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国家发改委下调风电电价 执行期限留悬念

放大字体  缩小字体 发布日期:2015-01-12  来源:东方财富网   浏览次数:0
  由于风资源较差、地形复杂、补偿成本较高等因素的存在,第Ⅳ类风资源区的风电项目对发电商的建设管理能力提出了更高的要求,且随着第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风资源区电价的下降,部分地区将失去投资价值,中国风电建设布局或将发生改变。
 
     2014年12月31日,国家发改委下发《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》(下称“《通知》”),明确对陆上风电继续实行分资源区的标杆上网电价政策,并将第Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ类资源区风电标杆上网电价下调0.02元/千瓦时,第Ⅳ类资源区风电标杆上网电价保持不变。
 
     调整后的四类资源区风电标杆上网电价分别为0.49、0.52、0.56和0.61元/千瓦时。
 
     与2014年9月“陆上风电价格座谈会”通报的调价设想方案相比,最终出台的调价方案降幅较小,据悉,“座谈会”调整方案建议的四类资源区标杆上网电价分别为0.47、0.5、0.54、0.59元/千瓦时。
 
     部分地区渐失投资价值
 
     在电价靴子落地的一刻,发电集团即开始计算利润下降的幅度。据中国风能协会观察,部分地区将失去投资价值,而山西、安徽等第Ⅳ类风资源区会迎来快速发展局面。
 
     根据主要风力发电集团年度报告的数据,中国风电平均每年运行1903小时,平均含税电价0.568元/千瓦时,陆上风电平均生命周期为20年,以资本金20%、银行贷款80%、贷款期限15年、贷款利率7.2%测算,在电价调整前,各发电集团投资风电场的内部收益率为10.77%,其中,前十年的净收益率为7.43%,略高于银行贷款利率。
 
     如果降价0.02元/千瓦时,则内部收益率从10.77%降至9.21%,资产净收益率从7.43%下降至5.79%。分别降低了1.56和1.64个百分点。
 
     北京计鹏信息咨询公司的计算更加细化,其分别测算了降价对第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风资源区的影响。
 
     计鹏信息咨询公司以装机容量50MW、单位造价8000元/千瓦、成本费用770/千瓦、每年发电小时数2100小时测算,第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风资源区风电项目的全部投资内部收益率分别下降0.69%、0.66%、0.64%,而资本金内部收益率分别下降了2.14%、2.25%、2.3%。
 
     “第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风资源区中部分地区的收益率将低于银行贷款利率,这意味着,部分风电项目将不再具有投资价值。”中国风能协会认为。
 
     事实上,国家发改委的调价政策具有明显的指向性,由于电价水平较高,未来,第Ⅳ类风资源区的投资价值将得以凸显,按规定,第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风资源区外的所有地区均为Ⅳ类风资源区,主要集中于中国的中、南部广大地区,包括山西、安徽、云南、贵州等诸多省份。
 
     低风速开发考验发电公司测风能力
 
     虽然第Ⅳ类风资源区的投资价值因电价得以凸显,但其开发难度却远高于前三类地区,业界常将第Ⅳ类风资源区笼统地称为为低风速地区。
 
     风资源状况不佳是低风速地区最大的特点,据龙源电力在安徽的测风数据显示,安徽的年平均风速仅有6米/秒,远低于“三北”地区,并且平均每年仅有1700小时的发电时间。这里曾在2009年被业界称为风电开发的“鸡肋”,皖能电力曾在考察完安徽的情况后,放弃了开发。
 
     除了风资源较差外,第Ⅳ类风资源区难以找到成片的开发区域,如云南、贵州、安徽、山西等地,山地众多,其中云南省山区面积占全省总面积96%。
 
     2011年5月,龙源电力安徽公司在来安县建成投产20万千瓦低风速风电场,其安徽公司负责人保伟中发现,在地形复杂、植被茂密的安徽内陆,风电机组安装位置相差几米就会极大地影响发电量,对发电公司的测风能力提出了很高要求。
 
     由于山地众多,风电机组的运输成为发电公司需要克服的普遍困难,在云南和贵州,大多数风电机组均安装于海拔2000米以上山头,“我们几乎是一公里一公里炸开的。”龙源贵州风电项目负责人说,“一个山头一台风机,每个山头都要修路上去,总共一百多公里的山路开凿。”
 
     在低风速地区开发风电项目,关键看成本控制得好不好。这一成本除了修路炸山外,还包括对当地农民的林业补偿,据龙源电力安徽公司负责人介绍,安徽凤阳、定远两地极为突出,补偿费用随着高铁占地而水涨船高,一个5万千瓦的风电场,总投资不到4亿元,但林地补偿就要花去2000万元,占总投资的5%。
 
     即使存在诸多困难,但由于低风速地区电价高、限电少,其开发风电的前景仍被业界看好,事实上,只要在控制成本的前提下尽力提高发电量,第Ⅳ类风资源区的风电项目是可以保持盈利的。据悉,安徽来安风电场投产以来,每年可以保证数千万元的利润。
 
     大规模抢装潮不会出现
 
     无论是光伏,还是风电,几乎每次电价的调整都会带来“抢装潮”,但此次调价留出了较为宽裕的建设时间,业内预测,大规模的抢装潮将不会出现。
 
     根据《通知》,新电价政策适用于2015年1月1日以后核准,以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的风电项目。这意味着,对于前三类风资源区,政策出台前已经核准的项目还有1年的建设期,对于风电建设而言,这一期限较为从容。
 
     根据风能协会的数据,已经核准的风电项目中将近一半为第Ⅳ类风资源区项目,故尽管会出现抢装现象,但几年前的抢装潮不会发生。
 
     虽然文件强调了补贴政策结算和确保政策执行到位,但也留下了不小的悬念,新电价政策的执行期限仍未明确。
 
     电价是风电行业最重要的支持政策,其连续性和稳定性直接关系到企业投资决策,事实上,没有预期或者频繁变动,是投资方最不愿看到的情况。
 
     不过,对于下调风电上网电价,中国风能协会认为无法体现能源结构调整的清洁化目标。
 
     据悉,风电的补贴资金远远少于污染更大的煤电,2013年,用于风电的补贴资金为200亿元,至2015年,这一金额上升至300亿元,但仍旧难以与煤电相提并论。
 
     如果按2013年全口径煤电发电量计算,仅脱硫、脱硝、除尘三项公开补贴资金即达到1131亿元。中国风能协会认为,如果将煤电的外部成本计算在内,早已达到了“风火同价”的目标。
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