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國家補貼取消,中國海上風電凜冬降至?

來源:界面新聞  撰稿人:  發布時間:2020年01月09日 瀏覽:
摘要:

  中央補貼取消已無回旋余地。業內將希望寄托于地方政府接力中央補貼。

  中國政府取消海上風電補貼,比業內預期來的更早一些。

  多位業界人士向界面新聞記者證實,國家財政部已明確,從2022年起,取消新核準海上風電項目的國家補貼。本著“誰發展誰補貼”的原則,鼓勵地方政府自行補貼,支持本地海上風電項目的建設。

  海上風電補貼抽離在2018年已有預警,但該消息仍在業內引發爭議。

  多位業內人士對界面新聞記者表示,這對起步不久、正在火熱建設中的中國海上風電而言,將造成重大、甚至致命打擊。

  據界面新聞記者了解,此前半年,中國風能行業協會向國家能源局提交了大量材料,數次呼吁海上風電補貼退坡延期。

  業界人士普遍認為,從產業發展規律和現狀看,國內海上風電真正能夠實現零補貼,要在2025年之后。

  多位行業人士曾發聲,希望政策決定者充分考慮海上風電成本的下降趨勢、項目合理收益水平,五年內保持合理補貼,穩定市場預期。

  目前看,中央補貼取消已無回旋余地。業內將希望寄托于地方政府接力中央補貼。

  海上風電是度電成本最高的可再生能源之一,每度電補貼達0.4元,是陸上風電補貼的3倍。

  中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖曾撰文提議,地方政府從2022年開始接力補貼新并網的海上風電項目。當年補貼強度預計約0.2元/千瓦時,此后每年降低0.05元,2026年退坡至零。

  據他測算,這些補貼平均分攤至沿海省份,各省每年約需3.6億-9億元,占廣東、江蘇、福建等主要沿海省份2018年財政收入(一般公共預算收入)比例最高不超過0.3%,最低僅為0.03%。

  秦海巖稱,通過這些補貼,可為地方政府帶來每年超過500億元的固定資產投資以及長久稅收。

  但據界面新聞記者從多位業內人士處了解,地方政府財政補貼支持風電開發商的可能性小,多持觀望態度,行業只能爭取其他政策支持。

  “十三五”以來,中國海上風電發展步伐加快,已進入規?;?、商業化的發展階段。中國整機企業已逐步掌握海上風電的自主知識產權,正進入關鍵技術研發創新發展的關鍵階段。業內多認為,海上風電處于騰飛發展的前夜。

  2018年,中國海上風電新增裝機容量達到165萬千瓦,同比增長42.7%,成為全球海上風電裝機增長最快的國家。

  在補貼退坡的預期下,海上風電在2018年底迎來核準潮,并在2019年出現搶裝熱潮。截至2019年10月底,中國海上風電累計并網裝機達510萬千瓦,完成了“十三五”規劃目標的77%。

  根據國家發改委發布的《關于完善風電上網電價政策的通知》,2019年符合規劃、納入財政補貼年度規模管理的新核準近海風電指導價調整為每千瓦時0.8元,2020年調整為每千瓦時0.75元。

  2018年底前已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0.85元/千瓦時的上網電價;2022年及以后全部機組完成并網的,執行并網年份的指導價。

  相比沿海省份的標桿燃煤電價,目前海上風電的電價補貼高約0.4元/千瓦時。實現平價后,海上風電上網電價將降至約0.45元/千瓦時,幾近腰斬。

  這將使開發商面臨較為沉重的壓力,部分項目也將喪失開發價值。開發商對海上風電開發的積極性或降低。

  火熱發展的海上風電,是否就此步入凜冬?

  一位整機企業海上風電負責人告訴界面新聞記者,以0.85元/千瓦的上網電價計算,廣東區域風電開發商的投資收益率為8%-10%,遼寧區域收益率不足8%。福建區域雖然風資源條件好,但項目離岸距離遠,水深深,造價高,收益達不到預期。

  據該人士介紹,江蘇部分條件優質的海上風電項目,收益率可在10%以上,但江蘇未來新建海上項目基本都在遠海,外送及運維成本大幅增加。

  “目前條件下,各區域海上項目只能滿足開發商的基本收益預期。若以目前的風電造價,匹配平價的上網電價,大部分項目的投資收益率幾近為零?!痹撊耸糠Q。

  對于風機整機商及供應鏈企業而言,因正處于研發投資、質量投資、試驗投資等基礎能力建設階段,補貼抽離,也將對它們造成較大影響。

  上述整機企業人士對界面新聞記者稱,中國海上風電雖歷經十年發展,但前期發展緩慢,設備主要依賴進口,國產設備實現批量化發展僅為近五年,技術進步還未達到平價的程度。

  一位不愿具名的風電企業管理層人士對界面新聞記者表示,海上風電產業鏈長,投資回報周期長,國內主要發電企業、整機商及零部件廠商均已進行長期戰略規劃和大規模的資金投入。補貼驟然抽離,將使馬上取得突破的海上風電發展陷入停滯,企業前期工作和投入面臨巨大損失。

  他認為,海上風電每年的新增并網裝機至少保持300萬千瓦,才能基本滿足海上風電產業持續發展的需要。只有確保市場持續投資,維持相對大的市場規模,才能形成產業集群優勢,實現海上風電的規?;l展,驅動平價的實現。

  但也有觀點認為,海上風電不會因為平價壓力驟然進入寒冬,會有一定緩沖期。但若省級補貼不能跟上,整個行業發展則將異常艱難。

  上述整機企業海上風電負責人對界面新聞記者表示,取消補貼的海上風電項目,是2022年以后的新核準項目。此前,仍有一批海上風電競價項目可以支撐2022-2023年的市場,一定程度上緩沖平價壓力。與此同時,技術突破也將實現度電成本的進一步降低。

  界面新聞記者查閱資料顯示,目前,海上風電的建設成本約為陸上風電的2倍,國內已建成的海上風電場運維費用,也遠超陸上風電。

  在中國海上風電標桿電價執行之初,歐洲大多數國家的海上風電電價與中國持平,甚至更高。

  歐洲競標的海上項目,電價已降至約0.4元/千瓦時。德國、荷蘭已通過競標實現了部分海上風電項目零補貼;法國、英國近期公開招標的海上風電項目最低中標價分別達0.39元/千瓦時和0.35元/千瓦時。

  上海奉賢海上風電項目,是中國首個海上風電競價項目,其上網電價為0.74元/千瓦時,是英國海上風電項目最低價格的逾2倍。

  國家發改委能源研究所可再生能源發展中心副主任陶冶在2019全國大型風能設備行業年會上表示,過去五年,中國海上風電成本下降幅度并不大,每年成本下降比例在20%左右,未來海上風電降成本難度較大,若不能在2025年前實現平價,那中國海上風電很難擴大規模、實現自主發展。

  另一位整機企業人士告訴界面新聞記者,中國海上風電價格比歐洲高,與中國的資源稟賦有直接關系。

  他認為,歐洲海上風電快速發展,除了依靠配額制以及補貼政策扶持外,還得益于全產業鏈扶植政策明晰、審批管理順暢、技術研發補貼稅收優惠,實現了技術進步,快速推動度電成本的下降。

  “歐洲首個海上風電場1991年開工建設,國內首個海上風電場東海大橋10萬千瓦示范項目,2007年才開建。從發展時間段而言,平價腳步并沒有落后太多?!彼f。

責任編輯:上游
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