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电价下调
风电上网标杆电价下调贯穿了2015年全年。上一次调价是2014年底,但其效应却是从2015年初显现出来。而这一次调价则是国家发改委12月22日正式发文明确的。
2014年底下调陆上风电上网标杆电价,将第一类、二类、三类资源区风电标杆上网电价每千瓦时下调2分钱,第四类风资源区价格维持不变。而刚刚明确的新一轮调价方案则决定于2016年、2018年对陆上风电一类、二类、三类资源区分别降低2分钱、3分钱,四类资源区分别降低1分钱、2分钱。
2009年制定上网标杆电价之初,我国每千瓦风电造价超过1万元,而现在一些企业的装机成本只有6000元左右。除了成本下降等客观因素,陆上风电电价调整传达出更深层的意思是,合理引导风电投资,提升风电产业竞争力,这也体现了电价调整与产业战略调整的密切配合。可以说,下调电价既是风电行业技术进步的结果,反过来也将进一步倒逼风电行业的技术创新。
然而,上一轮电价下调引发了风电比较明显的“抢装”现象。此轮最新调价,则倾向于未来5年,如何逐步提升整个陆上风电的整体竞争力。明确今后较长时期的调价幅度,对于风电产业发展无疑是有益的。风电开发商包括整机商,这样就能知道每年的成本要降到什么程度,来适应当年的电价水平,从而有一个长远的规划。
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海上风电
按照规划,到今年底,我国将建成500万千瓦海上风电,但实际上,我们只完成了1/10左右。现实和理想有着不小的差距。海上风电发展的滞后可以说是风电产业发展的痛点之一。
从技术方面讲,目前我国海上风电仍处于起步阶段,海上风电基本上还没有形成一套独立的设计方法和检测、安装、运行、维护体系,海上风电产业体系有待进一步健全。虽然国内诸多企业都在进行海上风电的技术储备,但并没有建立起与海上风电需求相匹配的核心技术能力和产业竞争实力。我国5兆瓦以上的大容量机组在制造方面还处于少量试运行阶段。
从管理方面讲,海上风电项目涉及审批部门多,因此界定各部门的权力范围、协调各部门之间的利益关系、规范各部门的审批是推进海上风电发展的一大难题。
而更重要的方面则在于经济性。陆上风电每千瓦造价约为7000-8000元,海上风电造价达到每千瓦16000元,几乎是陆上风电造价的2倍,但海上风电的标杆电价并没有达到陆上风电电价的2倍,考虑到海上风电的经营风险更大,对于项目投资而言,目前海上风电的标杆电价水平的吸引力还不太大。
海上风电面临着挑战,也孕育着机遇。随着技术的成熟、相关管理制度和电价政策的完善,海上风电仍被业内看作是充满希望的“蓝海”。
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