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风电价格调整引起业内争议风电电力胶片相机

发布时间:2021-03-12 01:18:27 来源:盛世机械网

导读:今年9月,从征求意见开始至今,风电价格下调的负面效应已经开始波及风电行业,风电上市公司市值均有不同程度下降。同时,对于风电价格的调整也引起业内巨大的争议。

调价初步方案是,将Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类资源区标杆电价分别从0.51、0.54、0.58、0.61元/千瓦时,下调为0.47、0.5、0.54、0.59元/千瓦时。本次电价调整只适用于2015年6月30日之后投产的风电项目,在此之前核准、并网项目标杆电价不变。

风电 图片仅供参考

据了解,为避免低电价带来利润损失,一些风电企业已经按照6月30日的时限安排投资,加紧开展风电项目的前期工作,尽快上报项目。同期,风电企业、行业协会也通过不同方式表达诉求。

龙源电力总经理李恩仪10月18日表示,目前我国风电仍处于爬坡阶段,产业发展不成熟。我国风电上网电价在世界范围属于偏低水平,需要继续加大对风电产业的政策支持力度,保证风电正常合理的盈利水平,增强产业投资开发信心。

中国可再生能源学会风能专委会秘书长秦海岩认为:我国风电电价尚不具备调整条件。此时下调电价,将影响投资信心,危及2020年非化石能源占比15%目标的实现。

风电价格调整引争议

在一年一度的北京国际风能大会上,发改委酝酿调整风电价格的消息成为参与量大的讨论议题。赞成者认为,下调风电价格,使其与传统能源同价竞争是必然趋势。反对者认为,调价可能会对目前不景气的行业造成更大的打击。

言下之意,以目前的行业状况,并没有能力消化下调的电价。目前,风电上网电量占总电量比例偏低、企业亏损面较大,弃风限电现象没有得到根本解决。

调价时机

会议上,中国可再生能源学会风能专业委员会名誉主任陆一川直接抛出问题:为什么调电价?职能部门根据什么认为目前的市场有能力来消化调价空间?搞区域性的一刀切是不是合理?

得益于国家对新能源的政策支持,风电行业已经经历了连续十年的快速增长。尽管目前正在遭遇发展瓶颈,高速增长中的质量和效率问题也屡屡被诟病,但作为战略性新兴产业,风电等清洁能源与传统能源在同一个平台上竞争长期来看是必然趋势,也是风电从替代能源走向主力能源必须要经历的。

而同台竞争的基础就是价格。两个月前,为疏导燃煤发电企业脱硫、除尘与电价矛盾,发改委下调了火电的上网电价,平均燃煤机组降价水平为0.93分/千瓦时。

陆一川认为,在风资源丰富地区,风电一定程度上有能力和传统能源竞争。但是由于各种问题,我们现在还没有把能力都释放出来。

决策机构不能因为某些企业的原因,或者并不确实的利润水平,来决定全行业的价格,并且如此大幅度的调整,必然会对行业形成巨大的冲击。陆一川指出。

也有更为委婉的批评者。10月23日上午,金风科技总裁王海波表示,任何一个制度的出台,都是为了保证行业健康发展的目的。风电是国家多次鼓励,并放在战略层面的新兴事物。任何一个机构出台的政策,都不应该跟战略相冲突,这个行业应该有一个平稳的、稳健的持续发展。

而在中国风电集团开发总监任广金看来,现在并不是调价的好时机,在目前成本增加的情况下降价,风电装机能不能完成国家2020年的目标都是问题。

此外,弃风限电、补贴不及时、配额制不到位、电网的搭建速度等问题都被认为是现在不适合调节电价的主要原因。去年,有约162亿千瓦时的风电因无法并网外送或被当地消纳而弃用,今年4月,国家能源局发出通知,弃风限电较严重的地区,在问题解决前不再扩大风电建设规模。此外,与会人士称,补贴的审批缓慢和大量拖欠,也进一步加剧着企业的资金压力,使得三角债的现象非常普遍。

担忧的不只是企业,三角债的一方是银行。新兴产业的风电尽管属于银行优先支持行业,但政策的变动不得不被列为贷款的风险之一。

我们现在要考虑的关键问题就是上网电价调整和弃风限电的问题。中国建设银行信贷管理部一位负责人表示,这个行业需要很稳定的政策,如果开发商盈利能力下降会直接带来银行的不良资产率,而开发商的融资能力也会直接影响到设备生产商。她说道,贷款周期和项目周期一般是匹配的,项目进行过程中突然发生政策的变动,这对于银行来说是一个很不好把控的风险。

风电盈利能力脆弱

龙源电力总经理李恩仪认为,我国风电发展深度有待进一步提高,风电盈利能力仍比较脆弱,风电设备制造业存在重产能轻质量问题。

从上网电价看,在世界范围属于偏低水平。据统计2013年各主要国家风电上网价格(不含税)按人民币折算,日本是1.4元/千瓦时;意大利、英国、加拿大、美国东部位于0.8~1元/千瓦时之间,德国、法国、丹麦是0.6~0.8元/千瓦时,南非是0.5~0.7元/千瓦时。而我国四个类别风能资源区平均上网电价(不含税)约为0.5元/千瓦时,整体偏低。

受到限电、国际碳交易(CDM)低迷等因素的影响,风电行业整体处于微利状态,在限电严重的三北地区很多风电项目已经出现亏损。今年三季度以来,由于受到限电和风资源下降的双重影响,全国风电亏损面高达50%以上。李恩仪说。

从未来趋势看,随着风电资源越来越少,收益水平也会自然降低,而且近年来地方各级政府、利益各方期望值普遍较高,各项补偿、缴费等项目开发成本不断攀升。与此同时,施工费用、融资成本呈明显上升趋势,再加之未来几年风电机组大规模出质保期,运行维护成本将大幅增加。这些因素将使风电盈利能力变得更加脆弱。

李恩仪建议,国家调动社会各方发展风电积极性,建立能源主管部门与风电开发涉及环保、林业、海洋等相关部门的综合协调机制。加快推出可再生能源配额制,明确地方政府、电网企业和发电企业的职责,从机制上推动风电发展目标的完成。

政策转向

风电上网电价调整的风声由来已久。有消息称,国家发改委和能源局曾在一年前就召开了风电企业座谈会,表达了重估风电电价的意图。今年9月,发改委价格司召开座谈会开始征求意见。

按照征求意见稿,凡在2014年12月31日之前核准的项目,2015年6月30日之前并网发电的,执行原电价标准,其他的根据不同的标准降下来。根据此前媒体报道,调价标准为,初步设定风电标杆电价原先0.61元/千瓦时的地区每度下降2分钱,其他区域每度下调4分钱。

宁夏回族自治区能源局一位官员对本报记者表示,今年实施调整的可能性非常大。尽管是必然趋势,但当地能承受的高调价幅度是2分钱。

宁夏的上网电价此前划定为0.58元/度。按照上述标准,应该划到其他区域一类,需要承受4分钱/度的下调。

2009年,按风能资源状况和工程建设条件,发改委划分出四类风能资源区,并相应制定风电标杆上网电价。上网电价分别为0.51元/度、0.54元/度、0.58元/度、0.61元/度。政府在其中根据各省区市风电标杆电价与当地煤电标杆电价的差价给予风电价格补贴。

未来要作出调整的不只是上网电价,还包括政府对行业的补贴。据能源局市场监管司副司长黄少中透露,考虑完善价格补贴机制,促进风电进入市场。同时,将取消分类补贴。对所有的可再生能源企业,不再是按类来分补贴,而是设计一个总的金额,促进风电、光电、水电等竞争,谁的成本低谁先开发,谁的成本高往后排。这样能够节省补贴,提高补贴效率。

目前,各行业的十三五规划正在紧锣密鼓的制定中。可以预见的是,未来国家对风电、光伏厂商的支持力度会越来越小。欧洲的同行们已经经历了这个先甜后苦的过程。

在外企公司看来,政策的调整意味着应该降低度电成本。风电巨头维斯塔斯亚太中国区总裁博飞在接受记者采访时表示,政府意图是非常明显的。中国现在一方面要有大规模的发电,另外一方面也看到,风场越来越向低风速以及超低风速的地区转移。对于这个变化,我们要降低度电成本,并提高现有风场的发电量。

据统计,2006至2010年五年间,中国风电几乎每年新增装机量超过100%。来自中国风能协会的数据显示,2010年总装机容量达到全球首位。预计到2014年底,我国风电累计装机容量将达到9000万千瓦,提前完成十二五规划目标。而到2020年装机目标将翻番,达到2亿千瓦。

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