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秦海岩:尽快出台海上风电标杆电价(表)

2014-03-19 14:22
冷血の爱
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  Ⅳ类资源区主要位于我国的中东部和南部,地形地势复杂,人口密集,土地使用成本高,项目开发难度大,单位千瓦造价较前三个区域明显升高,2012年平均在9000元左右。按照风能资源区划所依据的理论上的资源条件,如果年利用满负荷小时数达到2000,则所需上网电价在0.599元/千瓦时的情况下,即可守住8%的盈亏线。但随着易于开发的相对优质风能资源迅速减少,开发目标开始向资源条件较差的区域推进。从日前国家能源局下发的“十二五”第四批风电项目核准计划来看,在此次2760万千瓦的核准总量中,华中、华东和华南等低风速地区占据了60%,其中山西省的核准规模达到了208万千瓦、湖南省200万千瓦、湖北82万千瓦、江西62万千瓦,这些区域内大部分可开发风能资源的年利用满负荷小时数在1800-1900之间,此时若要保证8%的资本金内部收益率,上网电价需要达到0.631-0.666元/千瓦时,高于目前的标杆上网电价0.61元/千瓦时。

  可见,对于Ⅳ类资源区来说,目前0.61元/千瓦时的上网电价并不是高了,而是偏低,每千瓦时还应上调0.02-0.04元才能保证合理的利润。Ⅳ类资源区幅员辽阔,靠近负荷中心,并网条件较好,我国风电制造企业也通过技术创新,开发了具有自主知识产权的低风速风电机组,这些地区的风电开发对支持制造业发展,调整当地能源结构,优化全国风电开发布局有重要意义。同时,这些地区的脱硫标杆电价较高,国家为每度风电实际支出的补贴金额只有0.15元左右,比三北地区要低0.1到0.2元,补贴效益更高。因此对于IV类资源区,应该通过价格手段推动其加快发展,建议电价可以适当上调0.02-0.04元/千瓦时。如果国家统一上调电价有难度,建议各省在国家补贴的基础上出台附加支持政策,支持本地区的风电开发。

  二、尽快出台海上风电标杆电价

  海上风电代表着风电技术领域的前沿和制高点,是世界上主要风电市场重点关注的发展方向,也是我国战略性新兴产业的重要内容。我国可供开发的海上风能资源丰富,场址靠近负荷中心,海上风电的开发利用不仅是风电产业向纵深发展的关键一环,也是带动我国相关海洋产业协调发展的有效途径,具有重要的战略意义。然而没有电价政策的支持,就无法培育出健康的海上风电市场,没有规模化的市场,就没有技术进步的产业基础,就难以把握住产业发展的关键机遇期。距2010年我国首个海上风电工程东海大桥项目首期投运已有三年多时间,但我国海上风电的指导电价迟迟未能出台,这已然影响到了海上风电的发展进程。海上风电特许权招标项目并未像在陆上风电上实施的那样,为海上风电标杆电价的制定提供准确的依据。“十二五”期间500万千瓦的海上风电装机规划目标的完成时间目前已经所剩无几,当务之急是尽快出台合理的海上风电指导电价。纵观海上风电发展较好的几个欧洲国家,都有清晰明确的单独针对海上风电的电价机制,且电价水平对产业发展形成稳定而有力的支撑作用。(表2)其中德国在2012年修订可再生能源法的时候,还上调了海上风电价格,目的是最大程度地保证政策的稳定性和电价水平的科学性。我国可参考别国经验、电价机制和水平,结合我国海上风电工程实际,制定海上风电标杆电价。有鉴于我国海洋工程条件的复杂性,以及初期阶段工程造价较高、运维费用较高的情况,海上风电的电价支持力度不应低于表2中所列欧洲各国的水平。

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