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6月19日,国家发改委出台《关于海上风电上网电价政策的通知》,明确了海上风电价格政策。通知规定,对非招标的海上风电项目,区分潮间带和近海风电两种类型确定上网电价。2017年以前投运的潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.75元(含税,下同),近海风电项目上网电价为每千瓦时0.85元。
对于这样的价格,行业各方反应不一。业内人士称,海上风电的大幕能否就此大规模开启仍有待观察。
盈利预期
多位行业人士接受《中国能源报》记者采访时表示,海上风电上网定价“感觉偏低”,但这并不意味着项目没有内部收益率。
根据国泰君安的研究,按15元/瓦投资成本和2800-3200利用小时反推,0.70-0.90元/千瓦时的标杆电价将使海上风电运营的内部收益率与陆上风电相近,具备启动经济性。
“如果项目所在海域风资源具有优势,风机质量、施工成本可以控制,上网电价可为企业带来8%-10%左右的收益率。” 中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩告诉本报记者。他给记者算了一笔账:按照每千瓦时0.85元的电价测算,一个100MW的近海风电场,以等效小时数2600小时,投资额每千瓦时13000元,贷款期限15年、利率为6%计算,该风场财务内部收益率约为9.62%,发1度电的成本约为0.57元。
“这只是理论推算,现实中还有很多特定因素难以囊括。目前国内海上风电规模有限,缺少实际操作经验,运维成本高,海上风电仍然处于示范阶段。”秦海岩说,“横向比较,我国的海上风电电价水平与欧洲国家相比也存在一定差距,例如德国海上风电上网电价目前约为每千瓦时1.27元到1.6元,英国约为每千瓦时1.58元。”
然而,值得注意的是,对于海上风电电价的出台,企业反应各不一致。一家风电企业的负责人告诉记者,此次出台的电价比较合适,但就这个价格能做起来的项目并不多,全国也就300万千瓦左右。“具体而言,各省资源排名前三的项目能做起来,其中福建、浙江、广东等几个资源条件好的省份能做起来的项目更多一些。比如,按照这个电价,我们测算出福建部分项目能拿到15%的内部收益率。”
另一家企业的负责人则表示,公司测算出海上风电的项目内部收益率极难达到8%,“前期工程造价太高,一些项目甚至难有收益率,我们认为还需谨慎观望。”
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10月18日,浙江舟山发布《舟山市人民政府办公室关于对市八届人大一次会议第1号议案的复函》。《复函》指出,坚持有序开发,打造风光电全产业链。根据各地资源及当前技术条件,按照“宜电则电、宜氢则氢”的原则统筹规划整域能源利用供给形式,有序开发各类能源项目。初步将舟山清洁能源综合利用规划为
9月21日,国家能源局发布的1~8月全国电力工业统计数据显示,截至8月底,全国风电装机累计344.5GW,光伏累计光伏349.9GW,至此光伏逆转风电,成为全国第三大电源。装机逆转作为新能源的两大“尖刀”部队,风电、光伏无疑成为“双碳”大局下的最火赛道。21世纪初,当光伏刚刚在欧盟国家进入大规模商业化
近日,浙江省舟山市发布《关于2022年风电、光伏项目开发建设有关事项的通知》。《通知》显示,海上风电支持政策。海上风电上网电价暂时执行全省燃煤发电基准价,同时给予一定的省级财政补贴。2022年和2023年,全省享受海上风电省级补贴规模分别按60万千瓦和150万千瓦控制、补贴标准分别为0.03元/千瓦时
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北极星电力网获悉,六大发电集团一季度报告日前陆续披露,国家能源集团在利润规模与资产扩张方面延续领跑优势;国家电投凭借持续增长动能,营收排名上升1个位次;华能集团喜迎“开门红”,利润总额排在第2。2025年一季度,国家电投营业收入超越华能集团,跻身六大发电集团第二位。营业总收入营业总收入
“受制于资源、气价、电价等多方面因素,投资大、成本高、效益差成为当下气电的独有标签,部分项目进入了‘气电价格倒挂、运行小时数下降、项目经济性下降、进一步压缩运行小时数’的恶性循环。”在日前召开的“上海石油天然气交易中心天然气产业发展大会”上,中石化天然气分公司天然气研究中心副经理
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