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3.1、技术进步消纳无忧,分散式经济性凸显
系统成本:高于西北部集中式,与中东部集中式持平或略低
分散式与集中式(低风速区)系统成本差异主要体现在以下几方面:(1)审批流程简化,撰写审批报告等前期费用低;(2)无需建设升压站,变电设备投资较低;(3)建于平原,建设难度及运输费用较低;(4)临近负荷中心,土地费用略高;(5)单体规模小,难以摊薄部分固定投资,如,安装费用等。其他方面,风机、风塔、基建费用大体相同。
对比来看,分散式单位成本较西北集中式高10%。而相较于低风速区集中式,并无显著前期投资成本差异。因此,下文收益率测算模型以8.3元/W系统建设成本作为基础假设。
利用小时数:等效满发小时数达2000小时
比如南方以前5.5m/s风速的电站,利用小时数只有1700-1800,随着技术改造可利用小时数可以达到2000以上。而因无弃风限电情况,技术推动风机对风资源的捕捉,能够完全体现在发电量及企业业绩上,是提升分散式风电经济性的关键因素。
内部收益率:8%-12%
我们以10MW典型IV类资源区分散式风场为例。假设:标杆电价为0.57元/kWh,补贴年限20年。单位投资成本8.3元/W,利用小时数2000小时,自有资金比例20%,贷款比例80%,贷款利率4.9%,贷款偿还期8年,则项目IRR达到9%,资本金IRR达12%。
考虑到系统成本的不断下降,以及利用小时数提升,IV类资源区分散式风电项目经济性将进一步提升,内部收益率处于8%-12%区间。预计利用小时数每增加10%,或系统成本每下降10%,IRR增加1-1.5个百分点。
与限电较为严重的集中式风电不同,以“就地消纳”为建设目的的分散式风电无弃风问题,项目收益率即为运营企业实际收益率。
3.2、市场化交易在即,拓宽电力销售渠道
市场化交易试点启动,推荐三种交易模式。2017年10月31日国家发展改革委和国家能源局共同发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知(发改能源[2017]1901号)》,对分布式发电交易的项目规模、交易模式、交易组织等进行了明确,“隔墙售电”终于实现有据可依。《通知》明确分布式发电市场化交易的机制是发电方与配网内的电力用户进行交易,而电网只承担电力输送责任并按政府核定的标准收取“过网费”。同时《通知》中提出根据各地区推进电力市场化交易的阶段性差别,可采取以下其中之一或多种模式结合:
模式一:直接交易。分布式发电项目与就近的电力用户进行电力直接交易,向电网企业支付“过网费”。
模式二:委托代售。分布式发电项目单位委托电网企业代售电,电网企业对代售电量按综合售电价格,扣除“过网费”(含网损电)后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。相对于“直接交易”模式,这种模式不需要供电方寻找符合交易条件的电力用户,降低了寻找客户的成本,且电费由电网公司结算,不需要担心用户违约问题。
模式三:电网收购。电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价收购电量,但国家对电网企业的度电补贴要扣减配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。
市场化交易下,分散式风电项目收益率提升,对于补贴依赖减少。假设在市场化交易模式下,补贴折扣下降为80%,根据测算,市场化交易模式下,交易对象为一般工商业企业的直接交易模式项目IRR最大为12.76%,相对传统模式的“自发自用”和“全额上网”模式分别提升1.13和8.90个百分点,收益率有所提升。当补贴完全取消降低为0时,直接交易模式下分散式风电发电商的项目IRR为8.91%,仍能实现盈利。同时注意到,若采用自发自用的传统模式,项目IRR将达到9.85%,相对市场化交易高出0.94个百分点。
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