索比光伏网讯:2016年12月26日，国家发改委发布的《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》称，2018年1月1日之后，一类至四类资源区新核准建设陆上风电标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.40元、0.45元、0.49元、0.57元，比2016-2017年电价每千瓦时降低7分、5分、5分、3分。
此轮预期中的调价将对风电行业产生哪些影响？是否会在2017年导致“抢装潮”重现？
业内认为调整较为温和
实际上，调价方案正式发布前，已在业内进行了多次征求意见。根据2016年10月的《关于调整新能源标杆电价的征求意见函》，陆上风电上网标杆电价拟调整为一类资源区0.41元/千瓦时,二类资源区0.44元/千瓦时,三类资源区0.48元/千瓦时,四类资源区0.55元/千瓦时。
新疆金风科技股份有限公司副总裁、董秘兼公司秘书马金儒用“平静”二字概括了行业对此次风电上网电价调整方案发布的反应。她表示，由于此次价格调整方案酝酿的时间比较长，此前也多次征求了各家企业的意见，因而行业的反应是比较平静的。“与征求意见稿相比，最终的调价方案相对比较温和。”马金儒称。
2015年底国家发改委发布的《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》，同时确定了2016年和2018的风电标杆电价，当时确定的陆上风电2018年标杆电价分别为0.44元、0.47元、0.51元、0.58元，但也同时声明，2018年前如投资运行成本发生较大变化，国家可根据实际情况调整上述标杆电价。
“此次下调后价格比2015年底确定的2018年标杆电价价格稍低，这表明行业的技术进步或许比预想中的更快。”一位风电开发商相关负责人告诉记者。
湘电风能有限公司执行董事龙辛认为，风电上网标杆电价下调不会对整机商产生明显的影响。他认为，整机商销售风机设备都是通过投标方式，此前，一些整机厂商为了获得更多的市场份额，不惜血本，使劲杀价。到了现在这个阶段，风机设备降价的空间已经越来越小。
多位风电开发商相关人士向记者表示，从风电开发的角度看，基建等施工成本压缩空间已经很小，在中东部和南方地区等区域开发风电，基建投资甚至有加大的趋势；整机制造商方面也表示，单纯地设备制造成本下降空间也变得越来越小。未来，只有通过技术创新提升机组发电量、加强精细化运维等方式实现风电场全生命周期收益的提高。
马金儒表示，今后，风电行业中运营商将不断提升管理效率，制造商也在持续研发创新，通过技术进步推动产业降低风电度电成本。度电成本的下降有利于抵消上网电价下调对项目经济性的影响。
作为一线人员，湖南凤凰山风电场场长王稳则认为，风电开发企业长期受补贴拖欠和弃风限电两大问题的影响。下调电价对于如何通过精细化运维提升发电效益提出了更高要求。
用价格手段引导低风速布局
刚刚召开的全国能源工作会议明确指出，提升可再生能源消纳能力,加快清洁能源输送通道建设，弃风率超过20%的省份，暂停安排新建风电规模。
在“三北”地区持续弃风限电的背景下，开发中东部和南方地区的低风速风电资源是必然趋势。按照《风电发展“十三五”规划》，“十三五”期间，预计全国风电新增装机容量8000万千瓦以上，其中，中东部和南方地区陆上风电新增并网装机容量将占到4200万千瓦以上，中东部和南方地区的低风速风电开发将成为重头戏。
显然，电价调整正是主管部门引导行业优化布局和健康发展非常重要的一项措施。
知名风能研究机构MAKE中国市场分析师李小杨在《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》出台后，第一时间对其进行了研究分析。
李小杨告诉本报记者，从电价下调的幅度可以看到，相比2016-2017年的上网电价，一类至四类风区的电价下调幅度分别为14.9%、10%、9.3% 和 5%。一类风区下调幅度最大，四类风区下调幅度最小。这明显反映出，国家政策在向弃风限电较少的中东部和南方地区倾斜。“因此，我们预测在不考虑国家风电基地项目的情况下，一类风区的新增装机增速将会进一步降低。而四类风区中风资源条件较好的省份例如山西、山东、江苏等将成为常规新增风电装机的主力地区。”
“电价下调对各类风区的项目收益影响程度都很大。对于‘三北’地区来说，建设成本可降空间有限，急需解决的仍旧是弃风限电问题，据估算，在最低可利用小时可以保障的情况下，新疆的平均内部项目收益率可增长1-2%，甘肃可增长3-4%。 ”李小杨称，“对于中东部及南部地区而言，急需解决的问题则是降低建设成本。在风资源相对较好的省份例如山东、福建等地在建设成本降低10%的情况下，平均内部项目收益率在2018年的电价水平上可以保持在8%以上。 然而有些省份受到自身风资源限制，即使没有弃风限电，也不具备大规模开发风电的条件。”
“核准”抢装取代“吊装”及“并网”抢装
李小杨对记者表示，对比2015年的电价下调政策，刚刚发布的政策可以看到两个明显的调整。 第一是云南省由四类风区调整到了二类风区，第二是电价的符合条件发生了改变。
“云南的风区调整是我们意料之中的，我们在之前发布的研究报告中也都提出中国的风资源区域划分存在不合理的地方，相同风区的省份之间平均收益率相差过大。那时我们就建议将云南由四类风区调整到二类风区更为合理。”李小杨说，“新的电价符合条件有松有紧。紧体现在，风电项目不仅需要在当年完成核准，同时需要纳入财政补贴年度规模管理，这是之前的电价政策中所没有提到的；松体现在，2018年以前的电价符合条件，从之前的两年核准期开工建设放宽到仅需在2019年底之前开工建设即可。”
鉴于此，李小杨预测，2017年会出现“核准”抢装，而不是“吊装”抢装或“并网”抢装。
马金儒也表示，由于2018年之前已经取得核准并纳入之前年份财政补贴规模管理的项目，只需要在2019年底之前开工即可，开发商无需扎堆在2017年完成吊装或者并网。
因此，业内普遍预计，开发商或将等建设成本进一步下降的情况下再进行开工。
“但由于项目需在2018年以前纳入建设方案并完成核准，我们预计2017年的风电开发建设方案规模相对2016年只增不减。尤其是云南省，由于风区由四类调整为二类，2018年的电价从每千瓦时0.6元直接下调到每千瓦时0.45元，下调幅度达25%，当地开发商为了保住较高电价，必将不遗余力的争取在2017年完成核准。该地区的抢核准现象会非常明显。”李小杨称。
不过，政策归政策，最终还要看市场的反应度。业内人士表示，如果开发商给出错误信号，也可能给2017年的风电市场增添变数。
此轮预期中的调价将对风电行业产生哪些影响？是否会在2017年导致“抢装潮”重现？
业内认为调整较为温和
实际上，调价方案正式发布前，已在业内进行了多次征求意见。根据2016年10月的《关于调整新能源标杆电价的征求意见函》，陆上风电上网标杆电价拟调整为一类资源区0.41元/千瓦时,二类资源区0.44元/千瓦时,三类资源区0.48元/千瓦时,四类资源区0.55元/千瓦时。
新疆金风科技股份有限公司副总裁、董秘兼公司秘书马金儒用“平静”二字概括了行业对此次风电上网电价调整方案发布的反应。她表示，由于此次价格调整方案酝酿的时间比较长，此前也多次征求了各家企业的意见，因而行业的反应是比较平静的。“与征求意见稿相比，最终的调价方案相对比较温和。”马金儒称。
2015年底国家发改委发布的《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》，同时确定了2016年和2018的风电标杆电价，当时确定的陆上风电2018年标杆电价分别为0.44元、0.47元、0.51元、0.58元，但也同时声明，2018年前如投资运行成本发生较大变化，国家可根据实际情况调整上述标杆电价。
“此次下调后价格比2015年底确定的2018年标杆电价价格稍低，这表明行业的技术进步或许比预想中的更快。”一位风电开发商相关负责人告诉记者。
湘电风能有限公司执行董事龙辛认为，风电上网标杆电价下调不会对整机商产生明显的影响。他认为，整机商销售风机设备都是通过投标方式，此前，一些整机厂商为了获得更多的市场份额，不惜血本，使劲杀价。到了现在这个阶段，风机设备降价的空间已经越来越小。
多位风电开发商相关人士向记者表示，从风电开发的角度看，基建等施工成本压缩空间已经很小，在中东部和南方地区等区域开发风电，基建投资甚至有加大的趋势；整机制造商方面也表示，单纯地设备制造成本下降空间也变得越来越小。未来，只有通过技术创新提升机组发电量、加强精细化运维等方式实现风电场全生命周期收益的提高。
马金儒表示，今后，风电行业中运营商将不断提升管理效率，制造商也在持续研发创新，通过技术进步推动产业降低风电度电成本。度电成本的下降有利于抵消上网电价下调对项目经济性的影响。
作为一线人员，湖南凤凰山风电场场长王稳则认为，风电开发企业长期受补贴拖欠和弃风限电两大问题的影响。下调电价对于如何通过精细化运维提升发电效益提出了更高要求。
用价格手段引导低风速布局
刚刚召开的全国能源工作会议明确指出，提升可再生能源消纳能力,加快清洁能源输送通道建设，弃风率超过20%的省份，暂停安排新建风电规模。
在“三北”地区持续弃风限电的背景下，开发中东部和南方地区的低风速风电资源是必然趋势。按照《风电发展“十三五”规划》，“十三五”期间，预计全国风电新增装机容量8000万千瓦以上，其中，中东部和南方地区陆上风电新增并网装机容量将占到4200万千瓦以上，中东部和南方地区的低风速风电开发将成为重头戏。
显然，电价调整正是主管部门引导行业优化布局和健康发展非常重要的一项措施。
知名风能研究机构MAKE中国市场分析师李小杨在《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》出台后，第一时间对其进行了研究分析。
李小杨告诉本报记者，从电价下调的幅度可以看到，相比2016-2017年的上网电价，一类至四类风区的电价下调幅度分别为14.9%、10%、9.3% 和 5%。一类风区下调幅度最大，四类风区下调幅度最小。这明显反映出，国家政策在向弃风限电较少的中东部和南方地区倾斜。“因此，我们预测在不考虑国家风电基地项目的情况下，一类风区的新增装机增速将会进一步降低。而四类风区中风资源条件较好的省份例如山西、山东、江苏等将成为常规新增风电装机的主力地区。”
“电价下调对各类风区的项目收益影响程度都很大。对于‘三北’地区来说，建设成本可降空间有限，急需解决的仍旧是弃风限电问题，据估算，在最低可利用小时可以保障的情况下，新疆的平均内部项目收益率可增长1-2%，甘肃可增长3-4%。 ”李小杨称，“对于中东部及南部地区而言，急需解决的问题则是降低建设成本。在风资源相对较好的省份例如山东、福建等地在建设成本降低10%的情况下，平均内部项目收益率在2018年的电价水平上可以保持在8%以上。 然而有些省份受到自身风资源限制，即使没有弃风限电，也不具备大规模开发风电的条件。”
“核准”抢装取代“吊装”及“并网”抢装
李小杨对记者表示，对比2015年的电价下调政策，刚刚发布的政策可以看到两个明显的调整。 第一是云南省由四类风区调整到了二类风区，第二是电价的符合条件发生了改变。
“云南的风区调整是我们意料之中的，我们在之前发布的研究报告中也都提出中国的风资源区域划分存在不合理的地方，相同风区的省份之间平均收益率相差过大。那时我们就建议将云南由四类风区调整到二类风区更为合理。”李小杨说，“新的电价符合条件有松有紧。紧体现在，风电项目不仅需要在当年完成核准，同时需要纳入财政补贴年度规模管理，这是之前的电价政策中所没有提到的；松体现在，2018年以前的电价符合条件，从之前的两年核准期开工建设放宽到仅需在2019年底之前开工建设即可。”
鉴于此，李小杨预测，2017年会出现“核准”抢装，而不是“吊装”抢装或“并网”抢装。
马金儒也表示，由于2018年之前已经取得核准并纳入之前年份财政补贴规模管理的项目，只需要在2019年底之前开工即可，开发商无需扎堆在2017年完成吊装或者并网。
因此，业内普遍预计，开发商或将等建设成本进一步下降的情况下再进行开工。
“但由于项目需在2018年以前纳入建设方案并完成核准，我们预计2017年的风电开发建设方案规模相对2016年只增不减。尤其是云南省，由于风区由四类调整为二类，2018年的电价从每千瓦时0.6元直接下调到每千瓦时0.45元，下调幅度达25%，当地开发商为了保住较高电价，必将不遗余力的争取在2017年完成核准。该地区的抢核准现象会非常明显。”李小杨称。
不过，政策归政策，最终还要看市场的反应度。业内人士表示，如果开发商给出错误信号，也可能给2017年的风电市场增添变数。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201802/02/282784.html
