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据了解,风电企业若参与供暖,需出资兴建热力站,购买电蓄热锅炉,同地方政府协商供热管线的出资建设问题,并与电网公司、热力公司签定协议。
设备到位后,电蓄热锅炉供热站按照大工业用电电价购入夜间低谷电,使用电力生产热量供应给供热单位。由于供热电价政策尚未出台,国家能源局考虑到风电企业的积极性和投资经济性问题,为参与供暖的风电企业制定了一个补偿方案,即采用电量补偿的方式弥补项目单位的亏损——对提供供热电量的指定风电场的对应装机容量,不限制其运行出力,所发电量全额上网。
“但这个政策存在的弊端在于,没有考虑到在一定区域内,每个省的风电上网额度是既定的。风电供暖并不意味着消纳弃风、总体风电上网电量上升,而是当一家参与供暖的风电企业多发时,省内其他风电企业必须少发,以保持风电上网电量的总量平衡。说白了,侵占的是其他风电场的上网小时数。”业内人士告诉记者。
投资巨大、盈利悬疑且涉及利益纠葛
按照风电供暖项目的设计初衷,依靠电蓄热锅炉供热站的供热收入,加上指定风电场的发电量全额上网的收入,风电企业应能保持微利状态。
现实是否真正如此?据了解,一般兴建一个电蓄热锅炉热力站风电企业需要投入3000—5000万元,此外,还需支出额外的热力站运维成本。
以吉林某热力站为例,风电供暖项目的建设用地由当地政府无偿划拨,项目使用的管网也是当地热力公司固有资产,电蓄热锅炉热力站由企业投资兴建。热力站运行之后,按照大工业用电电价购买生产用电,初步测算每吉焦热量购电成本在120元左右,政府协调之后以30元/吉焦左右的协议价格出售。
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