eo盘点 | 八大关键词概括可再生能源行业的2016,新一年企业如何面对三大趋势?

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楼主 2018-05-30 13:34:31
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eo记者 何诺书


2016年对中国可再生能源行业来说是变动和发展并存的一年。弃风、弃光的急剧恶化使行业大伤元气,正当新能源企业挣扎求存时,“十三五”规划的发布似乎又给行业指出了方向,带来了希望;随着技术创新、领跑者计划和光伏扶贫等政策的推进,企业同时面对着下降的成本趋势和逐步退坡的电价机制……eo总结了2016年可再生能源行业的八大关键词,在这些关键词的引领下,行业走完了艰难但也有鼓舞时刻的一年,但埋下的种子能否发芽还得看政府和企业如何继续深耕下去。


“十三五”规划

电力“十三五”规划以及风电、光伏的专项“十三五”规划相继出台,业界翘首以盼近一年的这只靴子终于落地。电力“十三五”规划提出大力发展新能源,到2020年,全国风电装机达到2.1亿千瓦以上,其中海上风电500万千瓦左右;太阳能发电装机达到1.1亿千瓦以上,其中分布式光伏6000万千瓦以上、光热发电500万千瓦。


风电“十三五”专项规划则更细致地阐述了解决当前风电发展面临问题的思路,提出加快发展中东部和南方地区风电,在“三北”区域则着重解决存量。光伏“十三五”则着重提到对光伏发电的成本要求,到2020年,光伏发电电价水平在2015年的基础上下降50%,成本低于0.8元/千瓦时。


电力“十三五”规划及各专项规划的出台为可再生能源下一阶段的发展奠定了政策依据和战略路线。当前,可再生能源正面临发展瓶颈,弃风弃光空前恶化,在电力盈余的大背景下,可再生能源与其他能源之间的竞争日益激烈。“十三五”规划除了提出规划目标和大方向以外,还需要对战略路线进一步细化,在落实规划的过程中如何协调不同能源之间的关系,如何协调可再生能源发电各个环节之间的关系都是巨大的挑战。


弃风弃光恶化

2016年11月,国家能源局公布了2016年前三季度风电运行情况,截至2016年9月底,风电平均利用小时数1251小时,同比下降66小时;风电弃风电量394.7亿千瓦时,同比增加247亿千瓦时;平均弃风率19%,同比上升9.5个百分点。2016年是有史以来弃风限电最严重的一年,全年的弃风限电情况可能更严重。


光伏方面,2016年上半年,西北五省(区)光伏利用小时数611小时,弃光电量32.8亿千瓦时,弃光率19.7%。西北五省(区)中,新疆、甘肃光伏发电运行较为困难,弃光率为32.4%和32.1%。受630抢装潮影响,2016年光伏装机容量剧增,半年就已经完成了全年的规划指标,西北区域出现大规模弃光,部分省(区)是第一次出现明显的弃光现象。


弃风、弃光的恶化反映了当前可再生能源发展受阻的症结所在,大型基地模式的建设思路埋下的隐患开始集中爆发,坚固的省间壁垒使可再生能源的跨区输送阻力重重。国家能源局采取了各种措施,如推动直接交易、试行风电供暖等,但成效都不明显。弃风、弃光造成重大的经济损失,甘肃、新疆等地的风电企业严重亏损、举步维艰。


成本下降

2016年是光伏发电成本大幅下降的一年。2016年上半年,光伏装机容量暴涨,建设规模的扩大以及技术革新使得光伏发电成本价格有了较大的下降,此外,2016年下半年,在领跑者计划的招标机制下,光伏项目开发商积极竞价,有效地推动了光伏发电价格的持续下降。根据企业相关人士透露,到2016年第三季度,光伏电站系统成本对比过去一年下降了将近1元,目前有很多开发商能把系统成本做到6.5元/瓦左右。组件成本的下降趋势也非常明显,领军企业阿特斯相关人士表示,2016年第一季度,光伏组件成本已经降到0.41美元,预测2017年第四季度之前就有希望降到0.29美元。


尽管有着比较可观的成本下降趋势,行业仍面临着一定的压力。一方面,在“十三五”规划中,国家能源局提成了更具体的成本目标,“到2020年,在2015年基础上下降30%,中东部地区建设成本7-8元/瓦,发电成本0.8元/千瓦时左右;西部地区建设成本6-7元/瓦,发电成本0.7元 /千瓦时左右。太阳能热发电建设成本在20元/瓦以下,发电成本接近1元/千瓦时”。另一方面,如何在成本快速下降时期保证施工和产品质量是企业的重要任务,目前成本下降虽快,光伏电站生命周期若不能达到设计水平也将大大影响收益。


领跑者计划

2015年,国家正式启动光伏领跑者计划,希望通过招标机制大幅降低光伏价格。2016年,这项计划圆满落幕,完成了八个基地项目共5.5GW的电站招投标,中标电价最低达到0.45元/千瓦时。围绕领跑者计划低价中标的争议贯彻整个计划始终,有部分观察人士认为,领跑者招标造成恶性低价竞争,对行业伤害很大;也有人认为,领跑者计划的价格战在合理范围内,在光伏成本大幅下降的背景下,企业报出较低价格争取越来越稀缺的电站资源合情合理。


随着光伏电站审批越收越紧,企业想继续通过开发电站获得收益是越加困难。为了遏止光伏电站建设的乱象,国家能源局通过领跑者计划重新把几个重要区域的电站资源统筹起来,在领跑者和光伏扶贫框架以外,企业自行申报建设电站几乎不太可能了,最多能做些10MW、20MW的项目。2017年,国家能源局还将继续推动领跑者计划二期,进一步收紧对电站资源的管控,继续倒逼企业降价。但由于2016年领跑者的低价竞争争议,在新一轮领跑者计划推进中,能源局很可能会对招标规则进行修改,提高技术分,使该计划的“择优”诉求也能有效体现。


光伏扶贫

2016年4月,国家主席习近平视察安徽金寨县光伏扶贫项目;5月,国家能能源局局长努尔·白克力也在协鑫集团董事长朱共山的陪同下视察了金寨光伏扶贫项目。2014年就开始的光伏扶贫在2016年终于成为中国光伏产业发展的重要一页。但这项看似前景光明的扶贫战略很快就遇上了瓶颈。在宁夏几个光伏扶贫试点,不是光伏系统压根没建起来,就是搭好了光伏板但没有正式发电。目前,多个省、区虽积极开展光伏扶贫,但很多地方没能解决扶贫资金问题,一些原计划由政府出资解决初始资金的试点,地方政府拿不出钱来,银行也不愿意贷款,企业垫付更是心有余而力不足。2016年以来,光伏扶贫声势浩大,但真正落到贫困户的收益不如预期。对于企业来说,光伏扶贫的优势在于通过扶贫试点,政府会把项目的用地和并网相关事项统筹处理好,省下企业许多前期投入,但在项目实施过程中,各地情况差异较大,有些地方还出现了低价中标,施工、产品质量不过关的情况。光伏扶贫要真正为贫困人群带来收益,还需要政策制定者理顺政策和市场机制,也需要地方政府和企业针对实际情况开展踏实的调研和规划才能保证项目的可行。


市场交易

由于弃风、弃光严重恶化,国家能源局采取了各种缓解办法,其中直接交易、替代交易等市场交易手段是主要的措施。目前,在“三北”区域,新能源企业几乎都需要参与这样的交易来获取聊胜于无的发电权,保证微薄的收益。但直接交易机制存在的各种问题,一开始也受到企业的大力反对。2016年1月,一份由五大发电集团旗下的新能源企业联署的意见函被递交到了国家发改委。这一意见函反映的主要就是甘肃目前新能源企业参与直接交易的矛盾和问题,认为其只能降低电价,不能解决消纳问题。甘肃是新能源参与直接交易规模较大的区域,同时也是新能源企业压力最大的区域,这些企业参与直接交易与火电竞价,等于是一场惨烈的生存游戏。8月,甘肃工信委下大了《2016年优先发电计划》,风电最低保障收购年利用小时数只有500小时,光伏为400小时,加上直接交易市场新能源普遍以零电价参与交易,企业生存困境更加凸显。


尽管如此,国家能源局推动新能源企业参与电力交易的态度还是较为坚决,当前形势下,新能源企业基本没有选择。而在电力交易过程中出现的各种问题,目前也没有较好的解决方案,企业呼吁各地方政府相关部门在组织和推动交易的同时,可以更多地研究交易方法的创新,并且改善交易机制。


电价退坡

日前,国家发改委对光伏和风电的标杆电价调整方案正式发布,该方案对比2016年10月份流出的征求意见函方案有一定的变动,总体来说,电价下调的幅度较为和缓。根据发改委通知,2017年1月1日之后,一至三类资源区新建光伏电站的标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.65元、0.75元、0.85元,比2016年电价每千瓦时下调0.15元、0.13元、0.13元。同时明确,今后光伏标杆电价根据成本变化情况每年调整一次。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。


2016年以来,关于可再生能源标杆电价的调整一直是行内最热门的话题之一,根据现有标杆电价+补贴的定价模式,上网电价轻微调整对新能源企业的收益影响都不容小觑。但由于近十年来可再生能源的飞速发展,可再生能源发展基金补贴池已逐渐干涸,国家能源局副局长李仰哲透露,目前这项补贴资金的缺口高达550亿元。电价下调一方面是要体现光伏发电价格下降的趋势,一方面也是补贴捉襟见肘的现实所迫。现行可再生能源电价体制的变革也提上了议程,在电力体制改革的大背景下,企业和各相关机构都开始呼吁更市场化的定价方式,而在市场化定价还没浮出水面之前,每隔一段时间调整一次价格的退坡机制会持续给企业带来降成本的压力。


配额制破冰

2016年是可再生能源配额制取得重大突破的一年。年初,国家能源局接连出台了《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》、《关于建立燃煤火电机组非水可再生能源发电配额考核制度有关要求的通知》,初步确立了可再生能源配额制的基本框架。在《意见》中,全国各省(市、区)都被分配到具体的可再生能源消纳指标,国家能源局会通过派出机构等会根据各省(市、区)的总发电量、全社会用电量、非水电可再生能源发电量、跨区交易电量等统计数据和行业监测信息,对各省(自治区、直辖市)及相关省级电网企业完成的非水电可再生能源电力消纳量比重指标情况进行核算。根据《意见》制定的目标,许多东部和南部的发达省份将要负担起较大的可再生能源消纳任务,如北京10%、江苏7%、广东7%,这些比重指标对东部和南部发达省份来说并不容易完成。因此,中东部和南方某些发达大省对配额制推进的阻力不容小觑,配额制从研究探讨、制定框架,到正式出台实质性的制度文件,过程漫长,困难重重。国家能源局官员为此曾在公开场合对这些省份喊话,指出中东部和南方省份的可再生能源开发利用情况不尽如人意,有的省与规定的比重目标差距还比较大,能源局表示还将继续加大可再生能源配额制的推进力度。


可再生能源配额制被认为是最有可能打破省间壁垒,促进新能源在不同省份间输送消纳的政策。并且在可再生能源配额制的政策大框架下,还可以发展绿证交易等衍生机制,对可再生能源的市场化改革有非常重要的作用。但目前,配额制的具体考核办法尚未出台,对承担消纳义务的省份(市、区)进行考核是保证该制度能切实执行的基础,这将是2017年业界关注的重点之一。


2017,long way to go...

踏入2017年,可再生能源行业可能需要面对一个更复杂的局势:

1、制度改革持续深化。过去一年里,国家能源局力推可再生能源配额制及相应的绿色电力证书,相关官员在公开场合多次宣传、呼吁企业、电网,甚至地方政府积极响应这项政策。这项政策目前被认为是最有可能解决或缓解当前新能源限电困局措施,但也因其与中东部和南方部分大省的利益不符而遭受较大阻力。2017年,可再生能源配额制的持续推进明显将成为能源局在新能源相关制度建设方面最重要的工作,能源局相关官员将其称之为“重大的政策调整”。目前,可再生能源配额制只能说基本搭起了一个政策框架,还有很多实施细则有待完善,尤其是对各省(区、市)的新能源消纳义务具体如何实施考核、绿证交易体系如何搭建,都是业界最关心的问题,也是这项政策能否真正带来改变的关键所在。


2、增长趋向平稳。2016年下半年,国家能源局对“三北”区域的风电以及西北地区的光伏电站的项目审批明显收紧,“三北”限电严重区域原则上不再核准新项目,光伏电站项目通过领跑者计划由国家能源局统筹,并且2017年开始将实行光伏电站新价,大型电站利润压缩严重,“十三五”期间可再生能源很难保持以往的高速增长势头。风电方面,新建项目将在能源局的引导下向中东部、南方以及海上风电转移,但这些区域的开发难度都比较大,国家能源局相关官员透露,根据能源局掌握的情况,将尽量保持风电每年2000万千瓦的增长速度。光伏方面,虽然电价政策向分布式倾斜,其固有的很多问题难以解决,可以预期这一板块将迎来较大突破,但短期内难以指望其为光伏装机带来显著的增长贡献。


3、企业可能面临更严酷的成本和竞争压力。刚刚公布的风电和光伏新价虽然调价力度比此前透露的和缓,但对企业来说仍是金箍圈一枚。新能源企业,尤其是风电相关企业面临着较大的成本下降压力。此外,在“三北”大范围限电的背景下,新能源企业参与市场交易竞争已经成为常态,在可以预见的未来一段时间里,市场交易可能都将是政府解决限电问题的主要手段。从2016的情况来看,弃风、弃光情况在持续恶化,2017年如果政策机制没有根本变化,经济形势和社会用电量没有显著提振,限电魔咒也难以除下,企业能承受多惨烈市场交易竞争?这恐怕是新的一年里最让人担忧的一个问题。

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