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一位風電開發(fā)商憂心忡忡地說，在國家能源局及國家電網(wǎng)公司等多方努力下，近兩年我國的棄風現(xiàn)象有所緩解，但仍有10%約100億千瓦時的風電被棄。如果此輪“搶裝潮”導致并網(wǎng)限電進一步惡化，對于一個裝機容量5萬千瓦的典型風電場而言，每年的資金(利息)成本就超過2500萬人民幣，而棄風電量每增加1%，則又會帶來50萬的發(fā)電收入損失，即至少造成500-1500萬的潛在損失。
“同時，‘搶裝潮’還將推高風電項目資金建設成本的加大。”上述開發(fā)商稱，由于項目建設工期必須保證在2015年6月底前并網(wǎng)，很多項目計劃的提前會帶來較大的融資壓力。一方面，銀行貸款額度有限，對于支持的產(chǎn)業(yè)都有較為明確的目標；另一方面，企業(yè)為了短期內(nèi)爭取額度有限的貸款，勢必接受較高的資金使用成本，按照風電項目7000-8000元/千瓦的建設投資水平來看，當前基準利率每上浮10%則會帶來項目建設成本提高2000-3000萬元。
最令業(yè)界擔憂的是，風電“搶裝潮”過后或將出現(xiàn)的“大蕭條”。武鋼、樊憲國等多位風電人士分析認為，可以預想在2015年“6 .30”調(diào)價大限之后，風電建設行業(yè)必將迎來一個“低潮期”。建設市場的大起大落，對于已被國家列入戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)的風電行業(yè)的持續(xù)健康發(fā)展將帶來嚴重打擊。
業(yè)內(nèi)人士喊話風電調(diào)價時機尚未成熟
“風電是當前國內(nèi)外商業(yè)化程度最高、發(fā)展最好的清潔可再生能源。電價政策在風電發(fā)展中都起到了關鍵性作用。”秦海巖接受記者采訪時表示，作為國家戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)，我國風電產(chǎn)業(yè)的發(fā)展需要科學合理、穩(wěn)定有力的電價政策支持。
秦海巖認為，首先，風電調(diào)價要以確保國家目標的實現(xiàn)為出發(fā)點。作為全球第一大能源生產(chǎn)國、第一大能源消費國和第一大碳排放國，中國要確保實現(xiàn)2020年非化石能源占一次能源消費比重達到15%的目標，必須大力發(fā)展清潔可再生能源。具體到風電產(chǎn)業(yè)，經(jīng)國家相關研究結構測算，至少要達到2億千瓦的并網(wǎng)裝機規(guī)模，即從目前到2020年前，年均新增裝機規(guī)模要保持在2000萬千瓦左右。而目前我國風電領域企業(yè)利潤水平普遍偏低，企業(yè)投資開發(fā)熱情并不高，如果此時再下調(diào)電價，則必然影響產(chǎn)業(yè)的發(fā)展進程。
其次，價格調(diào)整要以確保產(chǎn)業(yè)的持續(xù)健康發(fā)展為宗旨。作為戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)，風電產(chǎn)業(yè)的發(fā)展對帶動我國產(chǎn)業(yè)優(yōu)化升級意義深遠。我國歷史上鮮有機會在某個產(chǎn)業(yè)領域與世界水平站在同一起跑線上，風電產(chǎn)業(yè)賦予了我們?nèi)〉檬澜珙I先優(yōu)勢的戰(zhàn)略機遇。截止到2013年年底，我國累計出口風電整機140萬千瓦，遍布世界數(shù)十個國家和地區(qū)。與此相對的是，風電產(chǎn)業(yè)并未徹底解決利潤水平低的問題，現(xiàn)階段社會對產(chǎn)業(yè)投入的補貼，是為了維持整個產(chǎn)業(yè)鏈的基本利潤水平，使制造企業(yè)守住盈虧線，以保證企業(yè)對技術研發(fā)的持續(xù)投入，為產(chǎn)業(yè)發(fā)展后勁儲存實力，培育一個兼具巨大社會效益和經(jīng)濟效益的新型高端制造產(chǎn)業(yè)。此時下調(diào)電價將導致產(chǎn)業(yè)資金鏈更加緊張，從長遠來看，將摧毀開發(fā)商們本已徘徊在盈虧邊緣的風電業(yè)務，進而拖垮上游設備制造企業(yè)，這對整個風電產(chǎn)業(yè)無疑是一種毀滅性的打擊；從短期來看，政策的突變必然引發(fā)一輪“搶裝潮”，設備質(zhì)量無法保證，為未來的安全穩(wěn)定運行埋下隱患，影響產(chǎn)業(yè)的健康有序發(fā)展。
其三，價格調(diào)整還要以科學測算項目成本和收益為依據(jù)。風電產(chǎn)業(yè)的持續(xù)健康發(fā)展，以合理的利潤空間為基礎。2009年國家發(fā)展改革委頒布的四類風電上網(wǎng)標桿電價政策對我國風電產(chǎn)業(yè)的規(guī)�；l(fā)展起到了積極的作用。但按照2009年政策出臺前的電價測算方法，對目前所需的電價的最低水平進行測算，我們發(fā)現(xiàn)：在風電場分布最為集中的Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區(qū)，在棄風限電嚴重的情況下，目前執(zhí)行的標桿上網(wǎng)電價低于實際所需電價，不能保證8%的資本金內(nèi)部收益率，風電項目實際處于虧損狀態(tài)；中東部和南部Ⅳ類資源區(qū)如果年利用滿負荷小時數(shù)達到2000小時，所需上網(wǎng)電價在0.599元/千瓦時的情況下，可以守住8%的盈虧線，但目前開發(fā)目標開始向資源條件較差的區(qū)域推進，大部分可開發(fā)風能資源的年利用滿負荷小時數(shù)在1800-1900之間，此時若要保證8%的資本金內(nèi)部收益率，上網(wǎng)電價需要達到0.631-0.666元/千瓦時，高于目前的標桿上網(wǎng)電價0.61元/千瓦時。
針對當前社會上對風電電價補貼過高的認識，秦海巖說，“實際并非如此。”他分析說，風電電價看起來確實比煤電電價高，但煤電價格并不是其完全成本的體現(xiàn)。以我國煤電脫硫脫硝和除塵補貼電價為例，按現(xiàn)行標準，脫硫電價補貼0.015元/千瓦時，脫硝電價補償0.01元/千瓦時，除塵電價補貼0.002元/千瓦時，三項共計為0.027元/千瓦時。2013年我國煤電全口徑發(fā)電量為4.19萬億千瓦時，以此粗略計算，則2013年對煤電的補貼規(guī)模為1131億元。按美國科學家研究測算結果，如果把燃燒煤炭所帶來的污染物排放、水污染、工人傷亡、地表形態(tài)的顛覆性改變等隱性成本都計算在內(nèi)，那么燃煤發(fā)電的電價要至少增加一倍到兩倍。相對而言，我國風電的電價水平并不高，且低于許多國家的電價水平。風電的補貼資金規(guī)模也遠遠小于對煤電的補貼，2013年風電補貼約為200億元，至2015年約為300億元。 2/3 首頁 上一頁 1 2 3 下一頁 尾頁 |
