风电行业焦点问题和建议

文章作者: admin     发表时间:2017-01-20     点击数:318

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。

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