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风电竞价配置资源不同于“光伏领跑者计划”

2018-05-28 06:34
能源舆情
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(2)情景假设二:如果考虑资源费、路条费下降,项目工程投资下降至6100元/千瓦,在上网电价同等下调幅度下,风电项目内部收益率IRR2有1%左右的提升。上网电价即便下调30%,项目内部收益仍在9.66%,在部分投资企业的盈利要求内。

(3)情景假设三:如果基于消纳条件的改善,发电利用小时数由3000小时上调10%至3300小时,不考虑工程投资下降,在电价下调过程中,内部收益水平顺势下行,但即便上网电价下调30%,项目内部收益率仍在10%以上,符合绝大多数企业的投资要求。

(4)情景假设四:如果同时考虑消纳条件改善,资源费、路条费等成本下降,在工程投资6100元/千瓦,发电利用小时数3300小时的假设下,项目内部收益率在电价下调30%时为11.35%,超过一般项目的收益水平。

不同情景假设下项目内部收益变化,非技术成本下降对冲竞价带来效益下降

由上述测算可以发现,基于发电利用小时数提升、工程造价下降,在上网电价下调的清醒下,对于二类资源区风电项目仍有较好的发电收益,风电项目的投资意愿预计仍会维持高位,风电装机增长的逻辑并没有改变。

3、风电平价上网压力测试

当前,风电标杆电价与燃煤标杆电价相比价差仍较高,国家能源管理部门希望产业链上下游共同分摊竞价上网---平价上网带来的压力。

我们仍二类资源区为例,对风电项目平价上网做压力测试,取上网电价为燃煤标杆电价0.3035元/千瓦时,取工程造价6500元/千瓦,不考虑资源税费、路条费等减少。经济测算模型显示,当发电利用小时数为3000、3100小时,项目净现值为负值,项目不具备开发的经济条件;当发电利用小时数为3200小时,净现值为正值,内部收益率仍在8%以上;3300-3400小时,内部收益水平继续抬升。由此可见,提高发电利用小时数是风电平价上网的重要前提条件。

蒙东风电项目平价上网条件下收益率变化

三、分散式风电是行业新形态,不参与竞价获取资源

2018年是国内分散式风电启动元年,本次能源局明确“分散式风电项目可不参与竞争性配置,逐步纳入分布式发电市场化交易范围。”

今年一季度国家能源局下发《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》,明确分散式风电并网标准、电价及补贴政策,文件是分散式风电项目启动的发号令,国内风电进入集中与分散式并重发展的新阶段,下半年分散式风电核准、并网预计将加速。

分散式风电不是舶来品,“本地平衡、就近消纳”是分散式风电最重要的特征,其试点、成长、扩张的路径与大型风电基地截然相反。从能源产业发展形态看,分散式风电是国内风电发展到一定规模、电力系统需要重新建立新秩序、开发企业寻求新的利润增长点、政策引导行业建立新均衡的结果,参与市场交易将为分散式项目经济效益的提升拓展空间。

上述《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》为分散式风电发展确定了基础。明确“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的模式;明确分散式风电并网最高电压等级提高至110KV;简化审批流程,首次尝试“核准承诺制”,电网限时接入。预计在2019年竞价上网豁免期限内,分散式风电在2018、2019年核准开发节奏将进一步加快。

四、行业观点:风电仍维持高景气度,年内抢核准、加快并网

在竞价分配资源的政策要求下,纳入2018年的风电项目将加快核准,为2019、2020年并网做储备,2017、2018年已经核准、未并网的项目预计将加快并网进程,一来通过并网进一步锁定项目电价,一旦核准超过有效期,可能需要重新竞价;二来在配额制等约束下地方政府和企业有动力加快新能源发电产能的释放,开发商为保证未来装机规模仍有意圈占资源,先到先得、项目开工建设越早收益越能得到保障。

我们预计,下半年风电进入设备交付、项目施工、并网的旺季。在业自身经济回报的提升、行业投资环境不断改善,并网消纳改善持续等政策支持下,风电仍有望进入新的成长阶段。

行业面临的风险因素主要包括:风电补贴进一步延后、国家风电政策调整、风机设备原材料价格波动、国内用电量增速下滑、风资源费等清理低于预期。

来源:能源杂志

作者:王秀强

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