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风、光不与四时同

国际新能源网  来源:天工开物TGCW  作者:王秀强  日期:2018-06-07
关键词: 风电 光伏 能源结构
  在国内能源结构调整进程中,风电光伏相生相伴、共冷暖。从资本市场的反映看,近半年风电、光伏上市公司走势趋同。尤其是在近期风电竞价分配资源、光伏指标管理新政中,风光市场涨跌步调具有一致性。但认真思考风电、光伏所处的发展阶段,以及两者所处的内外环境,在1-2年的短周期内风光之间的分化正在出现;从3-5年的时间维度看,期看两者经过残酷的政策调整和市场选择后,均会以更经济、更清洁、更有竞争力的姿态回归能源市场,产业间的一致性也将再度回归;此后,风光之间的价格竞争、市场竞争、技术竞争也将随之而来。
 
  从当前看,风电之间的差异化愈加明显:
 
  (1)风电对补贴依赖小于光伏,剔除弃风限电、资源费等隐性成本外,风电实现平价更早更快。
 
  风电与光伏同样面临补贴的压力,不同的是风电对补贴的依赖小于光伏。比较四类资源区标杆电价与当地煤电标杆发现,两者之间的价差在0.15元/千瓦时左右,而光伏各类资源区与煤电标杆电价相比,价差在0.23-0.3元/千瓦时。
 
  国家层面和电网公司正在积极解决弃风限电问题,我们测算在同等幅度的变化下,发电小时数提升带来的收益增加,高于上网电价下降带来的收益减少。
 
  在当前的政策预期下,2020年弃风限电可以得到持续改善;同期在资源税费、路条费、捆绑投资等外部环境改善驱动下,风电工程投资下降提升项目的投资收益。当然,这部分外部成本不可能在短期内完全取消,但对于地方政府而言,违规收费的成本会增加,后期审计、监察、纪检等部门可能参与其中。


 
  
                         图表:不同资源区风电、光伏与燃煤电价之间的价差
 
  (2)风电放量光伏收缩,经历20年洗礼后正进入第三个成长新周期,行业成长具有确定性。
 
  风电经过20年发展,经过三个完成的成长周期,正从少年步入成年。
 
  “十一五”时期风电逐年翻倍增长,这段时间国内整机厂家众多,没有自主研发技术,依靠超国外图纸,支撑起了国内几个千万千瓦风电基地,国内一度有上百家风机制造商、上百种机型,各大运营商跑马圈地,五大四小就是当时储备了大量风资源。
 
  进入“十二五”,受审批制度的约束地方“4.95万千瓦”现象异常突出,风电基地大规模扩张,风电场与电网建设不同步。加之配网电网基础设施不足,叠加风电波动性、间歇性,一度被识之为“垃圾电”,弃风率飙升,行业也从高增长进入萧条期,一些项目发电利用小时数维持在1500小时,一度在盈亏平衡点徘徊。风电行业也在这个时期洗牌,这一时期酒泉风场也出现因风机低压穿越能力不足出现脱网问题,行业一度进入低谷。回过头看,当时的风电是大扩张之后的降温,与眼下的光伏非常相似。
 
  2015年风电标杆电价下调,引发一轮抢装潮,这一轮抢装考验上游设备制造商的供给能力和2017送白菜网研发能力、以及下游运营商的开发能力,风机设备环节的新秩序也在这一时期形成;受2015年抢装透支影响,2016-2017年行业行业新增装机规模放缓,庆幸的是,政策端对风电的支持力度在加码,弃风限电在2017年开始缓解,电力市场改革为新能源成长打开新的空间,风电进入新的成长通道。
 
 
  图表:风电经过20年洗礼正步入成年
 
  (3)考虑竞价分配资源和外部环境改善,风电项目内部收益仍有吸引力。
 
  受限于补贴压力,国家能源管理部门近期调整风电资源分配方式,试水竞价分配风电资源,加速风电平价上网,提高行业竞争力。这是近20年来风电资源管理的重要变化,实际上相关讨论在4月份已经开始,随后出台的清理新能源非技术成本、加快并网消纳等措施均与这次讨论有直接关系。
 
  风电政策与光伏不同,并未限制新增核准规模、新增并网规模,并未下调标杆电价水平,改变的是风电项目的核准方式,改变了风资源的配置方式。同期,光伏领跑者计划为风电提供了镜鉴,预期非理性竞价可以规避。
 
  之所以加快推进竞价分配资源,能源主管部门的意图有三个,一是通过竞价发现风电的真实成本,用以指导风电标杆电价的下调,这一思路与光伏相似,光伏领跑者从2015年开始已有三年时间;二是通过竞价改变风资源配置方式,解决地方行政审批分配风资源的低效率问题,体现风资源的稀缺性,解决长期困扰投资商的隐形成本问题;三是通过竞价使产业上下游分摊由标杆电价到竞价到平价的压力,以补贴为上限,平价为下限,中间部分通过市场竞争分配资源,强者上、弱者下。
 
  以往,影响风电行业经济效益的有两个不确定因素:发电利用小时数、资源费等收费。按照《风电项目竞争配置指导方案(试行)(2018年度)》要求,风资源参与竞价分配有两个重要前提条件:电网接入消纳需要保障、无不合理附加收费。在这样的前置条件下,测算风电项目的收益仍有吸引力,只不过是从15%以上的超额收益中合理回归。
 
 
  图表:在不同情景假设下对二类资源区项目做经济测算,非技术成本下降对冲竞价带来收益减少
 
  (4)看多电改,电力市场化为风电消纳改善提供新空间。
 
  电力体制改革是一个逐步渗透、各个击破、步步为营的过程,我一直强调电改不可能、政策面也不允许一步到位,所有运动式的改革不会善终。我们非常庆幸的看到,改革启动三年多以来,已经在电网侧、发电侧、售电侧取得超过此前预期的进展,比如说目前各省级电网公司输配电价已完成核定、部分跨区工程输电价格确定,这在改革之前都是不可想象的;再如,分布式电源接网、消纳、补贴已经有非常完善的流程,没有改革驱动分布式光伏、分散式风电、冷热电三联产等项目不可能接网,在2012年之前甚至是奢望;再如,跨区新能源发电交易、跨区发电权交易等已经启动,并有西北新能源项目参与交易,这也是改革驱动下,能源交易形态、价格形成机制、消纳市场延伸的创新。
 
  当然,改革启动之初,促进新能源消纳本身就是改革的目的之一。
 
  我们往往忽视潜移默化的变化,对轰轰烈烈的运动报以更多的关切。在电改驱动下,电力市场今非昔比,新能源身处其中,将率先分享改革的红利,尤其是是平价上网之后,风电、光伏、水电、火电将在同一个平台上竞技,新能源本身边际成本低、清洁低碳等优势将会在新的电力市场中得到放大。
 
 
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