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难题之二:上网电价偏低
有专家指出,即使争得并网权,过大的电网负荷以及过低的上网电价也使企业承受着较大的盈利风险。
自2009年起,国家发展改革委将此前的政府指导价更换为政府定价,并将中国划分为四类风能资源区,从而确定四大风电标杆电价区,各区域的所有陆上风电项目采用相同的基准上网电价。具体而言,一区至四区的陆上风电项目分别有权享受0.51元╱千瓦时、0.54元╱千瓦时、0.58元╱千瓦时及0.61元╱千瓦时的基准上网电价。
而内蒙古准许风电公司收取的基准上网电价为最低的0.51元/千瓦时或0.54元/千瓦时,相比中国其他地区介于0.51元/千瓦时至0.61元/千瓦时的标准低了不少,从而将在很大程度上影响该地区项目的收入。
此外,由于内蒙古地区基础设施建设较慢,导致地方风电装机容量超过地方电网的传输容量,从而使当地风电项目无可避免地受到输电限制的不利影响。“为什么山东、浙江、江苏这些沿海省份的并网问题相对较少?主要是内蒙古当地基准价太低,电网承受不了如此大的负荷,无法消纳。”韩晓平告诉记者。
难题之三:风机价格波动
同时,两大新能源企业还面临着风机价格波动对盈利水平的考验。
与所有风电企业一样,大唐新能源与华能新能源的风电业务及盈利能力主要依赖于风机的运行状况和风机价格的波动。据了解,风机成本一般占风电项目整体成本的60%~70%,从而直接影响公司整个风电业务的盈利能力。而风机的价格主要依赖市场供求状况,符合资格的风机供货商的数目有限,再加上商品价格上涨及风机需求增加,导致风机价格不断攀升。
另外,针对海上风电的盈利能力,两大新能源公司指出,海上风机的供应及价格是主要决定因素。
由于海上风电项目的建设有更精密的技术需求,而陆上风电项目的建设成本则随着风机生产扩充及技术改进而有所下降,因此海上风电项目所需的资本开支高于陆上风电项目。目前,全球仅有少数主要的风机供货商生产海上风机,其价格相对陆上风机较高。如未来海上风电的上网电价大幅上涨,则可能对公司海上风电业务的盈利能力及未来前景带来重大不利影响。然而,尽管企业均将未来海上风电项目的电价寄望于国家定价机关的具体定价政策的出台和完善,但时至今日,中国尚未就海上风电项目制定完善的定价机制。
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