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“电压等级的要求比2017年的文件大幅度放宽,110KV千伏电压等级接入利好分散式项目的开发。刘瑞卿对《能源》记者表示。
业内普遍认为,《办法》的最大亮点是——首次试水核准承诺制,简化了审批流程,降低项目前期成本。文件指出,各地方需简化分散式风电项目核准流程,建立简便高效规范的核准管理工作机制,鼓励试行项目核准承诺制。对于试行项目核准承诺制的地区,地方能源主管部门不再审查前置要件,审查方式转变为企业提交相关材料并作出信用承诺,地方能源主管部门审核通过后,即对项目予以核准。
一位不愿具名的行业分析师对《能源》记者分析到,此举意味着项目核准将从事前审批转为事后监管,将加快风电项目前期工作的速度,也将减少投资商在前期工作中消耗的成本,同时分散式风电不受国家年度指导规模限制,为国内风电发展打开新的空间。
国网能源研究院有限公司新能源与统计研究所主任黄碧斌告诉《能源》记者,《办法》出台的最大利好在于提高了分散式风电项目的经济性,“按照传统的分散式风电核准流程,单个项目的流程时间太长,成本太高。而且,无论全部上网还是自发自用余电上网模式,上网电价都采用当地风电标杆电价。”
值得关注的是,分散式风电发展迟滞的另一重要原因在于民营企业的活跃度低。《办法》认为,将项目开发与更多的利益方进行“捆绑”,吸引更多开发主体参与,将推动分散式风电发展。
赶超分布式光伏?
相较于分布式光伏,分散式风电发展多年并没有颠覆性的起色。此次有了政策的助力,能否实现赶超,与分布式光伏并驾齐驱?
“出身决定命运”,分散式风电与分布式光伏的“先天”差异使得两者在发展中呈现出不同的发展态势。国网能源研究院新能源所研究员洪博文曾表示,“分散式”风电和“分布式”光伏名称上的差异,更多是反映了风能资源和光照资源开发特征的差异,而这种差异又导致了分散式风电和分布式光伏在开发利用模式上的显著不同。
“分散式风电的初衷是利用分散分布的风能资源,更强调资源开发;而分布式光伏更强调本地利用。这是由于风资源具有明显的区域性分布特征,所谓的分散分布的风能资源也只是在更小范围的区域聚集,而光照资源的分布更为均匀。”洪博文分析。
风电行业资深观察者李晓峰(化名)对此表示,分散式风电项目主要位于中东部地区,基本不存在限电问题,收益率较高,可以增加风电投资的灵活性,拓展行业的发展空间,行业整体投资热情较高,但长期空间较难与光伏比拟。
“政策规定自发自用部分电量不享受国家补贴,可能会在短期内削弱部分潜在业主的投资热情。此外,相较于分布式光伏,分散式风电的未来成本下降空间有限。”李晓峰补充道。
除此之外,相比于集中式风场,分散式项目的规模较小,但相比于分布式光伏,其基本发电单元的容量较大(风机功率一般都在MW级别,光伏组件在300W左右),单体投资也相应较高(风机单位功率单价高于光伏组件)。
因此分散式风电的最小受电单元应在村镇级或园区级,业主仍应以专业投资运营主体为主,以财务投资者为辅,而分布式光伏可以化整为零,甚至直接面向户用市场,其应用场景更多变,市场空间更广阔。最后,扶贫政策作为新一届中央的三大战役,分布式光伏相较于分散式风电先行了一步,与国家战略紧密贴合,赢得了地方政府的支持。
“分散式风电风机单机容量较大,选址受风能资源和安装场地的制约较大,限制了风电的应用范围。而光伏板容量小、安装灵活,能充分利用屋顶资源。两者的规模和投资强度相差太多,”刘瑞卿分析,“风电的主流机型都是兆瓦级,虽然不排除未来小风机的发展,但就目前而言,小风机几乎已经退出市场舞台。以2.0兆瓦的风机为例,一个千瓦的投资大概在6000-7000元之间,安装一台两兆瓦风机就要投资一千多万元。分布式光伏投资规模较小,一千瓦投资5000多元,三百千瓦的光伏投资额需要150多万就可以了。”
行业资深从业者姚强(化名)对《能源》记者表示,“传统的管理模式应被打破,社会化的服务和行政体系应该适应分散式风电的发展需要,变得更加灵活化,进行进一步的变革,把分散式风电的优势体现出来。”
对此,黄碧斌则认为,相较于分布式光伏,分散式风电开发受到的资源条件、环境、本地用电负荷等限制更多,可下降成本空间有限,这制约了分散式风电的“井喷”。光伏的安全与运维的要求相较于风机较低,故障率和风险较低,而风机存在噪音较大和安全隐患问题,由于分散式风电受位置因素制约,区域开发特性更为明显,接入配电网对管理和运行方式的影响也更大,因而政策推动也更为审慎。
“我国对风电环保的看法较多,是分散式风电发展的掣肘因素之一,”清华大学能源互联网创新研究院政策发展研究室主任何继江对《能源》记者直言,“通过将德国分散式风电发展与我国比对分析,德国的很多分散式风机是装在农田里面的,风机之间的距离可以进行正常的农业生产,这与我国大有不同,总体而言德国对分散式风电的接受度更高。”
商业模式初探
分散式风电的大规模发展不仅需要技术支持,还需要商业模式的同步创新和与市场的无缝衔接。
明阳智慧能源集团股份公司董事长张传卫就曾表示,分布式新能源的自身特点决定了其融资、开发、运营模式与集中式电站迥异,必须通过商业模式创新探寻可持续发展之路。《办法》虽已描画出分散式风电发展整体框架,但仍需要制订完善的实施细则进行填充。
“虽然有政策加持,并成为行业发展共识,但分散式风电发展目前仍处于推动阶段,部分条件虽有松绑,但仍不够清晰,核准的门槛降低,环评、土地、接入等问题还需进行进一步的明确,只有具体细则落地了,分散式风电才能更好的开发利用。”刘瑞卿坦言。
李晓峰告诉《能源》记者,与传统风场相比,分散式风电成本端最大的特点是在建设和运维上没有规模优势,同时单风场盈利规模较小,因此体量较大的风电运营商(如五大四小)对分散式风电的兴趣可能没有乐观预期的那么大。此外,部分业主可能会因为小规模开发运维经济性相对较低而选择将自有分散式项目与附近的集中式风场捆绑在一起来进行管理和运营。
分散式风电的运营相对于集中式有其独特之处,小规模的一组风机可以与工业园区等单位进行结合,运营商可将风电运营与园区用电服务、储能等综合能源服务合为一体,叠加分布式发电市场化交易的推进,会有更大的想象空间。
黄碧斌对分散式风电的未来发展持乐观态度,认为分散式风电的商业模式比较简单,自发自用比较少,不像光伏涉及到比较多的利益主体。“之前的风电是一些大型企业在做,随着分散式风电的发展,一些中小型企业会进入,市场将更加活跃。”
管理办法规定分散式风电项目申请核准时可选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式。其中“自发自用、余电上网”模式已经广泛应用于分布式光伏的投资运营中,在自用比例较大的情况下,其经济性较为可观。
据行业分析师测算,分散式风电项目投资内部收益率可达到11.46%,盈利性可观。对此,李晓峰告诉《能源》记者,考虑分散式风电项目基本不存在弃风限电问题,在前期成本下降的前提下,项目投资IRR超过10%应是正常水平。黄碧斌则表示,部分省份是能够达到这一收益率的,但分散式风电项目的盈利性与成本有关,波动幅度较大,“分散式风电与分布式光伏不同,分散式风电的安装与地形条件、位置更相关,建设成本相差会比较大。”
但有声音认为,分散式风电的开发成本在7800~8300元/千瓦之间,高于“三北”地区,且随着“三北”弃风问题的缓解,“三北”地区仍为发展主战场,中东南部地区分散式风电开发经济性并不乐观,整体投资回报率或在低位徘徊。
需要关注的是,5月24日,国家能源局印发《国家能源局关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》,明确提出新增核准的集中式陆上风电和海上风电将全部推行竞争性电价配置项目资源。刘瑞卿的观点是,因分散式风电项目不参与竞争性配置,这对于分散式风电而言是一个政策利好。
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