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其次,开发“两海”市场为我国装备制造业的转型升级带来了新机遇。
一方面,由于关联众多产业,加快开发海上风电将起到很好的带动作用,由此形成多个高度一体化的产业集群。
另一方面,海上自然条件恶劣,对各项设备技术要求更高。通过在海上的应用探索,可以助推我国在高端轴承、齿轮箱和大功率发电机等前沿技术上实现突破。此外,与国际厂商的同台竞技也会加快国内企业在技术创新上的迭代速度。
最后,依托设备的出口和项目的开发,可以加速我国风电技术标准的输出,促使国内企业在国际舞台上获得更大的话语权,增强其参与全球竞争的软实力。
当然,目前我国风电企业对“两海”市场的开拓仍处于起步阶段,还存在一些问题需要破解。
在海上风电方面:
第一,政策环境亟待优化。
一方面,海上风电开发涉及多个政府部门,彼此间协调困难,造成审批手续复杂、时间长。另一方面,相关的国家或行业标准还不完善,难以为开发全过程提供有效指导。
第二,必须强化创新力度。
一方面,虽然目前整机以及施工配套等方面已经取得突破,但仍然难以真正满足下一阶段大规模开发的需要;另一方面,我国海上风电依然面临着巨大的降本压力。因此,必须加强全产业链的创新,借助数字化技术等手段提升整机性能和可靠性,提高施工、运维和管理效率。
第三,一旦批量安装后出现问题,将付出惨重代价。因此,必须遵循先安装样机再批量安装原则,做好认证测试。
在“走出去”过程中:
一是摈弃一味抢占市场的观念。
这包含两层含义:一方面,企业应秉承“合作第一,竞争第二”的原则,高质量开发好海外项目,用良好的内部收益率和设备运行表现赢得国外投资者对中国风电品牌的认可;
另一方面,企业要积极体现建设性,通过投资推动当地的经济社会建设。为此,行业协会有必要引导行业加强自律,进行有序竞争。企业必须制定更加系统的“走出去”战略,将国际化渗透到更多环节中。
二是构建立体化风险防范体系。
政府层面,可以多渠道收集各国的风电市场信息,为企业决策提供依据。行业协会则应当通过加强与国外相关组织和政府部门的对接、共同举办会议等,打破信息不对称。企业层面,投资决策前应对拟投资国展开详细调研,全面考量各种风险;业务经营中,必须建立完善的风险预警和应对机制。
三是积极应对日益激烈的贸易摩擦。
企业应运用多种手段在当地的法律体系、政治制度框架内主张自己的权益。我国政府则需要在国际经贸往来中为企业争取更多话语权,敦促相关国家按照世贸组织自由市场基本规则公平行事。
四是加快国际多边互认体系建设。
目前,我们在这方面已经取得一些成绩,2017年4月,国际电工委员会可再生能源设备认证互认体系(IECRE)宣布,北京鉴衡认证中心成为IECRE认可的认证机构,并准许颁发IECRE证书。下一步,还要加快推进这些工作,为企业参与国际竞争创造更有利条件。
五是完善知识产权布局。
相关企业应当不断通过自主创新提高获得关键技术等核心专利的能力,并加强风电出口产品的专利侵权风险管理。
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平价无补贴:阳光总在风雨后
近十年,全球可再生能源成本进入到快速下降阶段,部分新增可再生能源成本接近甚至低于传统能源成本。国际可再生能源署的数据显示,2017年,全球风力发电平均电价降到4美分/千瓦时,德国陆上风电招标平均中标价格为3.8欧分/千瓦时,海上风电甚至出现全球首个“零补贴”项目。
相比而言,我国风电设备的制造成本远低于国外,但风电的投资成本和度电成本却高于国外。这主要由两方面原因造成:
一是弃风限电。
据测算,2017年弃风限电造成的损失,相当于将每千瓦时风电的成本抬高了6.3分钱。此外,弃风限电还掩盖不同风电机组的技术水平、效率和可靠性高低差异,阻碍优胜劣汰,抑制技术进步,已经成为制约风电电价下调的最大“绊脚石”。
另一个则是各类非技术成本。
比如地方政府将风电资源配置给不具备技术能力和资金实力的企业,倒卖路条行为加大了开发成本;消纳条件无法有效落实,风电项目建成后不能及时并网;以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向企业收费,增加了项目投资经营成本;以资源换产业投资,加剧产能过剩,给制造企业增加负担,造成投资浪费。
据测算,这些非技术成本相当于将每千瓦时风电的成本抬高了5分钱左右,在“三北”地区甚至达到大约0.1元。
因此,要实现风电平价上网,就必须尽快消除上述不合理和非必要的成本。对此,相关部门一直在积极采取措施。2017年5月17日,国家能源局印发《关于开展风电平价上网示范工作的通知》,提出政府保证不限电,上网电价按照项目所在地的火电标杆电价执行,鼓励有条件、有能力的企业开展示范。2018年4月26日,国家能源局下发《关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》,力图通过多种举措清除阻碍可再生能源健康发展的非技术成本,减轻企业投资经营负担。
有了一系列利好政策,接下来要抓好落实。一方面,应该加快推进平价上网示范工作。
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