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六大關鍵詞揭示2015風電行業“風頭正勁”
作者:schd-xny.com文章來源:中國風電新聞網發布日期:2016-03-01 09:46:00

      2015年風電行業發展可以用“風頭正勁”來形容,新增裝機容量3297萬千瓦,同比上升31.5%;累計裝機1.45億千瓦,同比上升26.6%;累計并網裝機1.29億千瓦,占全部發電裝機8.6%。

 

      “風頭正勁”的風電行業背后是國家政策的大力支持,是監管部門對風電管理手段調整帶來的結果。然而,隨著風電上網電價下調,棄風限電形勢更加嚴峻,民企融資難問題日益凸顯,風電行業在當前霧霾鎖城的形勢下,如何擔當起改善生態環境的重任,也面臨不小的挑戰。

 

      可以看到,過去一年的成績、問題、數字,正是中國風電行業從“量”到“質”、從風電大國到風電強國轉變過程中的必經之路。

 

關鍵詞一:“背后推手”

 

      一直以來,風電行業快速發展的背后都離不開政府的大力支持。2015年,國家顯示出大力發展風電等清潔能源的信心,大力發展風電不僅被寫入國務院政府工作報告中,同時,風電管理也更加科學。國家能源局不僅將地方風電消納情況納入地方政府風電管理考核,并發文推進風電并網消納,風電開發方案管理工作也在進一步完善中。

 

      2015年國務院政府工作報告中提出,要大力發展風電、光伏發電、生物質能,積極發展水電,安全發展核電,開發利用頁巖氣、煤層氣。我國節能環保市場潛力巨大,要把節能環保產業打造成新興的支柱產業。從2014年政府工作報告中的“鼓勵發展”,到2015年的“大力發展”,是我國政府在當前鐵腕治污的大背景下,對發展風電等清潔能源的堅定信心。隨著國家支持清潔能源發展的力度進一步加大,風電等清潔能源也迎來了難得的發展時期。

 

      2015年,國家能源局密集出臺一系列政策,加強對風電并網消納工作的監管。3月23日,國家能源局于發布的《關于做好2014年風電并網消納工作的通知》指出,2015年華北、東北和西北地區投產的風電規模會有較大幅度的提高,風電消納的形勢將非常嚴峻。4月7日,國家能源局發特急通知,要求做好2015年風電并網消納有關工作,并提出加快中東部和南方地區風電的開發建設,積極推廣應用風電清潔供暖技術,避免因電力配套設施建設滯后導致的棄風限電。5月,國家能源局發布了《關于進一步完善風電年度開發方案管理工作的通知》,對“風電年度開發方案”管理工作的機制和內容進行了適當的優化調整,在簡化風電年度開發方案管理工作流程的同時,加強和完善了事中事后監管措施。

 

      從這一系列政策的背后可以看出,我國風電行業正在從注重“量”到“質”的過度,這一產業發展思路的轉變,是我國由風電大國到強國的必由之路。

 

關鍵詞二:“一億千瓦”

 

      根據官方發布的消息顯示,2015年一季度,全國風電新增并網容量470萬千瓦,到3月底,累計并網容量10107萬千瓦,這正式標志著我國提前完成風電“十二五”并網裝機一億千瓦的規劃目標。同時,風電也成為繼火電、水電之后,第3個邁入我國“1億千瓦俱樂部”的發電類型。

 

      可以看到,受益于較穩定的政策環境,我國風電行業近年來迎來持續發展,在風電累計裝機突破1億千瓦以后,并網風電裝機容量首度超過1億千瓦,成為中國風電發展史上的又一座新的里程碑。

 

      經過多年發展,中國已成為全球風電裝機增速最快的國家。同時,短時間內難以解決的輸送消納問題,帶來大規模的棄風和棄光,也成為中國風電發展的最大瓶頸。為了解決這一問題,國家著力建設特高壓電網,調整新能源布局,探索就地消納模式,利用“一帶一路”契機走出去。可以看到,“十二五”收官之年,在風電裝機突破一億千瓦后,中國破解新能源瓶頸制約因素的步伐進一步加快。

 

關鍵詞三:“棄風限電”

 

      2015年全國棄風限電形勢進一步惡化,并在經濟進入新常態后呈現出一些新特點。

 

      國家能源局發布的數字顯示,2015年,全年棄風電量339億千瓦時,同比增加213億千瓦時,平均棄風率15%,同比增加7個百分點,其中棄風較重的地區是內蒙古(91億千瓦時、棄風率18%)、甘肅(82億千瓦時、棄風率39%)、新疆(71億千瓦時、棄風率32%)、吉林(27億千瓦時、棄風率32%)。

 

      我國風電產業從無到有、由小到大,只用了不到10年時間,便于2010年超越美國,成為全球風電裝機規模最大的國家并延續至今。但在井噴式大發展的同時,消納不暢的問題如影隨形,成為業內公認的制約風電發展的最大瓶頸。

 

      從2010年左右我國棄風限電情況開始顯現,2012年達到高峰,當年棄風電量達208億千瓦時,棄風率約17%。2013年開始出現好轉,棄風率降至11%,2014年上半年更進一步降至8.5%,但2015年棄風率卻大幅反彈,愈演愈烈。

 

      大規模的棄風對企業生產經營負面影響已多次上演,為了解決棄風限電問題,近年來業內進行了不少探索:建立風電場風電功率預報機制、鼓勵多種方式的就近消納、加強中南、沿海等地區分散式的風電開發。然而,這一系列舉措未能根本改變棄風限電時好時壞的現狀。

 

      棄風限電折射出風電行業自身、風電和其他電源之間、風電和電網之間存在的諸多問題。棄風限電的背后則交織著復雜的各種因素。不可否認,目前導致棄風的一些根本性障礙并沒有完全消除。但從更深的層次來看,風電消納不僅是技術問題,更是利益分配問題。

 

      在新一輪電改的背景下,如何建立風電等清潔能源優先發電制度;如何建立適應風電等可再生能源大規模發展、促進可再生能源消納的市場機制值得期待。

 

關鍵詞四:“電價下調”

 

      2015年12月24日正式發布《關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知》,決定適當降低新建陸上風電和光伏發電上網標桿電價。對陸上風電項目上網標桿電價,2016年、2018年一類、二類、三類資源區分別降低2分錢、3分錢,四類資源區分別降低1分錢、2分錢;對光伏發電標桿電價,2016年一類、二類資源區分別降低10分錢、7分錢,三類資源區降低2分錢。

 

      國家最近一次下調陸上風電電價是在2014年底,將第一類、二類、三類資源區風電標桿上網電價每千瓦時下調2分錢,第四類風資源區價格維持不變。

 

      2009年制定上網標桿電價之初,我國每千瓦風電造價超過1萬元,而現在一些企業的裝機成本只有6000元左右。除了成本下降等客觀因素,陸上風電電價調整傳達出更深層的意思是,合理引導風電投資,提升風電產業競爭力,體現了電價調整與產業戰略調整的密切配合。

 

      毫無疑問,電價下調,牽一發而動全身。下調電價既是風電行業技術進步的結果,反過來也將進一步倒逼風電行業的技術創新。不難發現,風電上網電價下調在一定程度上可以遏制企業對規模盲目追求,同時迫使投資者更為理性地作出決定。可再生能源“十三五”規劃的思路,到2020年,風電要實現并網側平價上網,因此,此次電價下調離這一目標又邁進了一步。

 

      上一輪電價下調引發了風電比較明顯的“搶裝”現象。此輪最新調價,則傾向于未來5年,如何逐步提升整個陸上風電的整體競爭力。明確今后較長時期的調價幅度,對于風電產業發展無疑是有益的。風電開發商包括整機商,這樣就能知道每年的成本要降到什么程度,來適應當年的電價水平,從而有一個長遠的規劃。可以看到,未來,高效產品的應用將成為行業的發展趨勢,成本控制和創新將是企業能否在行業內生存的關鍵。

 

關鍵詞五:“海上風電卡殼”

 

      與陸上風電的爆發式增長相比,我國海上風電發展相對遲緩,在陸上風電提前完成“十二五”規劃目標時,海上風電最終也沒能完成《可再生能源發展“十二五”規劃》的既定任務。

 

      按照規劃,到2015年底,我國將建成500萬千瓦海上風電,但實際上,只完成了1/10左右。現實和理想之間的差距,成為我國風電產業發展的痛點之一。

 

      總結海上風電發展滯后的原因發現,從技術方面講,我國海上風電仍處于起步階段,基本沒形成一套獨立的設計方法和檢測、安裝、運行、維護體系,海上風電產業體系有待進一步健全。雖然國內諸多企業都在進行海上風電的技術儲備,但并沒有建立起與海上風電需求相匹配的核心技術能力和產業競爭實力。我國5兆瓦以上的大容量機組在制造方面還處于少量試運行階段。

 

      從管理方面講,海上風電項目涉及審批部門多,因此界定各部門的權力范圍、協調各部門之間的利益關系、規范各部門的審批是推進海上風電發展的一大難題。

 

      眾所周知,海上風電的高成本對行業的發展尤為不利,由于海上風電環境特殊,對于風電機組、輸變電設施、運行維護都有特殊要求,導致無論風機設備還是運維成本都要高于陸上價格。通常海上風電項目成本約為陸上風電的2倍。在風電機組運行壽命一定的情況下,投入成本高自然會增加發電成本。不高的電價也是制約行業發展的一個根本因素。

 

      陸上風電每千瓦造價約為7000~8000元,海上風電造價達到每千瓦16000元,幾乎是陸上風電造價的2倍,但海上風電的標桿電價并沒有達到陸上風電電價的2倍,考慮到海上風電的經營風險更大,對于項目投資而言,目前海上風電的標桿電價水平的吸引力還不太大。

 

      我國海上風能資源豐富,加快海上風電項目建設,對于促進沿海地區治理大氣霧霾、調整能源結構和轉變經濟發展方式具有重要意義。面對我國海上風電發展建設的現狀,國家能源局多次發文推動海上風電建設,并提出了2020年建成3000萬千瓦海上風電發展目標。雖然困難重重,但是隨著陸上優質資源的逐步減少,發展海上風電成為大勢所趨。必須堅定信心,推動我國海上風電穩步發展。

 

關鍵詞六:融資難問題日益凸顯民營風電占比增加

 

      官方披露的信息顯示,在“十二五”風電第五批擬核準項目中,民營企業的項目容量占比已達到10.7%,超過地方國有企業和部分央企。這一數字的背后正揭示風電行業的另一現狀——對于占比逐步增大的中小企業而言,上游中小供應商和下游中小風電場投資商得不到足夠的金融支持,中小民營企業面臨多項可再生能源項目融資難題,主要表現為:重主體、輕債項;重歷史、輕預期;強制資本金比例;項目融資品種單一等。

 

      投身風電行業,無論是風電設備制造還是風場建設都需要巨大的資金投入,國有電力企業憑借良好的背景而擁有強大的融資能力,形成良性循環。但民營企業由于自身在資金和技術上的不足,未來面臨巨大競爭壓力,很多風電民營企業身處尷尬的境地。

 

      風電雖然屬國家鼓勵發展的產業,但貸款期相對較短,而且缺乏優惠信貸政策支持,金融機構對風電項目的貸款一般要有第三方進行連帶責任擔保,使風電企業融資更加困難。再加上,目前風電投融資模式單一、外資利用比例少、高度依賴銀行貸款、融資開放程度低也加劇了風電特別是民營風電融資難。此外,風電融資難與風電行業自身存在的一些問題也密切相關。例如棄風限電、安全生產風險等,這使得金融機構提高了對風電借貸的標準,或者變得謹慎起來。

 

      根據國家制定的可再生能源發展目標預測,未來5年風電或將實現裝機1.4億千瓦,投資需求達1.12萬億元。要完成可再生能源的發展目標,破解民營企業融資難問題已刻不容緩。

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