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海上風電的補貼退坡之路會比陸上風電更艱辛

2019-06-05    來源:南方能源觀察
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[ 導讀 ]:海上風電產業鏈上的各環節以開放的心態發揮各自優勢,互補合作、務實協同,才能實現行業整體競爭力的提升和快速發展。
海上風電行業迎來了難得的窗口期。

國家發改委于5月24日下發了完善風電上網電價政策的通知,“對2018年底前核準的海上風電項目,如在2021年底前全部機組完成并網的,執行核準時的上網電價”。這意味著大批搶核準的項目避開了電價下調的風險,前提是在2021年全部機組完成并網。

短期來看,海上風電行業將不可避免地出現一股搶裝潮,如何在保障安全的前提下把握發展速度,這是整個產業鏈面臨的巨大挑戰。

6月1日,第四屆“全球海上風電峰會”在廣東省陽江市召開。在“對話開發商,解析投資合作策略”主題論壇上,中廣核、三峽、華能、龍源電力、國家電投等企業圍繞開發商在海上風電領域的發展戰略和思路展開了討論。

補貼退坡是必然趨勢

盡管行業普遍認為補貼退坡是必然趨勢,但對于補貼何時開始降、降幅是多少仍然存在不同意見。相比直接參與競價,三年的窗口期無疑為開發企業吃下一顆“定心丸”。

中廣核新能源控股有限公司董事長陳遂表示,下一步窗口期十分有限,要客觀實事求是地控制好節奏,對于廣東陽江近海淺水區的項目,我們是充滿信心的。

陽江地處粵西,是廣東風資源較為豐富的地區。早在2017年11月,陽江市首批共130萬千瓦4個海上風電項目就已經全部核準。中廣核陽江南鵬島40萬海上風電項目主體工程于2018年10月開工。據eo了解,該項目預計在今年9月并網。

龍源電力江蘇海上風電黨委書記、副總經理高宏飚介紹,江蘇如東地區海上風電項目已經有7毛5的電價,并不完全是8毛5的電價,補貼退坡是必然的趨勢。由于電價補貼的壓力偏大,補貼不能及時到位給開發商增加了財務成本。如果補貼及時到位,對項目開發是有好處的。

不過絕大部分搶核準的項目都位于開發條件較好的近海淺水區,對于容量龐大的近海深水區項目而言,并沒有窗口期的政策保護,其不僅面臨較高的開發難度,更要直面補貼退坡的挑戰。

三峽集團廣東分公司副總經理彭作為認為,海上風電補貼退坡的路徑已經明晰,要通過技術進步和提升管理水平來實現,但海上風電實現補貼退坡的道路會比陸上風電更加艱辛。首先是后續項目離岸距離更遠、水深更深,技術難度大,開發成本很高;其次是電價政策公布以后,部分企業有漲價的沖動,可能會給降價增加難度。

“要保障海上風電行業健康持續發展,降低海上風電的造價是必然的趨勢,降低造價一定是首當其沖的。”國家電投廣東電力有限公司總工程師張翼表示。

在海上風電項目造價中,風電機組和封頂機場及施工占比超過60%,這兩部分是降低海上風電造價的關鍵。但從目前市場形勢來看,由于大容量海上風機尚未實現大規模量產,降價空間有限,而海上風電施工和安裝能力更是遠遠無法滿足市場需求,無論是風機還是施工環節,目前均處于賣方市場,所以對于下游業主而言,想要將降價壓力傳導至產業鏈的中上游,這一過程并不容易。

搶裝潮下的隱憂

搶裝潮來臨,業內尤為關注海上風電項目的發展質量和速度問題。

遠景能源高級副總裁田慶軍認為,目前的供應鏈能力不足以支撐這波行情,因搶裝帶來的可靠性問題很可能為產業發展埋下巨大隱患。

他還強調,在設計開發大功率風機時,不僅要考慮葉片的可供應性和成熟度,更要考慮開發商對度電成本需求的保障能力。從現有供應鏈能力來看,80m以上葉片到目前每套模具具備的產能每月約2套左右,用發展的眼光看,到2021年也僅能交付3GW至4GW。沒有足夠的大葉片做產業支撐,海上大功率風機在我國低風速海域的度電成本過高。

金風科技董事兼執行副總裁曹志剛也提出,單機容量、葉片長度、塔架高度快速大型化的質量保障要關注。他表示,各企業海上大容量機組發電運行的時間,與25年的運行期相比并不長,在井噴的市場需求下,質量風險如何預防,如何建立高可靠性發電能力,如何培養符合高技能要求的團隊,都是馬上要面對的考驗。

對于開發業主,風機設備的安全可靠性與項目的投資風險息息相關。高宏飚認為,電價下調后,海上風機后期可靠性、全壽命的維護費用直接影響項目的收益,所以上風機主設備采購要綜合評標,不能按照最低價評標。在江蘇的實驗風場,好的風機和差的風機年利用小時數能差1000小時,所以肯定要選性價比高、在全壽命周期內度電成本低的風機主設備。

質量問題事關海上風電產業鏈上的每一個主體,高宏飚表示,海上風電的開發商和供應商要有更開放的合作,共同尋找解決問題的辦法,這是海上風電健康發展的重要因素。

曹志剛也提出,海上風電產業鏈上的各環節以開放的心態發揮各自優勢,互補合作、務實協同,才能實現行業整體競爭力的提升和快速發展。

 
關鍵詞: 海上風電 補貼 風電
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