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2016风电行业7大趋势
发布日期: 2016-8-9  浏览次数: 920 次
导读:2015年中国风电并网装机超过1亿千瓦,居全球首位。累计装机占全球25.9%,而这一数字在2005年才仅为2.0%。然而在风电跨越式发展的背后也存在着诸多问题,风电资源与负荷中心错配正在让绿色的风电变成电网的负担。2016年随着风电上网价格政策的调整和“十三五”规划的出台,风电将何去何从?本文为您梳理了2016年风电圈需要重点关注的7个方面,希望能帮助各位风电人把握行业脉搏。

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2015年中国风电并网装机超过1亿千瓦,居全球首位。作为后起之秀,2005年中国风电总装机占全球装机仅为2.0%,仅仅十年时间中国风电累计装机占全球装机比例已达25.9%。风电的迅速发展向不仅中国各地输送了绿色清洁能源,同时也催生了中国风电产业链的繁荣发展。

跨越式的发展繁华背后产生的弃风限电问题严重影响了中国风电行业的健康发展,风电资源与负荷中心错配的矛盾愈加激化,绿色风电逐渐成为电网的负担。

2016年风电产业如何破局?中国风电行业有如何实现健康发展,无所不能认为以下几点需重点关注:

1  政策层弱化装机规模目标,推进风电合理开发

“十二五”期间国家能源局下发核准计划规模累计1.38亿千瓦,前四批计划平均完成率为82%,其中2014年计划完成率最低仅为56%。2016年时逢“十三五”规划编制之年,风电装机规模如何制定成为核心聚焦问题。然而,在风电弃风限电形势严峻的背景下,政策层近期较少提及“十三五”期间风电装机规划的明确目标,而是强调提高核准计划执行率、项目审批向非限电区域倾斜,力图从宏观角度优化全国风电合理布局。

2  补贴退坡明确,国企或成坚守风电行业最后主体

继2014年陆上风电标杆电价降低0.2元/kWh后,2015年底发改委预计继续下调2016年陆上风电标杆电价0.1-0.2元/kWh,并同时明确2018年标杆电价继续下调0.2-0.3元/kWh,补贴未来逐年大幅退坡已成为明确政策导向。根据《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》,2020年风电上网电价将与煤电电价相当。

标杆电价下调后将有相当一部分风电项目不再具有开发价值,风电项目开发重心将逐渐向华南、华东等负荷中心区域集中。

补贴迟发欠发现象严重令风电企业现金流更加吃紧,究其原因主要是可再生能源发展基金收不抵支出和繁冗的补贴发放机制。2015年最后一天,国家发改委时隔两年后再次上调可再生能源附加征收标准0.004元/kWh至0.019元/kWh,以拟补可再生能源发展基金缺口。

虽然,补贴发放时间长、手续繁杂的问题一直倍受诟病,然而我们却未在简政放权的大背景下看到补贴发放流程优化的迹象,其症结在于全国各省之间用电量基数不同,各省所收缴的可再生能源附加金额差距也很大。各省之间的利益平衡只能由财政部从中央财政层面进行,导致补贴拖欠问题一直未能解决。

补贴下降并且迟发欠发导致风电企业现金流难以覆盖银行贷款利息,资金实力较弱的民营风电企业前景堪忧,而国有企业凭借低成本的融资能力和较高的风险承受能力或将成为风电行业的最后坚守者。

3  跨区域送电缓解风电消纳问题待解

中国电力负荷和能源资源之间的错位现象决定了跨区域送电成为中国电力未来发展的主要方向,特高压、跨区域送电线路建设逐年提速将助力电力远距输送。2014年全国跨区域送电量2997亿千瓦时,占全国供电量的6.16%。

然而,不可忽视的是,电源规划和电网规划并未达到匹配发展的均衡状态,拥有大量风电、火电机组的“三北地区”薄弱的网架结构以及因特高压交流建设相对缓慢造成的”强直弱交“的问题严重制约了跨区域送电能力。此外,如何平衡跨区送电省和售电省之间的利益关系也成为了跨区域待解难题之一。

此次电改提出优先收购可再生能源电能的规定将有助于理顺跨区域送电现存问题,缓解风电消纳难题,提升造价较高的特高压、跨区域送电线路利用效率。

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4  风电环评、用地审批将更为规范

风电大规模发展初期,地方政府为支持风电项目建设,默许某些风电项目在未取得土地、林业、环保等前置手续情况下开工建设,建设期间也疏于对水土保持、生态环境保护的监测管理,部分风电企业则借机违规用地、乱砍乱伐,旨在提供绿色电力的风电项目却给当地生态环境造成了显著的影响。

以上问题已经引起了国家和各级政府的高度重视,未来风电项目环评、用地审批将逐步规范,手续办理进度将成为影响项目建设周期的重要因素。

5  电网友好型性风电场将成为主流

近年来可再生能源接入比例逐年提高导致电力供应侧波动性逐渐升高,为保证电力系统安全,电网必须同时应对供应侧、需求侧双向的大幅波动。目前多地电网已出台政策,要求风电项目安装有功功率控制(AGC)、无功功率控制(AVC)、风功率预测等设备,并通过激励手段鼓励发电曲线预测准确率高、预测及控制设备齐全的电网友好型风电场先发、多发。

短期内限电情况无法解决的前提下,风电企业借助大数据、云计算等手段提高风功率预测精准度,争取优先调度的主动权将有助于提升企业效益。

此外,电改配套文件提出建立辅助服务交易机制,风电企业可以结合自身符合特性与提供调峰、调压等辅助服务商签订服务合同,提高优先发电级别。

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6  风电造价降幅将放缓

获益于风电机组设备价格、原材料价格走低,2014年风电工程造价为7551元/千瓦,较2013年下降2.67%。与光伏设备有较清晰的成本下降趋势不同,风电机组目前暂无突破性技术可以大幅降低机组成本,占整个风电项目成本近一半的风机购置成本下降空间较小。

风电重点开发区域由限电严重的“三北地区”逐渐转向华南、西南、华东地区,此类地区海拔高、建设条件复杂,导致风电建安成本显著高于北方草原、丘陵地区。此外,因土地资源紧张、开发难度增大,征地成本、前期费用也呈逐年上升的趋势。

综合以上因素,2016年风电整体造价降幅将放缓或呈持平状态。

7  风电及零件关税降低,风电设备市场竞争愈加激烈

价格昂贵的进口风机凭借其质量优势和技术优势近年来保持着稳定的增长速度,2014年进口风机累计装机占比约10%。

2016年元旦开始,风电机组、风机发动机零件、风电设备零件进口关税税率将由8%、8%、3%下降至5%、5%、1%,关税降低一方面利好我国国产风电设备成本下降,另一方面也将使进口风机与国产风机之间的竞争更加激烈。

2016对于中国风电行业来说将是挑战大于机遇的一年,如何合理战略规划布局、控制造价水平、减少弃风限电损失都是风电行业丞待解决的问题,一边是宏伟的清洁发展目标一边是纠结的风电行业,2016年中国风电行业能否破局重生,我们拭目以待。


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