3月29日上午九點，北京希爾頓逸林酒店三樓宴會廳內，第二屆中國新能源并網接入國際峰會正在舉行。這間偌大的房間內并沒有擺滿桌椅，但即便如此，過多閑置的座位恐怕還是讓攝影師們為拍出一張反應現場熱烈情形的圖片而發愁。

　　發言臺上，一位專家情緒高昂的復述著我國宏偉的風電發展目標、展望著風電具有商業化前景的未來；臺下聽眾則略顯倦怠，有人隨手翻閱著會刊，間或還張開嘴深深地打個大哈欠。

　　從臺上看至臺下，像極了這些年的風電產業 “雞血”散盡后疲態盡顯。2011年，我國風電新增裝機1650萬千瓦，與去年新增1892萬千瓦相比呈下降趨勢，同比增長為負。這意味著，風電自2005年以來連續5年持續升溫的趨勢在今年開始出現轉折。

　　這個數字的變化，實際上只是風電行業“國進民退”的另一個注解。

　　“2011年，五大發電集團中除了華電、國電的風電新增裝機同比略有下降之外，其余三家均有增長，五大發電集團在全國風電新增總量的占比由2010年的49.3%提高到去年的58.2%。”華電新能源公司總工程師袁凱峰表示。

　　但競爭對手的減少，并未讓這幾家巨型發電集團的日子更好過一些。華電新能源提供的數據顯示，2010年全國風電發電量達501億千瓦時，同比增速81.41%，而2011年風電發電量約706億千瓦時，增幅僅40%，電量增速出現大幅下滑。

　　更難看的是風機設備的等效利用小時數。“五大發電集團的利用小時數都出現了負增長。除大唐新能源(01798.HK)以外，基本上都減少了200小時左右。”袁凱峰說。

　　最終的結果，是去年風電行業首次出現開發商虧損的情況。所有的變化都與一個詞相關，那就是“限電”。盡管電網公司多次聲稱已經盡最大努力來確保風電的并網，但至少現在看起來效果仍不顯著。

　　當風電領域經歷“國進民退”后，風電企業與電網企業在“限電與棄風”的博弈，或將不再是“散兵游勇”與“正規軍”的談判，而是電力大佬與電網大佬之間的較量。

　　五大電力企業風電大幅虧損

　　當了11年龍源電力(00916.HK)的總經理，謝長軍總結自己只做了一件事打造一條產業鏈。“龍源是全過程管理，從前期冊封、設計咨詢、設備采購、運行監控、檢修維護、技術研發，甚至到CDM開發，我們都是自己做。”謝長軍告訴本報記者。

　　謝的功夫并未白費。據龍源電力2011年年報，即使在形勢如此不堪的去年，龍源仍然實現新增裝機2042兆瓦，凈利潤26.38億元。

　　“龍源是情況比較好的，但是一些企業也出現了虧損。”袁凱峰說，“風電旱澇保收的局面已經一去不復返，整個行業的經營狀況都在變得艱難。”

　　與以往風電利潤可以為火電虧損補缺的情況不同，由中電聯發布的一份調查顯示，去年7月，五大發電集團的風電業務利潤虧損1.4億元，利潤環比6月降低8.2億元。

　　“這確實與7月是小風季的原因相關，但出現虧損也可能將是行業的趨勢，值得注意。”袁凱峰表示。

　　讓一眾業主們感到資金壓力的，還有“穩健”的貨幣政策為其所帶來的財務費用的劇增。

　　華電新能源的統計數據顯示，2011年7月，五大電力集團的財務負債總額達到24823億元，同比增加17.23%，累計發電財務費用528.32億元，同比增加33%。“保守估計五大電力集團全年累計發電的財務費用將超過1000億元。”袁凱峰說。在如此背景下，一些開發商不得不對風電項目的選擇慎之又慎，使得風電新增裝機速度受到制約。

　　實際上，去年風電整條產業鏈都在想辦法壓低成本，以風機整機為例，其平均價格水平已經從2008年的6000元/千瓦降低至去年的3400元/千瓦。受此帶動，風電場的開發成本也得到有效降低。

　　“2009年行業平均開發風電場的造價是9320元/千瓦，2010年是8295元/千瓦，這個價格在去年降至7900元/千瓦。”謝長軍表示。

　　設備價格的下降對于開發商來說自然是利好，但仍難改變去年不少開發商虧損的事實。而袁凱峰則擔心，價格大幅下降可能帶來產品質量和售后服務的問題。“據不完全統計，去年稱得上惡性事故的就有30多起，給安全問題敲響了警鐘。”

　　五大電力與電網博弈加劇？

　　“制約風電產業健康發展的最大障礙在哪里？”對于袁凱峰眼里這個最重要的問題，多數人可能都會給出同樣的答案：限電。

　　實際上，即使是春風得意的龍源，在去年也飽受限電之苦。謝長軍向本報記者透露，龍源的設備平均可利用率是97.78%，設備利用小時數是2230小時，去年由于風資源的下降和電網限電的一些影響，利用小時數降到了2026小時。

　　“因為去年限電，龍源公司大概損失了100小時的小時數，總的限電量超過了發電量的10%以上，最嚴重的地區內蒙古東部達到了30%，黑龍江、吉林達到了20%。”謝長軍說，“去年限電龍源大概損失了50億元。”但即便如此，龍源依舊是行業里損失較小的企業。華電的設備利用小時數減少了500小時，達到

　　491小時。袁凱峰坦言。

　　據了解，2008年全國風電企業因電網限電損失的電量約為2.96億千瓦時，而2011年限電量已超過15億千瓦時，約占風電總發電量的12%。其中，五大發電集團累計棄風又占到棄風總量的90% 以上。

　　每每談及此處，謝長軍都不忘打趣，“我跟電網某領導開玩笑，我說把我們去年損失的50億元分一半給電網，限電情況可能就沒有了。”

　　實際上，長久以來，電網都被認為在可再生能源并網上缺乏積極性。但謝長軍和袁凱峰都不忘提及：在過去的一年電網已經做出了大量的工作。

　　根據國家電網的數據，2011年國網累計建成電網送出線路達到2.62萬公里，建成風電送出變電站25座，變電容量達到3770萬千伏安。

　　即便如此，因為新疆、內蒙和甘肅等風電基地當地的負荷需求不足，跨省區送電受阻所帶來的限電情況依舊明顯。

　　“2010年國網積極推進大型風電送出工程和相關跨省區送電工程的前期工作，完成了西蒙到南京、哈密南到鄭州、哈密北到重慶等特高壓輸出的可研工作，在可期待的未來，送出問題將得到改善。”國網有關人士在接受本報記者采訪時回應稱。

　　但質疑者提出，跨省區送電的問題已經在“十一五”前提上議事日程，遲遲沒有得到解決的原因是，國網所倡導的交流特高壓電網并非解決風電上網的上策。“日本、美國等發達國家已經放棄了這條技術線路，因為用交流特高壓電網將區域電網連接起來，很可能產生大規模停電，而且輸電投資大、損耗大，并不經濟。”一位業內人士稱。

　　袁凱峰證實了這樣的說法，他舉例，“有測算說把蒙西的風電送到江蘇和浙江，度電成本在6-7毛，而在江蘇本地建設風電項目，成本也就是6-7毛/度。”

　　智能發電或為突破口

　　數據分析公司Power eTrack對2010年美國、德國、中國和印度的發電組合中各種能源形勢的配比做了調查，結果顯示，中國2010年總發電量4373TWH，其中煤電占到78%的比重，其次是水電為15%，風電和核電分別約占2%，油、氣發電各自僅占1%，生物質發電、地熱發電和光伏發電的比例則更小。

　　相比之下，4個國家中德國的發電組合相對更平衡，其中煤電占比43%，核電為22%，燃氣發電為14%，風電為7%，水電為4%，地熱、生物質和光伏發電均占到3%的比例，油電的比例為1%。

　　“盡管如此，德國的煤電也太高，這樣的能源組合對新能源的并網幫助有限。”范魯可說。

　　TUV南德集團智能電網項目經理Christian Dirmeier表示，此前德國宣布大幅下調光伏補貼的原因，除了認為光伏發電的效率并沒有預期高之外，更深層次的原因則是去年光伏裝機發展過快，而電網中“靈活”的電源占比過低。

　　“煤電的靈活性較差，能夠高效調峰的"動態"能源相對較少。”Christian Dirmeier說，“德國如今也希望要平衡電網中各種能源的配比。”

　　實際上，風能、太陽能的不穩定性一直受到電網的詬病，其總量過大后對電網所存在的安全隱患，也成為電網不愿接納新能源的最主要原因。

　　Christian Dirmeier介紹，作為新能源的使用大國，德國在電網建設方面的花費是5000億歐元，但每年仍有20%的電能損失。“智能電網的作用變得越來越重要，它更加穩定，而且幫助廠家在傳輸與通信過程中更順暢和減少損失。”

　　在范魯可看來，除了智能電網，電網企業則應該探索智能的發電。不同于以往的燃氣輪機，"智能發電"機組要能快速增減負荷，并不受增減次數的限制。“在啟動1分鐘內給電網輸送兆瓦數量級的電力，5分鐘內從啟動達到滿負荷，1分鐘內可快速停機。”范魯可解釋。

　　他表示，“智能發電”機組的成本每千瓦造價約在500歐元，相對于傳統的燃氣輪機較高，但單機運行效率也更高，并可最大程度減少在調峰時機組維修所帶來的高成本。

　　“如果在發電側便能做到智能，再加上智能電網的運用，包括儲能和水電、氣電等靈活電源，新能源在電網中的占比原則上是可以無限大的。”范魯可稱。