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陆上风电电价拟下调各部门意见待统一锅炉配件

2022-08-05

陆上风电电价拟下调 各部门意见待统一

记者获悉,近日国家发改委价格司召开陆上风电价格座谈会,通报调价设想方案,将风电四类资源区标杆电价从目前的0.51、0.54、0.58、0.61元/千瓦时,调整为0.47、0.5、0.54、0.59元/千瓦时。并在此调整基础上区别对待,将福建、云南、山西三省电价由0.59元/千瓦时调整为0.54元/千瓦时;将吉林、黑龙江省电价统一调整为0.54元/千瓦时。

此次电价调整设想方案只适用于2015年6月30日之后投产的风电项目,在此之前核准、并网项目标杆电价不变。

虽然此次调价方案目前只处于征求意见阶段,并非最终定稿,但是,风电企业与行业协会对此反应较为激烈,并均提出了反对意见。业内人士预测,如果此次方案成行,风电企业的利润将会出现较大幅度的降低,部分风电企业甚至会出现亏损局面。

最高降幅0.07元/千瓦时

实际上,对于风电价格调整,国家发改委从2012年至今已进行了多轮讨论。

今年3月,国家发改委在《关于2013年国民经济和社会发展计划执行情况与2014年国民经济和社会发展计划草案的报告》中亦明确提出,将适时调整风电上网电价作为2014年的主要任务之一。

价格调整是大势所趋,目前陆上风电电价下调已是板上钉钉。一位接近政府部门的人士告诉本报记者,只是下调幅度到底多少仍在各方利益博弈之间权衡。

据了解,目前我国执行的是2009年发布的风力发电上网电价政策,至今已有五年未作出调整。

2009年,国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》,按风能资源状况和工程建设条件,将全国分为四类风能资源区,分别为0.51元、0.54元、0.58元和0.61元/千瓦时。同时,国家发改委价格司明确每隔一段时期重新评估电价并调整,让风电电价最终与常规能源接轨。

从此次设想方案来看,风资源相对优良的前三类地区降价幅度最大为0.04元/千瓦时;福建、云南、山西三省降幅为0.05元/千瓦时;而吉林、黑龙江部分地区从0.61元/千瓦时下降至0.54元/千瓦时,降幅最大为0.07元/千瓦时。

据悉,在陆上风电价格座谈会上,五大电力集团均提出反对意见,认为变动太大,降低投资积极性;参会部分省物价局人士也表示反对。

尴尬:企业协会寸步不让

下调2-5分钱,黑龙江的部分项目甚至下降7分钱,幅度难以接受。一位不愿具名的风电企业负责人告诉本报记者,电价每千瓦时下调1分钱,风电场净资产回报率就会降低1个百分点,所以我们对这个政策肯定持反对意见。

而另一位地方风电企业人士也告诉本报记者,如果新政实行,风电抢装的现象必然出现,风电设备一旦供不应求,恶性抬价的情况就有可能出现。

据企业人士反映,现在风电实际建设过程中还存在很多问题:比如风电项目建设工程造价、风电场征地成本等持续上涨,各地风电项目用于水土保持、环境评价、检测验收和资源附加费等投入不断增加。此外,很多风电设备质量问题堪忧,设备实际经营期还未开始。

中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩告诉本报记者,风电电价应综合考虑项目建设地区、风能资源、工程建设投资以及并网消纳情况,在科学测算项目成本的基础上做出合理调整。在他看来,当前风电电价下调的时机仍未成熟。

据秦海岩介绍,我国风电发展2020年的目标是2亿千瓦,按照这个目标测算,每年我国新增的风电装机容量应在2000万千瓦左右。按照现行的电价政策这一目标都不一定能完成,风电降价之后,目标更不可能实现了。

多位业内人士表示,与调整风电电价政策相比,国家政府部门应该更重视解决弃风限电问题。近两年,我国风电弃风都在150亿度以上。据中国风能协会测算,按2012年平均水平,在风电场分布最为集中的在Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区,在弃风限电严重的情况下,目前执行的标杆上网电价低于实际所需电价,不能保证8%的资本金内部收益率,风电项目处于亏损状态。

如果非要调整,一定要以解决‘弃风限电’问题为前提,一种方案是制定具体措施,落实可再生能源法中的规定,对弃风限电造成的损失予以赔偿。第二种解决方案是在保障上网电量的基础上采取分段电价的方式,即在满负荷小时数2000小时内的上网电量执行现在的风电电价,2000小时之外的上网电量执行所在地区脱硫标杆电价。秦海岩说。

政府部门意见缘何不一?

据了解,对于降低风电电价这一事情,国家发改委与国家能源局并未形成一致意见。

国家发改委判断,目前我国下调电价的时机已经成熟。一是随着风电行业的技术进步,风机设备的价格已经明显下降,风场投资成本亦随之降低,风电企业盈利形势较好;二是我国风电并网装机规模的不断扩大,其巨额补贴需求已对可再生能源附加基金形成压力。

而从2014年中报来看,多家风电企业确实业务收入回收明显。以龙源电力为例,龙源电力上半年风电售电和其他收入56.1亿元,同比增长9.6%,所有业务归属股东净利润为13.65亿元。金风科技更是预计前三季度公司实现净利润11.28亿至12.22亿元,同比增长500%-550%。

与国家发改委相比,国家能源局则是侧重于从可再生能源政策制定与完善、能源监管等问题上入手解决问题。此前其亦明确表示,将通过制订、完善并实施可再生能源电力配额及全额保障性收购等管理办法,逐步降低风电成本,在2020年前实现与火电平价。

据悉,《可再生能源电力配额考核办法》讨论稿已经通过国家发改委主任会议,最后修改稿已经由国家能源局新能源司完成提交。一位政策制定人士告诉本报记者,对于未完成配额指标考核的省市,将禁止其上马包括火电在内的化石能源项目。

国家发改委测算出来的新电价并没有问题,其综合考虑了风电建设成本、风电利用小时数等数据,从其立场来看,这些数据比较客观。一位接近政府部门的人士对本报记者表示,不可否认的是,电价下调之后,行业短时期内会受到影响。弃风限电、企业亏损,届时矛头对准的,就是国家能源局。

多位专家对本报记者表示,政府部门意见不一只是表面现象,深层次而言仍是体制机制的问题。理想的情况是,对于资源性产品价格的调整,应该伴随相关环境税制改革,使其能够反映出资源的环境损害等外部性成本,使市场在定价中发挥主导作用,供需双方在游戏规则内自行议价。

行业反对调价的原因无外乎‘弃风限电’严重、‘企业微利’等,但这些问题的根源是我国电力体制改革不力、政策与法律的顶层设计缺失。如果可再生能源法有配套细则出台,执法必严、违法必究;如果电改顺利,输配电企业的利润空间得到控制;如果煤电价格能完全体现其成本(包括污染物排放、水污染、工人伤亡、地表形态的颠覆性改变等隐性成本),国家真正做到节能发电调度,风电电价下调就是还原商品属性、顺理成章的事。(来源: 光明网)

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