新能源的喧嘩與躁動

“補充”而非“替代”

資源稟賦有時是一個相對概念，比如“地大物博，人口眾多”，曾是我國國情的官方概括，這一提法已淡出多年——因為官方意識到中國地大但物并不博，人口眾多也不值得夸耀。

一個人口眾多、資源卻相對貧瘠的大國，如今已經是世界第二大能源生產國與消費國。在中國的能源供需結構中，以煤炭為主的化石能源一直占據主導地位，2003年以來，我國煤炭消費量年均增長2.5億噸，其中電力行業耗煤年均增加1.63億噸，占全國煤炭消費比重已由2003年的53.9%上升到57.3%。

這一結構還將保持很長一段時間。去年年底，我國燃煤機組發電容量5.82億千瓦，天然氣2100萬千瓦，水電1.73億千瓦，核電900萬千瓦，風電800萬千瓦。東方電氣股份有限公司副總裁陳煥預計，至2020年底，我國燃煤發電容量將達8億千瓦左右，燃氣0.4億千瓦左右，水電3.3億千瓦左右，核電1億千瓦左右，風電1.3億千瓦左右。也就是說10年之后，即使新能源增長15倍，同傳統化石能源相比，它仍處于“補充”而非“替代”地位。

“照目前的速度發展下去，我們的人均生活水平要接近美國，還要消耗很多能源。”陳煥對《商務周刊》說。

目前中國發電廠裝機容量是英國的10倍多，但兩者的GDP差不多。雖然作為發展中國家，中國在《京都議定書》中并未承擔碳減排義務，但年復一年，中國會面臨越來越大的減排壓力。2012年到期的哥本哈根協定談判中，歐美國家已經要求中國這樣的新興國家承擔碳減排責任。

不過，發展新能源不只是政治博弈的砝碼，它確是關乎中國人可持續生存的百年大計。

傳統化石能源中，石油據說用不了40年就會告罄;煤還能用不到100年。這不算最駭人的。如果我們今天什么都不做，2050年氣溫將上升攝氏6度，我們的下一代將生活在一個厄爾尼諾現象和超級颶風交織的世界之中。

好在充沛的陽光和來回刮個不停的季風給了我們發展風能與太陽能——這兩個當今最被看好的新能源產業的資源稟賦。中國政府已經行動起來，它“軟硬兼施”，一邊硬性驅動地方政府和國有企業發展可再生能源，一邊對新能源產業施以巨額補貼。《可再生能源中長期發展規劃》要求，到2010年使可再生能源消費量占到能源消費總量的10%，2020年提高到15%。到2010年和2020年，非水電可再生能源發電在電網總發電量中的比例分別達到1%和3%以上。

風電、太陽能與生物質能被公認為當今最具發展潛力的三大溫室氣體零排放的替代能源，其中風電和太陽能被中國視為自己國情的選擇，生物質能在全世界都還不成熟，而中國農作物耕作的非集約化，和人口大國對糧食作物的需求，決定了生物質能在中國只能小規模分散化發展，而不能并入由大型國企壟斷的能源供給網絡。

在太陽能和風能之間，中國現階段更偏向于后者，主要在于成本考慮。但業內人士估計，隨著光伏成本降低和儲能技術的發展，太陽能將在2030年之后成為主流，因為它比風能更穩定可控。

雖然海上風能資源更充沛，但我國在海上風能開發上現在還只處于試探階段。除了為世博會獻禮的海上風電工程，中國并不打算大規模上馬海上風電項目。專用地基、設備吊裝、海底電纜鋪設和鹽霧環境下的運營維護，都決定了海上風電在技術難度上遠高于陸上風電。“我們不是漁民，什么時候漲潮落潮都不知道。”一位風電企業員工對《商務周刊》說，“即使是技術領先的維斯塔斯公司也曾在2004年由于海上裝機出故障而損失慘重。”

制約風電和太陽能發展的最大因素似乎就是經濟性，只待它們成本下降到與化石能源相當，目前棘手的并網難題就將迎刃而解。雖然這個目標現在看起來比較難以達到，但不要忘了，技術推動新能源成本降低的同時，傳統能源隨著儲量的漸少，價格也會攀升。

“黃金時代”的狂飆突進

相對于太陽能和生物質能，風能發電成本最接近傳統化石能源，風電商用在國際上已經幾乎沒有技術瓶頸，因此成為中國政府目前最為看重的可再生能源。

從資源稟賦來講，我國具有兩大風帶:一是“三北”地區(東北、華北北部和西北地區)，這片廣袤的國土常年“北風那個吹”;二是東部沿海陸地、島嶼及近岸海域。《可再生能源中長期發展規劃》(2007—2008)顯示，中國陸地可利用風能資源3億千瓦，加上近岸海域可利用風能資源，共計約10億千瓦。

當發展風電上升為國家意志，中央財政也為此拿出專項資金。2008年8月，財政部公布實施了《風力發電設備產業化專項資金管理暫行辦法》，采取“以獎代補”方式，對符合支持條件企業的首50臺兆瓦級風力發電機組，按600元/千瓦的標準予以補助，其中整機制造企業和關鍵零部件制造企業各占50%。

地方政府也有著發展風電的沖動，因為固定資產投資是政績考核的重要指標，而我國很多內陸地區除了風大，沒什么資源。這兩年諸多地方政府醒悟過來，呼呼的風不僅可以拉升政績，而且通過建風場還能“圈地”，把大塊土地用來生財。所以不難理解，在風資源豐富的七省區中，提出建設風電“三峽”的就有兩個。華能、華電等五大電力集團2009年新能源發展目標中，各地共計上馬風電項目超過50個。

在中國，如果政府主動要做什么事情，效率一定奇高。從2003年我國第一次風電特許權招標開始，2005年2月胡錦濤主席簽發《可再生能源法》之后，風電產業連續4年實現新增裝機容量翻番。截至2008年底，全國風電裝機容量為894萬千瓦，已經大大超出了國家原先規劃(至2010年達到300萬千瓦)。中國原擬將2020年的風電裝機容量設計為1億千瓦，但據報道，國家能源局已初步決定將2020年風電裝機容量規劃提升到1.5億千瓦。

全球風能理事會(GWEC)日前公布的年度數據顯示，2008年中國實現風電裝機1221萬千瓦，成為亞洲第一、世界第四的風電大國。很多人認為，現在是中國風力發電發展的“黃金時代”。

風電技術分為整機技術和零部件技術兩類，其中零部件又包括葉片、電機、主軸承、齒輪箱等。國際上風電技術的引領者是丹麥、荷蘭、德國等歐洲國家，它們早在1970年代便實現了風電的商用。起步較晚的中國風電產業狂飆疾進之下，走了一條技術“拿來主義”之路。

2004年之前，國內做風電整機的僅有6家企業，而自2004年風電高速增長，近5年來已經形成了金風、華瑞、東方電氣“三大”齊頭并進，其后還有80多家主機廠簇擁的格局，“幾乎所有制造領域的大型重工企業，包括航空、航天、船舶、電站設備制造、輸配電設備企業，都紛紛涉足風電機組制造”，這還不算零部件商。

包括三大整機廠在內的絕大多數企業，都是通過從歐洲企業購買技術方案獲得加工制造能力。以葉片行業為例，德國一家名為Aerodyn的設計公司的方案在中國有近20個買家。“買個生產許可轉讓，再買模具設備，就可以制造葉片，如果純加工的話這個行業實現生產比較快。”中科宇能科技有限公司市場部經理劉新賓說。

這一現象與我國風電行業的一個規律有關——在跑馬圈地階段，很大程度上“客戶”比“技術”更重要。“實際上整機的關鍵不是在技術而是在于客戶，再強的技術不能在用戶處得標也是徒勞。”智基創投合伙人林霆說。

聯想投資執行董事王俊峰也直言:“門檻高低倒是其次，關鍵是誰擁有資源，五大電力公司從人脈到實力都是最有條件發展新能源的。我們在投資主機或設備商時，會考慮誰跟五大電力公司業務關系好，誰能跟業主方建立良好的戰略合作關系。”

壁壘不高的一窩蜂式資本涌入造成的一大后果便是低水平惡性競爭。聯想投資在考察風電變流器行業之后發現，國內現在號稱能做變流器的有10—15家，但真正可以掛機試驗的不超過8家，能夠批量出貨的“一家都沒看到”;葉片商中真正出貨量能超過100套的只有5家;風機能做到批量出貨并在現場能轉起來達到額定功率的“有10家就不錯了”。

劉新賓說:“整個風電行業有80多家整機廠商，2009年上半年實現裝機的僅有18家。葉片商有50多家，真正實現批量供貨的也只有十來家，很多家都面臨著被淘汰或整合。”

“拿來主義”留下的隱憂

“拿來主義”的技術引進路線讓中國風電實現“井噴式”起步，但也造成了技術上的消化不良。很多企業買了一紙產權，但對于技術根本不理解，也無法進行改進。中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖在一次會議上公開說:“中國企業很多是有產權無技術，有產權無知識。”

風電機組看上去很簡單，只是一個有著70米高塔筒、40米長葉片的“高架風車”，實際上卻異常精密復雜。比如葉片，其工序并不復雜:把樹脂灌進由玻璃、纖維和布制成的復合材料中，然后固化成型。但它既要捕獲風，又要受力小(須承受70米/秒的風況)，實現低噪音，還需經受20年以上的風吹日曬雨淋，其工藝的技術難度“不亞于制造大型飛機的機翼”。 王俊峰認為，風電的技術門檻甚至比光伏發電還要高一些，因為它涉及到基礎件生產，比如，制造風機軸承不光靠機械加工，還包括金屬材料的標號、熱處理程度、加工工藝等壁壘，激光加工工藝調試得當，廢品率可降低至10%，否則可能達到50%。目前風機中的電控系統和主軸、齒輪箱軸承等關鍵部件，我國企業還需要依賴進口。

風電的基礎科研涉及空氣動力學、結構動力學、氣動彈性力學、氣動聲學、復合材料學等，甚至需要進行風洞試驗。近年來，國際風機技術路線由“定槳距”到“變槳變速”(隨風況變化而調整槳距、迎風角等)的發展，使得本來就技術落后的中國企業更加難以追趕國際先進水平，這也是很多風電企業干脆放棄研發、專攻制造的原因之一。

但技術積累的過程畢竟難以繞過。雖然“拿來主義”節約了時間，但中國企業需要支付的學費可能一分不會少。業內人士告訴《商務周刊》，國內風電企業目前的產品質量還不穩定，如風機齒輪箱漏油、系統無法控制變槳變流甚至危險的機組共振等問題時有發生。

“風電喊得響，真正落到實處，其實不是我們想象的那樣。”王俊峰告訴《商務周刊》，一些風機零部件廠商做的葉片是運往高寒地區的，但因為缺乏經驗，為省成本沒加入碳纖維，導致葉片容易“掃機”事故(高風速下葉子彎曲擊打、刮蹭塔筒)甚至折斷。還有的企業生產的齒輪箱漏油，一次吊裝就把本都賠進去了。他因此認為:“我看中國風機制造真正的有效產能并不多，甚至可能還略顯緊張。”

國家發改委能源所副所長李俊峰也向《商務周刊》指出，我國在新能源裝備制造技術領域相當落后，“新能源涉及空氣動力學、材料學的東西，我們全國有幾個搞涂料涂層研究的，有幾個搞風機槳葉翼型研究的?我們沒有國家團隊，也沒有服務性的研究機構。美國有聯合技術機構，美國能源部下面有十幾個實驗室，臺灣、新加坡都有中央工業技術研究院，而我們的中國工程院是發證書的地方，我們的研發機構都依附于大企業，比如核工業研究院依附于核電集團，電力科學院依附于國家電網公司，不為別的公司服務。這是中國極其壞的一種慣例。”他說，“基礎研發必須由國家來做，而不是企業。”

“拿來主義”的另一個遺留問題是，中國的風況、氣候和地質條件與歐洲完全不同，歐洲是海洋性季風氣候，中國是內陸型季風氣候，兩者的風速、風頻以及空氣干濕度都不一樣，需要設備商根據實地采集的風況測量數據進行設備和系統的改進，但目前國內絕大多數企業不僅難以做到技術改進，甚至連測風的數據質量都難以保證。

按照國際慣例，風場的可行性研究一般需要兩年，但國內風場的可研并不是很認真嚴肅。據說國內很多風場實際上“連測風塔都沒有建”，僅僅選取了一些氣象局的數字，“是為了建風電廠而去做可研，而不是為了論證能不能建風電廠”。一些項目中，因為測風數據不準，導致風場建好之后實際的滿發時速和當初的預計相差近40%。

2008年，東方電氣、金風等主機廠的毛利潤達到10%—20%以上，但有業內人士認為，這幾年風電設備商的贏利是沒有經過長期驗證的。風機一般要在野外工作20年，設備折舊15年，“現在的設備能否保證20年是個未知數，20年之內會不會賺錢還不一定，萬一到第10年的時候出了大問題呢?而且現在國產風機小毛病挺多，一出故障就停機不能發電，也會影響發電廠的收入”。

風電機組“曬太陽”

如果說技術能力粗放所留下的隱患可能要10年之后才能顯現的話，眼下中國風電產業最大的發展瓶頸則是風電入網難的問題。

這其中的根源在于，電網公司稱風力發電不穩定、不安全，且部分機組的低壓穿越技術不過關，因此視風電為非優質電源。在我國也確實發生過風電沖垮局部電網的事故。另一方面，價格杠桿也決定了電網不愿意輸送風電。據業內人士介紹，目前煤電的上網電價約為每千瓦時0.36元，有的地區比如內蒙古更低，才0.27元，而國家發改委規定的風電四類標桿上網電價為每千瓦時0.51—0.61元。電網公司當然愿意采購更便宜的煤電而不是風電。

國家電監會發布的數據顯示，截至2008年全國風電裝機894萬千瓦，這與能源局公布的截至2008年全國風電裝機1217萬千瓦存在323萬千瓦的差距。這與業內估計的目前存在近30%的風電機組空轉或閑置的比例相符。據說，一些地方機組已經建了好幾年，還沒有解決入網問題，并網滯后導致的最大問題是風機的空轉，即使實現并網，也面臨“出力受限”，如甘肅酒泉已經投運的46萬千瓦風電裝機最大發電出力只能達到約65%。中央電視臺經濟信息聯播節目感嘆到:1/3的風電設備在那里“安靜地曬著太陽，實在太可惜了”。

“但那些大型國有電力公司并不在意這些，他們正處于跑馬圈地的階段，要把風場圈占下來，然后在向上級匯報的時候就說風電占到了全年產能的多少。至于發的電是不是能上網、掙錢，這不是他們現在關心的。”林霆認為。

面對這種局面，國家通過《可再生能源法》規定風電必須無條件上網，《可再生能源中長期發展規劃》也做了定量要求。業內人士告訴記者，“接入的問題，總理級國家領導都批示了兩三次了”。

但一個現實的困難是，由于風場多建在偏遠地區，離電網骨干網有一定的物理距離，深入風電場的輸電網建設需要擠占電網公司本來就有限的建設資金，因此它們并無建風電接入網的積極性。

在政府的強制推動下，目前東北、華東和西北的電網接入已經或有方案逐步解決，唯獨內蒙古由于電力消費能力不足，電力需要大量外送，而風電的外送會擠占火電的外送能力。也許只有等規劃中的國家智能電網建成，才能解決“風電不穩沖擊電網”的技術問題，國家的強力推動也才會切實有效。

“一頭在外”付出的學費

2004年底，里昂證券發表題為《火熱的太陽能》的報告。王俊峰回憶說，這份報告在投資行業簡直就是“指路明燈”，投資家的靈敏嗅覺立即嗅到了光伏行業的錢景。“我們希望沒有發射升空一個熱氣球，但是這個行業確實在咝咝發熱，盡管它正在升空，但它一點都不像泡沫。這是一個堅實可靠的投資目標。”里昂證券事后稱。

隨后歐洲主要發達國家為履行《京都議定書》的減排義務，加快新能源特別是太陽能的應用，導致2006—2008年上半年光伏終端市場始終處于供不應求的局面，將多晶硅國內現貨市場價格從2005年的25美元/公斤推高至2008年中的450美元/公斤。

在這一輪狂飆之中，中國的各路創業者和20余家風險投資商在8—15個月的時間里斥巨資建廠房、買設備、組裝生產線、聘請洋工程師，并真的實現了硅晶片、電池及模組的量產。江西賽維LDK和多家風險投資商更是聯手創下了成立22個月便登陸納斯達克的“奇跡”。短短兩年間，中國成為全球最大的光伏產業基地，擁有全球最大的硅晶片生產商、出貨量第二大的電池組件制造商等。

但從2008年底開始，工廠里靜得能聽見鳥叫，職工賦閑回家，見了銀行放貸員繞道走，成為中國多數光伏制造商的寫照。截至今年上半年，國內光伏生產企業近八成倒閉，無錫尚德、昱輝陽光、江西賽維LDK等業內老大紛紛裁員、限產。2007年7月31日的時候，無錫尚德、浙江昱輝、江蘇CSI、天合光能、江蘇林洋、河北晶澳、中電光伏、江西賽維和天威英利9家海外上市的中國太陽能企業市值為176.16億美元，而到去年底，9家企業的市值僅為40億美元，縮水77%。

“這就像是考試前艱辛的復習，為了未來的好成績，我們必須付出點代價。”江西賽維LDK公關總監姚峰向《商務周刊》解釋說。賽維因2008年第四季度高價庫存的低價售出導致該季度嚴重虧損，2009年第一季度銷售收入比上一季度下降33.6%。

一定程度上，讓華爾街寵兒風光不再的是德國和西班牙政府。兩國曾是太陽能的最大消費國，2008年中國光伏組件發貨2.2兆瓦，其中98%用于出口，而出口德國和西班牙的占太陽能電池銷量的70%—90%。但這兩個國家在金融危機之下對光伏的補貼政策做了重大調整。

安信證券的數據顯示，德國目前的太陽能年度收購電價FIT(Feed-in Tarrifs)由2008年以前年降幅5%，改為2009、2010年年降9%;地面裝配系統從2008年年降6.5%，改為2009—2010年年降10%。西班牙政府曾給出“全球最慷慨”的太陽能電價補貼政策，2008年前FIT電價為0.44歐元/千瓦時，但2008年10月的修正法案中修改為0.29—0.33歐元/千瓦時，并將2009年補貼額度上限設置為500兆瓦。

智基創投總裁暨管理合伙人陳友忠對《商務周刊》說:“金融危機使西班牙都快面臨破產了，根本沒有更多余力去補貼太陽能。”

一位業內人士說:“西班牙2008年發瘋了，一年裝了250萬千瓦，超過了日本15年的安裝量。今年它發現自己做得太快了，調整到新裝50萬千瓦，對市場形成很大的沖擊。”

中國光伏產業原來是原材料和需求“兩頭在外”，近年來原材料端可以實現國內自產，只有需求“一頭在外”。歐洲國家的補貼政策調整，以及持續走低的歐元匯率，使中國光伏制造企業從去年下半年起過上了苦日子(詳見本刊2009年5月20日封面故事《沙灘上的“硅夢”》)。

沒譜的外需，逼得中國光伏企業把眼光轉向國內。2009年3月28日中國“太陽能屋頂計劃”出臺后，幾乎所有光伏企業都進行了項目申報。業內人士估計，申報的項目肯定超過了500兆瓦，甚至可能超過1GW，而國內光伏電站現在的發電總量不超過100兆瓦。中投顧問預計，隨著產出增加及新訂單增長放緩，今年多晶硅產能將超過需求的55%。

但如此大規模的產能勢必形成僧多粥少的局面，根據4月20日財政部發布的《太陽能光電建筑應用示范項目申報指南》，明確將對三類太陽能光電建筑應用示范項目進行補貼，最高補貼標準分為20元/瓦和15元/瓦兩個檔次。而發改委2006年發布的《可再生能源發電價格和費用分攤管理實行辦法》中，目前可用于光伏補貼的資金僅約為30億元，即大約能補貼200兆瓦。

智基投資合伙人史煜認為，光伏企業的出路無它，只有“一邊游說政府加大補貼的力度，另一方面在研發上做投資，降低成本”。

成本制約

如果內需真能逐步釋放，太陽能發電產業真正的制約就只剩下一個——成本。

4月底，位于甘肅敦煌市七里鎮西南的敦煌10兆瓦光伏并網發電特許權競標中，國投電力現場開價0.69/千瓦時，據說驚呆了包括國家發改委官員在內的所有人，因為光伏產業之所以需要政府補貼，就在于現階段其成本過高導致無法與化石能源以及風電電價相比。目前中國政府僅批準了三家太陽能電站示范項目，除敦煌項目外，另有1兆瓦的上海市崇明島項目、255千瓦的內蒙古鄂爾多斯項目。崇明與鄂爾多斯兩個示范項目，每發1度電，政府需補貼4元錢。

4月28日，包括無錫尚德、天威英利、晶澳太陽能和賽維LDK在內的行業內最主要的13家企業共同發布了《洛陽宣言》，重申在2012年實現光伏發電上網價格1元/千瓦時的目標。而敦煌項目的最終價格也定在了1.09元/千瓦時。這個價格還是遠遠高于風電和煤電，據中央電視臺經濟信息聯播節目的數據，目前太陽能發電成本1.9元/千瓦時，風電為0.5—0.6元/千瓦時，傳統煤電為0.35—0.45元/千瓦時。

建設一個太陽能光伏電站，必須包括光伏組件(產業鏈包括多晶硅、單晶硅、切片、電池組和組件)、逆變器、輸配電等。其中太陽能光伏組件約占總成本的50%，太陽能電池約占光伏組件成本的70%，硅晶片又占電池成本的60%。所以太陽能降低成本最有效的方法就是提高每噸多晶硅的轉換率，或者降低電池成本。

如果要達到與傳統能源電網平價的目標，需要將太陽能電池板的成本降至0.65美元/瓦至0.70美元/瓦。今年3月，美國First Solar公司宣布，其薄膜光伏電池板的生產成本首次降到了1美元/瓦，是“太陽能技術的一個里程碑”。但這還只是薄膜光伏板，標準的硅晶太陽能電池成本仍然徘徊在3美元/瓦左右。

多晶硅的轉換率提升同樣不是件容易的事。“歐洲市場現在要求多晶硅的轉換率要在16%以上才是合格的，16%以下價錢另算，我知道中國大部分企業生產的多晶硅轉換率在15.5%—15.7%。因為我們用料雜，根本無法控制質量，這種產能勢必被淘汰。”王俊峰感嘆，“隨著市場重新回到正軌，以前拉上兩條槍、投點錢就能干光伏的時代一去不復返了，大家還是要拼點技術。”

當然也不乏樂觀者。史煜注意到各國企業對太陽能的研發投入非常大，很多創新技術都在研制中，他個人估計未來3年內技術會有重大進步，使得太陽能發電成本和風能相匹敵，“甚至如果它的轉換率再高，那它有可能成為最便宜的、甚至能和火電競爭的能源”。

但微觀企業的成本核算并沒有包括光伏生產的外部性環境成本，太陽能生產過程中，從硅到粗硅，再到化工三氯氫硅，反應成高重硅，回爐、鑄錠到切片，每個環節都要高耗能。而且三氯氫硅會復產四氯化硅，后者是易爆炸的高危化學品。

有人估算，目前的光伏工業所消耗的能源已經透支了10年它所能節約的能源，也就是說，10年之后太陽能才能算真正的“綠色能源”。