由“定桨距”到“变桨变速”（随风况变化而调整桨距、迎风角等）的发展，使得本来就技术落后的中国企业更加难以追赶国际先进水平，这也是很多风电企业干脆放弃研发、专攻制造的原因之一。

　　但技术积累的过程毕竟难以绕过。虽然“拿来主义”节约了时间，但中国企业需要支付的学费可能一分不会少。业内人士告诉《商务周刊》，国内风电企业目前的产品质量还不稳定，如风机齿轮箱漏油、系统无法控制变桨变流甚至危险的机组共振等问题时有发生。

　　“风电喊得响，真正落到实处，其实不是我们想象的那样。”王俊峰告诉《商务周刊》，一些风机零部件厂商做的叶片是运往高寒地区的，但因为缺乏经验，为省成本没加入碳纤维，导致叶片容易“扫机”事故（高风速下叶子弯曲击打、刮蹭塔筒）甚至折断。还有的企业生产的齿轮箱漏油，一次吊装就把本都赔进去了。他因此认为：“我看中国风机制造真正的有效产能并不多，甚至可能还略显紧张。”

　　国家发改委能源所副所长李俊峰也向《商务周刊》指出，我国在新能源装备制造技术领域相当落后，“新能源涉及空气动力学、材料学的东西，我们全国有几个搞涂料涂层研究的，有几个搞风机桨叶翼型研究的？我们没有国家团队，也没有服务性的研究机构。美国有联合技术机构，美国能源部下面有十几个实验室，台湾、新加坡都有中央工业技术研究院，而我们的中国工程院是发证书的地方，我们的研发机构都依附于大企业，比如核工业研究院依附于核电集团，电力科学院依附于国家电网公司，不为别的公司服务。这是中国极其坏的一种惯例。”他说，“基础研发必须由国家来做，而不是企业。”

　　“拿来主义”的另一个遗留问题是，中国的风况、气候和地质条件与欧洲完全不同，欧洲是海洋性季风气候，中国是内陆型季风气候，两者的风速、风频以及空气干湿度都不一样，需要设备商根据实地采集的风况测量数据进行设备和系统的改进，但目前国内绝大多数企业不仅难以做到技术改进，甚至连测风的数据质量都难以保证。

　　按照国际惯例，风场的可行性研究一般需要两年，但国内风场的可研并不是很认真严肃。据说国内很多风场实际上“连测风塔都没有建”，仅仅选取了一些气象局的数字，“是为了建风电厂而去做可研，而不是为了论证能不能建风电厂”。一些项目中，因为测风数据不准，导致风场建好之后实际的满发时速和当初的预计相差近40%。

　　2008年，东方电气、金风等主机厂的毛利润达到10%—20%以上，但有业内人士认为，这几年风电设备商的赢利是没有经过长期验证的。风机一般要在野外工作20年，设备折旧15年，“现在的设备能否保证20年是个未知数，20年之内会不会赚钱还不一定，万一到第10年的时候出了大问题呢？而且现在国产风机小毛病挺多，一出故障就停机不能发电，也会影响发电厂的收入”。

　　风电机组“晒太阳”

　　如果说技术能力粗放所留下的隐患可能要10年之后才能显现的话，眼下中国风电产业最大的发展瓶颈则是风电入网难的问题。

　　这其中的根源在于，电网公司称风力发电不稳定、不安全，且部分机组的低压穿越技术不过关，因此视风电为非优质电源。在我国也确实发生过风电冲垮局部电网的事故。另一方面，价格杠杆也决定了电网不愿意输送风电。据业内人士介绍，目前煤电的上网电价约为每千瓦时0.36元，有的地区比如内蒙古更低，才0.27元，而国家发改委规定的风电四类标杆上网电价为每千瓦时0.51—0.61元。电网公司当然愿意采购更便宜的煤电而不是风电。

　　国家电监会发布的数据显示，截至2008年全国风电装机894万千瓦，这与能源局公布的截至2008年全国风电装机1217万千瓦存在323万千瓦的差距。这与业内估计的目前存在近30%的风电机组空转或闲置的比例相符。据说，一些地方机组已经建了好几年，还没有解决入网问题，并网滞后导致的最大问题是风机的空转，即使实现并网，也面临“出力受限”，如甘肃酒泉已经投运的46万千瓦风电装机最大发电出力只能达到约65%。中央电视台经济信息联播节目感叹到：1/3的风电设备在那里“安静地晒着太阳，实在太可惜了”。

　　“但那些大型国有电力公司并不在意这些，他们正处于跑马圈地的阶段，要把风场圈占下来，然后在向上级汇报的时候就说风电占到了全年产能的多少。至于发的电是不是能上网、挣钱，这不是他们现在关心的。”林霆认为。

　　面对这种局面，国家通过《可再生能源法》规定风电必须无条件上网，《可再生能源中长期发展规划》也做了定量要求。业内人士告诉记者，“接入的问题，总理级国家领导都批示了两三次了”。

　　但一个现实的困难是，由于风场多建在偏远地区，离电网骨干网有一定的物理距离，深入风电场的输电网建设需要挤占电网公司本来就有限的建设资金，因此它们并无建风电接入网的积极性。

　　在政府的强制推动下，目前东北、华东和西北的电网接入已经或有方案逐步解决，唯独内蒙古由于电力消费能力不足，电力需要大量外送，而风电的外送会挤占火电的外送能力。也许只有等规划中的国家智能电网建成，才能解决“风电不稳冲击电网”的技术问题，国家的强力推动也才会切实有效。

　　“一头在外”付出的学费

　　2004年底，里昂证券发表题为《火热的太阳能》的报告。王俊峰回忆说，这份报告在投资行业简直就是“指路明灯”，投资家的灵敏嗅觉立即嗅到了光伏行业的钱景。“我们希望没有发射升空一个热气球，但是这个行业确实在咝咝发热，尽管它正在升空，但它一点都不像泡沫。这是一个坚实可靠的投资目标。”里昂证券事后称。

　　随后欧洲主要发达国家为履行《京都议定书》的减排义务，加快新能源特别是太阳能的应用，导致2006—2008年上半年光伏终端市场始终处于供不应求的局面，将多晶硅国内现货市场价格从2005年的25美元/公斤推高至2008年中的450美元/公斤。

　　在这一轮狂飙之中，中国的各路创业者和20余家风险投资商在8—15个月的时间里斥巨资建厂房、买设备、组装生产线、聘请洋工程师，并真的实现了硅晶片、电池及模组的量产。江西赛维LDK和多家风险投资商更是联手创下了成立22个月便登陆纳斯达克的“奇迹”。短短两年间，中国成为全球最大的光伏产业基地，拥有全球最大的硅晶片生产商、出货量第二大的电池组件制造商等。

　　但从2008年底开始，工厂里静得能听见鸟叫，职工赋闲回家，见了银行放贷员绕道走，成为中国多数光伏制造商的写照。截至今年上半年，国内光伏生产企业近八成倒闭，无锡尚德、昱辉阳光、江西赛维LDK等业内老大纷纷裁员、限产。2007年7月31日的时候，无锡尚德、浙江昱辉、江苏CSI、天合光能、江苏林洋、河北晶澳、中电光伏、江西赛维和天威英利9家海外上市的中国太阳能企业市值为176.16亿美元，而到去年底，9家企业的市值仅为40亿美元，缩水77％。

　　“这就像是考试前艰辛的复习，为了未来的好成绩，我们必须付出点代价。”江西赛维LDK公关总监姚峰向《商务周刊》解释说。赛维因2008年第四季度高价库存的低价售出导致该季度严重亏损，2009年第一季度销售收入比上一季度下降33.6%。

　　一定程度上，让华尔街宠儿风光不再的是德国和西班牙政府。两国曾是太阳能的最大消费国，2008年中国光伏组件发货2.2兆瓦，其中98%用于出口，而出口德国和西班牙的占太阳能电池销量的70%—90%。但这两个国家在金融危机之下对光伏的补贴政策做了重大调整。

　　安信证券的数据显示，德国目前的太阳能年度收购电价FIT（Feed-in Tarrifs）由2008年以前年降幅5%，改为2009、2010年年降9%；地面装配系统从2008年年降6.5%，改为2009—2010年年降10%。西班牙政府曾给出“全球最慷慨”的太阳能电价补贴政策，2008年前FIT电价为0.44欧元/千瓦时，但2008年10月的修正法案中修改为0.29—0.33欧元/千瓦时，并将2009年补贴额度上限设置为500兆瓦。

　　智基创投总裁暨管理合伙人陈友忠对《商务周刊》说：“金融危机使西班牙都快面临破产了，根本没有更多余力去补贴太阳能。”

　　一位业内人士说：“西班牙2008年发疯了，一年装了250万千瓦，超过了日本15年的安装量。今年它发现自己做得太快了，调整到新装50万千瓦，对市场形成很大的冲击。”

　　中国光伏产业原来是原材料和需求“两头在外”，近年来原材料端可以实现国内自产，只有需求“一头在外”。欧洲国家的补贴政策调整，以及持续走低的欧元汇率，使中国光伏制造企业从去年下半年起过上了苦日子（详见本刊2009年5月20日封面故事《沙滩上的“硅梦”》）。

　　没谱的外需，逼得中国光伏企业把眼光转向国内。2009年3月28日中国“太阳能屋顶计划”出台后，几乎所有光伏企业都进行了项目申报。业内人士估计，申报的项目肯定超过了500兆瓦，甚至可能超过1GW，而国内光伏电站现在的发电总量不超过100兆瓦。中投顾问预计，随着产出增加及新订单增长放缓，今年多晶硅产能将超过需求的55%。

　　但如此大规模的产能势必形成僧多粥少的局面，根据4月20日财政部发布的《太阳能光电建筑应用示范项目申报指南》，明确将对三类太阳能光电建筑应用示范项目进行补贴，最高补贴标准分为20元／瓦和15元／瓦两个档次。而发改委2006年发布的《可再生能源发电价格和费用分摊管理实行办法》中，目前可用于光伏补贴的资金仅约为30亿元，即大约能补贴200兆瓦。

　　智基投资合伙人史煜认为，光伏企业的出路无它，只有“一边游说政府加大补贴的力度，另一方面在研发上做投资，降低成本”。

　　成本制约

　　如果内需真能逐步释放，太阳能发电产业真正的制约就只剩下一个——成本。

　　4月底，位于甘肃敦煌市七里镇西南的敦煌10兆瓦光伏并网发电特许权竞标中， 国投电力(行情 股吧)现场开价0.69/千瓦时，据说惊呆了包括国家发改委官员在内的所有人，因为光伏产业之所以需要政府补贴，就在于现阶段其成本过高导致无法与化石能源以及风电电价相比。目前中国政府仅批准了三家太阳能电站示范项目，除敦煌项目外，另有1兆瓦的上海市崇明岛项目、255千瓦的内蒙古 鄂尔多斯(行情 股吧)项目。崇明与鄂尔多斯两个示范项目，每发1度电，政府需补贴4元钱。

　　4月28日，包括无锡尚德、天威英利、晶澳太阳能和赛维LDK在内的行业内最主要的13家企业共同发布了《洛阳宣言》，重申在2012年实现光伏发电上网价格1元/千瓦时的目标。而敦煌项目的最终价格也定在了1.09元/千瓦时。这个价格还是远远高于风电和煤电，据中央电视台经济信息联播节目的数据，目前太阳能发电成本1.9元/千瓦时，风电为0.5—0.6元/千瓦时，传统煤电为0.35—0.45元/千瓦时。

　　建设一个太阳能光伏电站，必须包括光伏组件（产业链包括多晶硅、单晶硅、切片、电池组和组件）、逆变器、输配电等。其中太阳能光伏组件约占总成本的50%，太阳能电池约占光伏组件成本的70%，硅晶片又占电池成本的60%。所以太阳能降低成本最有效的方法就是提高每吨多晶硅的转换率，或者降低电池成本。

　　如果要达到与传统能源电网平价的目标，需要将太阳能电池板的成本降至0.65美元/瓦至0.70美元/瓦。今年3月，美国First Solar公司宣布，其薄膜光伏电池板的生产成本首次降到了1美元/瓦，是“太阳能技术的一个里程碑”。但这还只是薄膜光伏板，标准的硅晶太阳能电池成本仍然徘徊在3美元/瓦左右。

　　多晶硅的转换率提升同样不是件容易的事。“欧洲市场现在要求多晶硅的转换率要在16%以上才是合格的，16%以下价钱另算，我知道中国大部分企业生产的多晶硅转换率在15.5%—15.7%。因为我们用料杂，根本无法控制质量，这种产能势必被淘汰。”王俊峰感叹，“随着市场重新回到正轨，以前拉上两条枪、投点钱就能干光伏的时代一去不复返了，大家还是要拼点技术。”

　　当然也不乏乐观者。史煜注意到各国企业对太阳能的研发投入非常大，很多创新技术都在研制中，他个人估计未来3年内技术会有重大进步，使得太阳能发电成本和风能相匹敌，“甚至如果它的转换率再高，那它有可能成为最便宜的、甚至能和火电竞争的能源”。

　　但微观企业的成本核算并没有包括光伏生产的外部性环境成本，太阳能生产过程中，从硅到粗硅，再到化工三氯氢硅，反应成高重硅，回炉、铸锭到切片，每个环节都要高耗能。而且三氯氢硅会复产四氯化硅，后者是易爆炸的高危化学品。

　　有人估算，目前的光伏工业所消耗的能源已经透支了10年它所能节约的能源，也就是说，10年之后太阳能才能算真正的“绿色能源”。

　　原文发布地址：http://money.163.com/09/0929/10/5KCDV75K00253G87.html（商务周刊）