陸上風電電價降低2分錢意味著什么？

　　陸上風電電價降低2分錢意味著什么？

　　近期,對于可再生能源電價下調的消息接連不斷.坊間有傳聞稱，陸上風電、光伏發(fā)電標桿上網電價2016年的調整幅度或在0.02元/kWh~0.03元/kWh之間。

　　盡管電價下調有各種說法，但可以確定的是,按照國務院2014年11月印發(fā)的《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃》,到2020年風電與煤電上網電價相當.這就意味著,陸上風電的上網電價已經進入下行通道.如果按照預期2020年風電電價在目前標桿電價的基礎行降低0.1元/kWh，那么就意味著未來5年每年下降0.02元/kWh。

　　電價下調壓力驟增，三北限電問題有增無減，中東部開發(fā)環(huán)境漸趨復雜，風電企業(yè)再次面臨巨大的壓力。

　　提升80個小時滿發(fā)電量

　　陸上風電電價下調2分錢意味著什么?

　　在日前舉辦的首屆遠景能源技術高峰論壇上,遠景能源風場解決方案總監(jiān)許峰飛表示,2分錢意味著投資企業(yè)IRR降低2.0%左右.“電價每降低2分錢，資本金IRR降低1.12%~2.70%，5年后IRR降低5.6%~13%不等?！?/p>

　　他進一步解釋說，為了要抵消掉2分錢電價的影響，那么從降低成本角度看,2分錢意味著要降低300元/kW造價成本。也就是說，若要維持IRR不變，電價每降低2分錢，造價降低約300元/kW，5年降低約1500元/kW。

　　“從提高發(fā)電量角度, 2分錢意味著約80個滿發(fā)小時發(fā)電量。維持IRR不變，電價每降低2分錢，發(fā)電量提升需提升3.41%~4.28%不等才能抵消?！彼f。

　　遠景能源副總經理王曉宇表示，在陸上電價不斷下行的趨勢下，風電場綜合解決方案的意義凸顯出來，提高發(fā)電量，推低度電成本,要從風電場技術研發(fā)開始。

　　“風機設備成本降低10%才只有400元左右,而風電場總體工程造價降低10%就能節(jié)省800元。在風資源開發(fā)環(huán)境日益復雜的當下，從風電場整體的解決方案入手，精益管理提高風能的利用效率，是推低風電度電成本的必然選擇。”王曉宇說。

　　事實上,這一點也正在得到行業(yè)的共識.中國風能協(xié)會秘書長秦海巖表示，今年年底我國并網風機容量有望達到1.2億千瓦,巨大的市場容量拉動了產業(yè)的發(fā)展和風機技術的進步.目前國內品牌風機技術水平在很多方面都已經處在歐洲前列?！斑h景能源做了很多功課,進行了認真準備,給我們介紹了很多振奮人心的風機技術。從行業(yè)本身來看,風機企業(yè)還有很大的創(chuàng)新空間?！鼻睾r說.

　　中國農機工業(yè)協(xié)會風能設備分會楊校生理事長也認為,遠景能源一直重視技術研發(fā),高起點高目標,跟隨中國風電產業(yè)發(fā)展導向，率先進入低風速地區(qū)，大膽創(chuàng)新取得成功。成立短短這幾年對風電開發(fā)建設和管理的理解和認識都有比較深刻的認識.“探討電價持續(xù)下調背景下的風電開發(fā)技術創(chuàng)新解決方案，號召業(yè)界通過技術創(chuàng)新來推動我國風電產業(yè)轉型升級和可持續(xù)發(fā)展。期待更多的遠景能源在風電技術創(chuàng)新方面進一步發(fā)揮引領作用.”

　　風電場的出生決定一生

　　“安徽、江蘇的低風速風電場的運行案例告訴我們，風電場開發(fā)并不是一般意義上的工程建設，而是一個高度集成和復雜的產品開發(fā)。風電場本身就是一個產品，是需要研發(fā)的。”王曉宇說.

　　失之毫厘，謬之千里。這句話用復雜地形風電場前期測風上再恰當不過。遠景的技術人員在現場工作中發(fā)現，由于測風方案的設計與實施欠佳，以及現有評估軟件功能的局限性，使得微氣候的影響未能被充分識別，部分機位實際發(fā)電量和前期評估發(fā)電量相差超過30%.

　　隨著我國風電可開發(fā)條件愈加復雜，風電投資企業(yè)更加理性化，從過去的單純關注裝機數量轉變?yōu)椤皵盗亢唾|量”并重，產生了更加合理和急迫的科學管理能量利用率的訴求。許峰飛告訴記者，從風電場開發(fā)的角度看，從前期開始要加強風險管理提升收益?！芭e個例子，某風電場容量300MW，遠景的14座測風塔很好的代表全場，相比臨近風場，同等資源水平下年發(fā)電小時優(yōu)化提升18%以上。”

　　測風數據完整性差也會帶來風險。數據完整性低，測風不足一年，不同的處理標準、方法，導致風速差異達到6%,電量差異甚至達到12%。遠景能源的格林平臺，建立企業(yè)級測風數據解決方案，力求實現測風塔數據的高效和高精度處理。“0.1m/s的風速誤差帶來2.5-3%的電量相對誤差、1.5%的資本金IRR絕對誤差。

　　測風塔遠程監(jiān)控可確保測風數據高完整性?！痹S峰飛說。

　　風資源評價及微觀選址也是控制風險提高電量的重點。王曉宇表示，格林平臺可以通過流體建模，使用CFD技術實現機位誤差小于5%。相比單機商業(yè)軟件,單臺工作站，格林平臺具有超級計算中心,可以處理3000萬~1億網格量，網格分辨率推薦5m~30m。

　　提升能量可利用率是現實選擇

　　能量利用率(簡稱EBA)是實際發(fā)電量和理論發(fā)電量的比值，是一個非常客觀風電場評價體系，最早由國際電工協(xié)會提出，但在國內風電場實際被采用的并不多。其原因一是計算的難點存在于理論發(fā)電量上，需要對風資源有準確的把握;二是精確計算的難度，單靠SCADA等軟件是沒有辦法掌握的，需要有精算的管理信息系統(tǒng)。

　　王曉宇表示：“目前中國風電場的時間可利用率平均達到了98%，處于世界領先水平。風機進入較高時間利用率的階段以后，再沿用這樣的指標評體系，實際上就進入了一個誤區(qū)，因為它模糊了好風機與壞風機、好風場與壞風場的差別，從發(fā)電量的角度看，它對價值創(chuàng)造的意義已不大。從中國風電平均發(fā)電小時數并不高的事實也能看出，基于時間可利用率的評價標準已不再適用。”

　　過去風電場的管理系統(tǒng)中并沒有納入當地的風資源數據和風電場基本數據?，F在，通過能量利用率管理，把風電場的實際數據納入管理系統(tǒng)，從而提高管理的精度。為了提升風電資產發(fā)電效率，遠景能源推出了以能量利用率(EBA)為核心評價指標的格林云平臺，隨后又推出了最新的EBA模塊。

　　據了解，通過EBA模塊的人工智能和數據挖掘技術精準計算，可以得出各類因素損失的發(fā)電量和影響EBA的比重，讓投資人和業(yè)主清晰地看到損失在哪。EBA評估模塊可以客觀地衡量不同風電場的能量捕獲水平和電量損失水平，以便確立準確的績效考核指標。此外，從風電場資產全壽命管理的角度看，EBA評估模塊對接前期投資決策，為前期資產投資能量效率定標，以后期EBA指標為前期決策保駕護航。風場運行階段，資產運行管理透明化，為未來風電場技改優(yōu)化建立“診斷檔案”，進而幫助業(yè)主理性選擇資產優(yōu)化方案以及社會化的資產管理服務。

　　業(yè)內人士表示，EBA體系的價值不只是能有效挖掘存量資產的潛力，更重要的戰(zhàn)略價值在于，它能讓這個巨大但卻缺乏服務標準的運維市場變得成熟和健康。

　　《關于完善陸上風電、光伏發(fā)電上網標桿電價政策的通知》（討論稿）

　　為落實國務院辦公廳2014年發(fā)布的《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃(2014-2020)》關于“到2020年風電發(fā)電與煤電上網電價相當，光伏發(fā)電與電網銷售電價相當”的目標要求，長期合理引導新能源投資，促進風電、光伏發(fā)電等新能源產業(yè)健康有序發(fā)展，推動各地新能源平衡發(fā)展，提高可再生能源電價附加資金補貼效率，依據《可再生能源法》，決定適當調整新投陸上風電和光伏發(fā)電上網標桿電價政策，現就有關事項通知如下：

　　一、實行陸上風電、光伏發(fā)電(光伏地面電站或按地面電站管理的分布式光伏電站，下同)上網標桿電價隨發(fā)展規(guī)模逐步降低的價格政策，具體價格見附件一和附件二。陸上風電、光伏發(fā)電項目自投運起執(zhí)行標桿上網電價或電價補貼標準，期限原則上為20年。今后經營期內出現運行成本大幅降低，相關新能源項目整體收益水平明顯偏高的情況，國家發(fā)展改革委將研究適當降低上述標桿電價。

　　二、陸上風電、光伏發(fā)電上網電價在當地燃煤機組標桿上午那個電價(含脫硫、脫硝、除塵)以內的部分，由當地省級電網負擔;高出部分通過國家可再生能源發(fā)展基金予以補貼。其中，完成國家能源主管部門確定的燃煤機組超低排放改造任務80%的省份，燃煤機組標桿上網電價含超低排放環(huán)保電價。

　　三、鼓勵各地通過招標等市場湖方式確定相關新能源項目業(yè)主和上網電價，但通過競爭方式形成的上網電價不得高于國家過頂的當地陸上風電、光伏發(fā)電標桿上網電價水平。

　　四、各陸上風電、光伏發(fā)電企業(yè)和電網企業(yè)必須真實、完整地記載和保存相關發(fā)電項目上網交易量、價格和補貼金額等資料，接受有關部門監(jiān)督檢查。各級價格主管部門要加強對陸上風電和光伏發(fā)電上網電價執(zhí)行和電價附加補貼結算的監(jiān)管，督促相關上網電價政策執(zhí)行到位。

　　五、上述規(guī)定自2016年1月1日起執(zhí)行。今后，每年1月1日以后備案(核準)的陸上風電、光伏發(fā)電項目，以及當年1月1日以前備案(核準)但于第二年1月1日以后投運的陸上風電項目和當年1月1日以前備案(核準)但于當年4月1日以后投運的光伏發(fā)電項目執(zhí)行當年的上網標桿電價。

　　附：討論稿中未來5年全國風力發(fā)電標桿上網電價調整方式：

　　一類資源區(qū)可能從現有的0.49元每千瓦時(下同)，于2016年至2020年逐步下調至0.47元、0.45元、0.43元、0.41元和0.38元。該資源區(qū)包括了內蒙古自治區(qū)除赤峰市、通遼市、興安盟、呼倫貝爾市以外其他地區(qū);新疆維吾爾自治區(qū)烏魯木齊市、伊犁哈薩克族自治州、克拉瑪依市和石河子市。

　　陸上風電的二類資源區(qū)電價，可能從0.52元，下調至0.49元、0.47元、0.45元、0.43元和0.4元。這類資源區(qū)包括了河北張家口市、承德市;內蒙古自治區(qū)赤峰市、通遼市、興安盟、呼倫貝爾市;甘肅省嘉峪關市和酒泉市。

　　三類資源區(qū)或從現行的0.56元，繼續(xù)下降至0.54元、0.52元、0.5元、0.48元和0.45元。這部分資源區(qū)包括了吉林白城、松原;黑龍江省的雞西市、雙鴨山市、七臺河市、綏化市、伊春市，大興安嶺地區(qū);甘肅省除嘉峪關市、酒泉市以外其他地區(qū);新疆維吾爾自治區(qū)除烏魯木齊市、伊犁哈薩克族自治州、克拉瑪依市、石河子市以外其他地區(qū)，以及寧夏回族自治區(qū)。

　　四類資源區(qū)(除一到三類)或從現行的0.61元，降低至0.59元、0.58元、0.57元、0.56元以及0.52元。