中小型风机路在何方

文章作者: admin     发表时间:2017-01-20     点击数:282

明确风电规划, 保障未来市场空间
  近十年来,我国风电产业发展的成果是国内市场带动的结果。没有强劲的市场支撑,产业发展将后续无力。2011-2012 年,我国新增风电装机增速显著下降,风电市场增长放缓,2013 年虽呈现小幅回升,但仍未扭转风电市场增量疲软的局面。根据国家能源局发布的可再生能源发展规划,2011-2013 年的风电年新增装机目标18GW,但实际完成装机分别为17GW、12GW 和16GW,均未实现规划目标;截至2013 年底,风电累计并网装机达到77.16GW,从在建及已核准容量看, “十二五”规划提出的2015 年100GW 的装机目标是极有希望实现, 但若要实现2020 年200GW 的累计装机目标, 就需要在“十三五”期间年增装机20GW, 这是过去从来没有达到的规模, 因而实现2020 年目标的形势仍是非常严峻的。主要的障碍仍是因为风电并网和消纳困难,以及对于各省风电布局仍有待进一步优化。
  未来的风电开发模式主要包括分散式和集中式,三北地区由于有丰富的风资源储量, 仍是完成2015 年后每年新增20GW 装机的重要区域。随着三北输电网建设加强,特别是特高压的建成将成风电送出的主要通道,西北地区风电窝电的状况将有进一步好转。2013 年已建成的哈密- 郑州,以及计划建设的酒泉- 株洲、宁东- 浙江、锡盟-山东、锡盟- 泰州等特高压线路将大大缓解风电送出的压力。随着风电制造业水平的提高,低风速风机应用将更加普及,在电力消纳条件好的中东部等用电大省,将增加更多的装机份额。
  海上风电方面,停滞了3 年后在2013 今年正式重启,国内目前已经核准可以开工建设和核准可以开展前期工作的项目海上风电项目已经超过4GW,海上风电未来有望放出更多订单,为风电行业带来新的增量。市场增量作为产业发展的风向标,一方面能够提振投资信心,另一方面稳定的市场增长是企业维持正常运转的前提。从2011 年以来这三年的风电发展进程看,“弃风”问题大大影响了年度新增市场规模,进而对设备制造业的发展带来更加深度的影响。为了保持行业的稳定发展,也为确保完成国家风电发展目标,必须要保证一个理想的、稳定的市场规模。
  临近“十二五”末期,建议国家有关部门尽早启动“十三五”风电发展的规划工作,并根据产业进一步发展情况,编制产业发展的路线图,发布明确的目标信号,年装机量不少于20GW,保持稳定的市场总量增速,确保完成2020 年实现200GW 装机规模的国家风电发展目标,并为风电产业增加信心。稳定的总量增长趋势将使整个产业链健康高效地运转,使制造企业受益于产业规模效益。
  同时建议政府部门继续完善职能转变,逐步取消具体项目的审批备案制度,通过国家层面的产业规模控制和保障政策的制定,保障可再生能源的发展,逐步实现从政府主导产业管理向市场化资源配置过渡。
  稳定电价,保证补贴及时到位
  随着陆上风机设备价格的持续下降,近来降低风电补贴、实现风火同价的呼声日高。然而在风电机组价格连年下降的现象背后,限电问题日益凸显、CDM 收益大幅缩水等因素均严重影响了风电项目的盈利能力,同时产业链中上游设备和零部件制造企业过度牺牲盈利空间换取市场份额也造成了风电项目成本下降的表象,但这一情况并不具备可持续性。在以上问题尚未解决时贸然下调风电电价,势必造成风电投资意愿减弱,并直接影响风电市场容量的稳步增长。原因有以下几点:
  (1). 风电设备市场售价走低, 风电场开发速度不增反降。尽管自2010 年以来,风电设备的价格一直在下降, 但从新增装机来看, 却从2010 年18.93 GW,2011 年17.63 GW,下滑至2012 年12.96 GW, 连续三年处于下滑趋势,2013 年才刚刚扭转。这说明我国风电产业并没有因为设备价格降低而给开发商带来更大的利润空间, 反而因为利润率的下降而放缓开发。
  (2). 设备下降的空间被施工成本提高、资源区间下移等因素抵消。费用上涨主要来自于征地、道路建设、输配电设备、运输费用、发电设备基础工程和人工费用方面。南方地区风电项目多位于山地,占地面积大、技术施工难度大、征地费用比北方地区平均每亩高出2-3 万元,还要增加额外的征地补偿费用,仅土地方面就增加数百万成本。设备机组近年来有所下降,但是施工、提高电网友好性等成本却有所上升。资源区间由原来风速9 米/ 秒下降到6 米/ 秒,降低约1/3。由于行业不景气,融资成本也在上升,贷款利率由下浮10% 变为基准利率。未来单位千瓦成本受人力成本的增加、风场开发难度加大等因素影响,并没有出现明显下降的趋势,有些地区甚至还有些上升。
  (3). 弃风限电、补贴拖欠问题仍然没有解决。2013 年,根据能源局发布的数据,全年共弃风约16200GWh。有些地区限电比例高达50%,平均值还在10% 以上,短期之内还没有表现出彻底解决的趋势。由于国家在制定风电标杆电价时,并没有考虑限电等因素,限电严重地区的风电发展已明显处于停滞状态,如果下调风电上网电价,将进一步打击各方发展风电的积极性,市场将会陷入停滞状态。此外,尽管国家已经在近期上调可再生能源附加的额度,但是之前因补贴拖欠时间较长,造成上下游大量资金拖欠,产业债务沉重,短时间内还没有完全解决。
(4). 风电开发企业现行盈利模式存在较多变化因素。风电开发企业中,虽然实现了连续的盈利,但指标与电力行业平均效益相当。现阶段国内风电建设处于高速发展期,开发商投入的资金并非完全自有,其占有上游设备供应商约30%-40% 的设备应付款项,因建设期、质保期等种种原因没有按时支出,通过无息负债节省出来的财务成本也计入其利润部分,这些因素均不属于可持续发展范畴,未来将进一步规范。
  (5). 制造业失血过于严重,需要恢复期。2007-2010 年,全国新增装机39.73GW,至2012 年底应该全部出质保期,但至今为止出质保期的仅有约10GW,占应出质保期总数的25% 左右,造成了风机制造商和零部件商的应收帐款无法按期收回现状。目前风电业主不断要求风机制造商延长风电机组质保期,从开始的2 年发展到5 年,部分开发商要求延长到8 年。巨额质保金无法及时收回,使风电场运营风险、成本从业主逐步向风机制造商转移,造成制造商巨大资金压力。目前这些成本均由制造商承担,还没有反映到开发商的报表中,一旦增加风电机组维护费用,开发商的利润率将进一步下降。
  综上, 虽然风电机组的价格出现了一定程度的下降,单位千瓦风电投资造价也有所下降,但由于多种原因,风电开发并没有出现普遍程度上的暴利,反而是在很多地区出现经营困难,进而影响了制造业的稳定发展。此时,如果风电电价下调将使开发商在风电项目的投资没有利润甚至亏损,必然导致新增装机下降,与国家鼓励发展可再生能源,减少环境污染的初衷相违背。特别是国务院9 月12 日发布了《大气污染防治行动计划》,风电作为可再生能源重要组成部分,未来将替代更多石化能源。
  风电电价的客观评估,应建立在对风电经济效益和环境效益的正确评价基础上,目前的电价政策仅考虑了能源生产成本加合理利润,忽略了火电生产的环境外部性,也低估了风电作为清洁能源的环境效益,对风电等清洁电而言是不公平的。建议有关部门保持稳定的上网电价水平,建立投资人及市场参与者的信心。“十二五”期间,应视风电行业的整体盈利水平、“十二五”规划目标的完成情况和“十三五”风电规划的目标规模进一步调整优化。
  在落实补贴资金的问题上,尽管可再生能源附加从0.008 元/kWh 上调至0.015 元/kWh,理论上解决了此前可再生能源补贴总额不足的问题,但此前拖欠的补贴资金来源悬而未决,加之火电标杆电价和补贴部分分别支付的不合理程序,均导致风电补贴资金拖欠问题尚未解决,造成风电发电企业的再投资等行为颇受制肘,产业链企业之间相互拖欠资金问题仍然突出。建议国家有关部门在预计年度风电补贴资金需求时,考虑部分地区的弃风限电问题,以项目规划发电量而非上一年的上网电量为估算基础;加强对可再生能源补贴发放的监管,尽快清欠可再生能源补贴,确保附加收缴及补贴发放的良性循环,恢复政府公信力。

国家能源局下半年将对六省开展电力建设工程质量专项监管
·来源:来源:网络转载
   2014-08-07 10:27:12 


  根据《国家能源局关于印发2014年下半年重点专项监管工作计划》,7月31日,国家能源局在江西南昌召开电力建设工程质量专项监管启动会,全面部署电力建设工程质量专项监管工作。国家能源局党组成员、监管总监谭荣尧出席会议并讲话。
  此次会议,标志着国家能源局在今年下半年对东北、山西、安徽、甘肃、湖南、贵州开展的电力建设工程质量专项监管及对江西开展的驻点监管正式启动。
  此次专项监管的主要目的是,加强电力建设工程全过程质量管理和全面安全管理,强化电力建设工程质量现场安全管控,促进工程建设各方落实安全主体责任,提高电力建设工程现场质量和安全管理水平,防范和遏制重特大事故的发生。
  此次专项监管具有以下特点,一是突出问题监管和质监机构建设、监管机制建立等重点,解决好制约质监工作长远发展的问题;二是突出以点带面,注意积累经验,不搞表面文章;三是注重制度、机制建设,以《电力工程质量监督检查大纲》和系列质量监督检查规章制度为指导,促进督查内容、流程、方法规范化、制度化、程序化,为全国提供可借鉴的经验;四是创新监管方式,注重从实践中探索专项监管的新思路、新办法,着力解决电力建设工程质量安全中存在的问题。
  启动会上,专项监管督查组长谭荣尧对专项督查工作提出四点要求:一是各能源监管机构要认真履行职责,依法依规加强电力工程质量监督管理工作;二是电力工程质量监督总站要认真落实职责要求,强化质量监督的技术支持和业务管理力度;三是各级质监机构要强化服务意识,确保工程质量监督工作全覆盖;四是各有关电力企业要认真贯彻落实国家有关质量监督管理规定,按照本次专项监管统一部署,加强自觉性,主动做好相关配合工作,确保专项监管工作的顺利开展。
  国家能源局电力安全监管司、有关派出机构负责同志,江西省政府相关部门、电力工程
中小型风机路在何方
来源:网络转载

  中小型风电机组与大型风力发电机组本为同根生,然而,大型风电机组全行业整体回暖的温度却没有传递给它的“兄弟”——今年上半年,中小型风电行业遭遇了前所未有的寒冬。
  近日,从中国农业机械工业协会风能设备分会了解到,2013年我国大型风电产业经济开始复苏,新增装机容量较2012年提高24%;2014年上半年新增风电招标超过了11.5GW,相比去年同期的8GW,同比增幅约40%。
  然而,大型风机行业的红火并没有惠及中小型风机行业。
  农业机械工业协会风能设备分会提供的数据显示,2011年,我国中小型风力发电行业,产销量达到高峰,生产达到18万台,产品销售量达到16万多台,同比增长23%。然而好景不长,2012年以来,我国中小型风电行业的产销量就不断下滑。2012年生产机组12万台,同比下降了25%,产品销售10.6万台,同比下降33.7%。2013年,行业15家骨干企业的产销量都同比下滑15%以上。今年上半年,情况仍在恶化,除了两三家企业产销量与去年同期持平外,其他企业都有不同程度的下降,下降水平约20%左右。
  上述冰冷的数字揭示了我国中小型风电行业所处的困境——市场萎缩,或将面临自生自灭宿命。
  行业领军企业的日子也不好过。浙江华鹰风电设备有限公司总经理徐学根表示:“虽然华鹰风电是国内唯一得到小型风电产品国际认证英国MCS证书的企业,企业在国内口碑也较好,但今年经营工作困难很大,上半年的销售业绩下滑较多。”
  对于行业遭遇寒冬的原因,徐学根解释说:“光伏发电价格很低,对小风电造成严重冲击,国内外都存在这种情况;另外,同国外大中小型风电机组都能享受相同电价补贴政策不同,国内缺乏对中小型风力电机组的政策支持,小型风力发电系统没有像分布式光伏发电系统一样的“上网电价补贴”,离网机组也没法享受机具购置补贴。”
  农业机械工业协会风能设备分会高级工程师姚修伟很认同徐学根的说法。姚修伟表示,我国除内蒙古自治区的“送电工程”项目对小型风电产品有补贴外,再没有其他国家相关政策支持。内蒙古在2013年已经实现农牧民用电全覆盖,2014年还有部分为农牧民增加发电容量的项目,以后内蒙古是否还有类似的项目支持还很难说,因此,中小风电机组市场极度萎缩。
  徐学根认为,中小型风电机组在中国许多地方还有存在的空间,在风光互补分布式发电系统也应大有作为,但作为一种新能源模式,中小型风能发电成本仍高于火电,所以在缺乏政策支持的情况下,小型风电行业国内将尽失市场,所以,如果没有找到合适的拯救路径,整个行业将会自生自灭。
  国内市场萎缩的同时,国际市场也不容乐观。业内人士分析了欧美市场的大幅萎缩的主要原因:出于对产品的质量和可靠性的质疑,欧美买家往往要求风电产品进行型式认证,经认证的产品可以进入市场,未认证的产品再难打入市场。对一般小风电企业来讲,认证的花费是一项不小的负担,因此,做认证的企业较少。
  一位不愿具名的从业者表示,从行业自身来讲,国内小型风电产品质量混乱,低价劣质产品充斥市场,在国内国际市场影响较差。针对这种行业不良竞争行为,徐学根建议,要强化产品品质与认证制度,只有通过产品认证的机型才能享受国家政策,国家相关部门与行业协会成立专门机构,负责产品检测、产品认证,并向社会公布,接受监督,杜绝虚假。
  实际上,近年来,中小风电产品在设计上逐步采用了国际标准,产品技术研究基础、加工质量、试验水平都取得了较大进步,一些产品在国内外市场的应用中得到质量印证,有的产品在实验室和自然风况下都经过45米/秒以上的长时段和长期试验验证。
  对于中小型风电机组的破局之道,多位业内人士建议,参考分布式光伏发电在我国的发展经验,国家应该给予中小型风电机组政策支持。因为,小风电与光伏一样,并网控制技术都一样,光伏利用屋顶,小风电利用房前屋后,如果能享受光伏发电同等的支持政策,市场就会好起来。
  面对得到同分布式光伏一样的补贴期许,姚修伟算了一笔明账,中小风电系统的生产成本平均为15元/瓦,在没有国家政策扶持的情况下一般消费者很难承担得起这种投资。2013年国家电网发布了《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》,规定了中小风电可以用于分布式并网,但国家在对待中小风电并网方面没有像对待光伏一样的补贴措施,对离网型风电也缺少补贴政策,有许多适合中小风电产品应用的地区或用户也就很少再关注中小风电了。另一方面,光伏能源近些年来由于生产技术得到发展,成本有较大下降,系统成本价大约为10元/瓦,近两年又得到国家政策上的扶持,国家规定光伏的上网电价补贴为0.42元/千瓦时,余电可以售予国家电网,结算价格为当地脱硫煤电价格。在国家政策扶持下,国内大部分用户一般都把建设可再生能源项目用于光伏,而中小风电却因没有补贴而遭到了冷落。
质量监督总站、有关省中心站以及江西省各地市质监站等单位负责人参加会议。










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