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关键词3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。
关键词4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”。
关键词5民企淘金
“十二五”风电第五批拟核准项目中,民营企业的项目容量占比已达到10.7%,超过地方国有企业和部分央企。这就像是个信号,宣告民营风电在2015年的崛起。
据预测,未来5年风电投资需求达1.12万亿元。然而,随着民营风电投资商比例上升,在给风电领域带来生机的同时,也遭遇着融资难题的困扰。
由于风电行业的特殊性,无论是风电设备制造还是风场建设都需要巨大的资金投入,国有电力企业凭借良好的背景而拥有强大的融资能力,形成良性循环。但民营企业由于自身在资金和技术上的不足,未来面临巨大竞争压力,很多风电民营企业目前处境比较尴尬。
目前,建设一个10万千瓦的风电场,需投资大约7-7.5亿元,设备投入占一半略多,收回全部投资需要8年左右时间。风电虽然属国家鼓励发展的产业,但贷款期相对较短,而且缺乏优惠信贷政策支持,金融机构对风电项目的贷款一般要有第三方进行连带责任担保,使风电企业融资更加困难。
不可否认,风电融资难与风电行业自身存在的一些问题也密切相关。例如弃风限电、安全生产风险等,使得金融机构提高了对风电借贷的审核标准。与此同时,风电行业在开展第三方认证,以及和保险业务结合方面也都刚刚起步。这使得金融机构难以对风电行业的借贷风险进行把控。在这种状况下,民营风电希望获得融资,难度可想而知。
民营风电的融资难问题,让我们自然联想到光伏融资问题。作为民营资本活跃的光伏产业多年前就遭遇了融资难题,近年来在各方协作努力下,光伏融资难题正在逐步化解。光伏行业的成功经验能否让风电产业少走弯路?
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