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風電平價:邊吃螃蟹 邊練內功

2019-08-01 來源:能源評論 瀏覽數:550

“我們知道,風電平價總要來的,只是比想象中早了一點。”這是一家風電企業的總工在5月22日召開的2019中國風電產業創新發展論壇上的開場白。同一天,國家發改委、國家能源局公布2019年第一批風電、光伏發電平價上網項目名單。在總計數量250個裝機規模2076萬千瓦的項目中,風電項目占56個,裝機規模451萬千瓦,相當于此次公布項目總裝機容量的21.7%。

  “我們知道,風電平價總要來的,只是比想象中早了一點。”這是一家風電企業的總工在5月22日召開的2019中國風電產業創新發展論壇上的開場白。同一天,國家發改委、國家能源局公布2019年第一批風電、光伏發電平價上網項目名單。在總計數量250個裝機規模2076萬千瓦的項目中,風電項目占56個,裝機規模451萬千瓦,相當于此次公布項目總裝機容量的21.7%。
  盡管首批風電項目在數量上不占大頭,但在新能源平價上網之路上,風電卻是“第一個吃螃蟹的人”。2017年,位于河北、甘肅、黑龍江、寧夏和新疆等地的13個、總計70.7萬千瓦項目入選風電平價上網示范項目名單,拉開了新能源平價試點的大幕。
  和兩年前的試水不同,在本次風光發電平價上網政策下,中東南部的項目大量出現,“綠證”“長協”等配套政策也同時跟進。不少風電從業者認為,更大范圍的試點、更接地氣的政策意味著更多機會,但行業需要保持穩定和理性,在未來兩年圍繞“大風機、好消納和易運維”三個關鍵因素,挖掘行業的內生動力。
  陸上風電先“平”
  和光伏有發電側和用電側兩類平價不同,風電的平價主要在發電側。在發電側進一步細分,又分為陸上風電和海上風電兩種。其中,陸上風電被認為將率先實現發電側平價。
  2009年前,由于風電采取特許經營模式,陸上風電價格采取固定招標電價。2009年,我國首次推出風電標桿電價政策:根據風能密度、地形劃定等條件,把全國分為四類風區,按照資源由強至弱的順序,設定0.51元/每千瓦時、0.54元/每千瓦時、0.58元/每千瓦時和0.61元/每千瓦時的標桿電價。從2009年至今,四類陸上風電標桿電價已下調四次,降幅達0.1~0.2元/千瓦時不等,已經相當接近燃煤標桿電價。
  有業內人士指出,除了整體接近平價,部分陸上風力資源較好的地區,如河北省可以實現完全退出補貼。因此在2020年,陸上風電最有希望率先實現平價上網。
  但接近的另一層含義,是風電標桿電價和火電上網電價仍有差距。當前電力體制下,我國各省區執行不同的上網電價,電價水平在 0.25~0.4505元/千瓦時之間不等。即便按照2019年4月敲定、2020年1月實施的最新風電標桿電價,部分地區仍需要補貼。
  和陸上風電相比,這兩年發展速度向好的海上風電仍有一段路要走。
  僅看資源條件,海上風電利用小時數比陸上風電高出20%~70%,且具備出力更平穩、不占用土地、可大規模開發、電力就近消納等優勢。但是,海上風電最大的問題是成本高企。三峽新能源總經濟師陳姿認為,從投資成本看,海上風機機組成本約占30%,海上支撐結構(包含風機基礎和風機塔筒)占22%。加上基礎機構和塔筒采取分開單獨設計,導致投資成本偏高;從運維成本看,海上風機運行環境復雜,故障率高,運維投入相對更高。
  根據相關智庫測算,海上風電投資是陸上風電的兩倍左右,以江蘇近海海上風電項目為例,單位投資為14000元/千瓦,而對標的陸上風電項目單位投資僅7200元/千瓦。測算同時指出,到2028年,海上風電有望通過技術優化等手段,降低單位投資成本,實現平價上網。
  西北落地更快
  在首批風電項目涉及的省份中,內蒙古始終沒有出現,這不免讓人感到意外。因為內蒙古所在的我國西部和北部地區,一直被認為是平價有望率先落地的地區。
  風電業內一直有個共識:發電利用小時數是風電平價上網的生命線。要提高發電小時數,三個條件不可或缺:一是大風機,二是能消納,三是好運維。如果從這三個條件考量,西部和北部地區要比中東部地區條件更勝一籌。
  首先看風機。
  不久前,內蒙古近年最“著名”的項目——烏蘭察布風電基地一期600萬千瓦示范項目中標結果出爐。盡管在招標時,對單機容量的要求是3兆瓦以上,但投標結果顯示,33個參與招標的風電機組機型中,4兆瓦以上機型數量占19個,不止一款機型的單機容量超過或等于5兆瓦。
  之所以使用大風機,是因為烏蘭察布基地屬于高風速地區,大機組的規模應用將讓度電成本顯著降低。而烏蘭察布大批量使用大風機,也傳遞出了一個明顯的信號:未來在西部和北部高風速地區,大風機應用會逐漸增加,上網電價在這一區域有望快速下降。
  其次看消納。
  西部和北部的消納問題曾是影響平價上網的重要原因,但不少業內人士都指出,國家和電網企業在消納方面做出很多投入和努力,隨著多條特高壓項目的推進和落地,2017年和2018年風電消納已經實現明顯改善。
  2019年,消納情況進一步向好。從國家能源局公布的一季度數據看,在去年可再生能源并網運行有較大改善的基礎上,今年前三個月全國平均棄風率4%,位于西部和北部地區的新疆、甘肅、內蒙古和陜西棄風率同比分別下降6.4、10、13.9、0.7個百分點。利用小時數的提高,意味著風電項目投資回報率維持在一定水平,也讓上述地區的平價更有望落地。
  第三是運維。
  在此次烏蘭察布風電項目中,多家中標企業都將使用智慧運維,以降低度電成本,適應平價需求。事實上,中東南部的項目也在積極引入類似的運維模式,但與北部和西部相比,中東南部地區山地較多,環保成本高,運維難度大。僅以地形為例,山地項目單位造價與荒地平原相比,每千瓦投資要高出700~1000元,日常運維的花費也會隨之提升。如果拿到的是小容量項目,項目成本還會進一步提高。
  明陽智能總工程師賀小兵建議,如果要做位于南方的項目,需要找存量風場,以減少基礎設施的建設成本,降低運維難度和花費。如果找不到這樣的項目,競價是更好的選擇。
  項目報送更理性
  今年1月,風光發電平價上網政策剛推出時,有行業分析者曾總結出五大亮點,其中被認為“最亮”的就是“符合條件地區的光伏風電裝機不受年度指標規模限制”。因為“這將是打開增量市場空間的良機,新能源行業或再次出現井噴”。
  對于風電,上一輪井噴式發展至今讓人印象深刻。2005~2010年,中國風電裝機容量曾從106萬千瓦,以年均增長94.75%,年均凈增570萬千瓦的速度增長。如此快的速度,也讓中國超越美國,成為全球第一風電大國。
  但是,發生這輪井噴的背景是市場競爭小、風電補貼高。多數市場投資者在面對藍海時,未充分考慮電力供應現狀、如何實現與電網接軌等現實問題,就開始大量投入。因此,部分地區的風電發展規模迅速超出本地區的消納能力,棄風現象在項目扎堆的省份大量出現。
  2010年后,井噴式發展被叫停,叫停方式之一是減少風電建設指標規模。據中國風能協會副會長施鵬飛當時的測算,2011~2015年,每年風電建設規模在1500萬千瓦,比2010年的1893萬千瓦大幅減少。
  2011年后,有效的規模控制讓行業增速放緩,此后,盡管仍出現過短時間搶裝,一些地方也存在棄風棄電,但總體看,風電行業開始逐年優化、且越走越穩。在2019年年初舉辦的中國風能新春茶話會上,中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖也用“穩中求進”“穩定增長”“穩妥推進”“穩中突破”“穩步緩解”“平穩發展”等六個“穩”來總結2018年風電行業發展狀況。他認為,中國風電成績的取得,除了技術進步,最大的基礎和推動力就是平穩的市場規模。
  最新的裝機數據也從側面證明了“穩”。2019年4月8日,全國新能源消納監測預警中心發布數據指出,一季度,全國累計并網風電裝機1.89億千瓦,其中海上風電累計375萬千瓦。全國風電新增并網裝機478萬千瓦,與上年同比增長19%。
  一些業內人士認為,“不溫不火”的狀態證明風電正在走向成熟、走向理性。當下,盡管有半數以上的省份具備實現平價上網的條件,但理性發展應繼續保持。
  在首批風電平價上網項目中,涉及風電項目的省份僅有10個。對此,有資深業內人士認為,部分看似資源良好的省份之所以沒有報送或等到后期再行報送,是考慮到本地當下的資源并不適合風電平價項目落地。這說明,無論是地方政府還是企業,都更看重本地資源的實際情況,以及項目建成以后的效益和回報,而不再為了項目而報項目。這種更理性的選擇,也正是平價上網政策設計的目標。

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