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陆上风电调价“左右为难” 燃煤标杆涨一分 财政支出多14亿元
围绕风电是否调价,争论双方亦有一致观点,即电价补贴政策的最终目标是让风电价格与常规能源价格相比,具有市场竞争力
在日前已闭幕的“北京国际风能大会暨展览会(CWP)”上,关于陆上风电上网电价下调与否的讨论甚是热烈。
这起源于今年9月份召开的一次“陆上风电价格座谈会”。此次会议上,国家发改委价格司向业界通报了一份酝酿已久的“陆上风电调价设想方案”(以下简称“设想方案”):将风电四类资源区标杆电价从目前的0.51元/千瓦时、0.54元/千瓦时、0.58元/千瓦时、0.61元/千瓦时,拟调整为0.47元/千瓦时、0.5元/千瓦时、0.54元/千瓦时、0.59元/千瓦时。
根据“设想方案”,未来我国陆上风电价格下调幅度可能将普遍达到0.02元/千瓦时-0.04元/千瓦时,而个别地区甚至会达到了0.05元/千瓦时。
风电降价不利行业
对于陆上风电上网电价下调,其实业界早有预期。只是,9月份“陆上风电价格座谈会”的召开,象征着新政“征求意见”的启动,这令业界感到了时间的紧迫,随即纷纷从自身利益角度出发,展开了各执一词的争论。
大致归纳主要来自于风电企业、电场开发商、行业组织的诉求可知,他们认为,在弃风限电、补贴资金下发滞后等问题尚未解决的基础上,启动对陆上风电的上网电价下调,不合时宜。
首先,在2010年,随着国内风力发电的快速发展,弃风限电问题也逐渐开始显露。最新的数据显示,2014年上半年,全国弃风损失达到72亿千瓦时,弃风率达到8.5%。
其次,据现行的于2009年出台的《关于完善风力发电上网电价政策的通知》,陆上风电上网电价有两个部分组成:一部分为电网按当地燃煤机组标杆上网电价支付的电费,而超出部分则由全国可再生能源电价附加分摊。“虽然电网可以及时支付电费,但全国可再生能源电价附加分摊部分却往往会滞后补发,且可能会拖很久,甚至超过一年。这给企业造成了极大的资金压力,也无形中降低了风力发电项目的收益率。”某风电企业人士向《证券日报》记者介绍。
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近日,湛江徐闻东二海上风电项目前期工作咨询服务招标。项目规划装机规模300MW,拟安装12MW~16MW固定式风机,单独建设一座220kV海上升压站,海上升压站位于本项目风场中间偏北位置。升压站通过1回220kV海缆送至登陆点,送出海缆路由约42km,登陆点位于徐闻县锦和镇下海村一处砂质海滩上。陆上集控中心
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4月29日,国家第二批以沙漠、戈壁、荒滩地区为重点的大型风电光伏基地项目——乌兰察布150万千瓦“风光火储氢一体化”大型风电光伏基地项目升压站全站成功投运。这是该项目继首批风机并网发电后的又一重要里程碑建设节点,取得了京能电力“党建+双碳”行动开展以来的又一重要成果。把方向统筹管理京能
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4月25日,广西能源发布《关于拟投资建设八步上程风电场项目的公告》。公告显示,广西能源拟投14.1795亿元(动态总投资)建设八步上程风电场项目。项目位于广西壮族自治区贺州市步头镇和贺街镇,总装机容量200兆瓦,规划设计安装36台单机容量为5.6兆瓦的风力发电机组,其中一台机组降功率运行。项目工程
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