距離2020年“風火同價”的節點越來越近,2018年乃至今后兩年,風電行業將呈現出何種新趨勢?
風電降價步入新周期
2018年將成為風電持續降低度電成本的關鍵一年。
新能源財經數據顯示,2017年全球陸上風電度電成本已下降至每千瓦時6.7美分,成為最經濟的綠色電力。國際可再生能源署預測,隨著風機容量系數的提高和投資成本的降低,風電度電成本2025年有望降到5美分。
受到電價調整政策的激勵,2017年運營商積極推動新項目核準,各地能源主管部門也在核準計劃上給予支持。預計2018年和2019年將是風電開工建設的又一個高峰期。
數據顯示,2018年前核準未建設的風電項目約達到114.6吉瓦。根據風電電價調整方案,這些項目需趕在2018年和2019年開工建設,以獲得0.47—0.60元/千瓦時的上網電價,否則上網電價將被調整為0.40—0.57元/千瓦時。
海上風電迎規模化發展
隨著我國海上風電電價政策明確,建設成本持續優化、配套產業日漸成熟,海上風電也迎來“加速期”。按照規劃,2020年我國將確保海上風電并網5吉瓦,開工10吉瓦。但實際上,目前各省中長期規劃的海上風電已超過了56吉瓦。
數據也印證了海上風電的“熱度”。2017年1-11月國內風電項目公開招標容量為25吉瓦,與2016年同期持平。其中,海上風電項目招標3.1吉瓦,同比增長約1倍,占全國招標量的 12.4% ,投資需求呈現良好發展勢頭。
2017年新增風電裝機量最終數據雖未發布,但業內普遍認為,這一數據同比會有所下滑,或達不到2000萬千瓦。根據多家整機商反饋的信息,雖然新增裝機量下滑,但手持訂單量并未出現大滑坡。
業內分析,新增裝機量和手持訂單量的不同步,或與風電項目向中東部和南方地區轉移有關,這些區域地形復雜,項目建設工期長導致了上述不同步現象。
數字化加速產品迭代
數據顯示,2017年1月-11月,市場中2兆瓦級機組招標容量達到16.4吉瓦,占全國招標量的66%,2.5兆瓦機型占比7.5%,3.0兆瓦占比6.4%。從區域分布來看,南方市場占比繼續提高,南方、北方項目分別占全國招標量的46%和54%。
隨著國內風電市場產品同質化程度加深,更大葉輪直徑的新機型頻繁推出,帶動老機型價格走低,2017年第三季度2兆瓦風電機組市場投標均價下降至3700元-3800元/千瓦左右,2017年累計降幅為7%。2.5兆瓦風電機組市場投標均價也隨著產品更迭調整至3800元-3900元/千瓦。
數字化技術應用進一步推動了風電機組迭代速度提升。這一趨勢在未來幾年會更加明顯。
產品迭代速度的加快,反映出的是設計效率的提升。以前一款新機型從研發到推向市場需要3-5年時間,現在可能只需要1年時間。同時,近年來數字化技術也推動發電效率有10%-20%的提升。
之前,大數據分析等數字化技術主要應用于后端的風電場運維,現在應用范圍正在擴大,并突出表現為不斷地向設計、研發等前端延伸。與此同時,技術成熟度也更高了。
業內認為,風電是資產密集型行業,數字化會把整個行業變得透明。透明化之后,投資、收益、風險就能看得更清楚,資本才更愿意進入這個行業,風電產業與金融資本才能實現更好融合發展。
分散式風電破局
分布式能源是能源轉型的核心方向之一。2017年,分布式光伏實現爆發式增長。2018年,分散式風電將迎來破局契機。
目前,分散式風電在我國風電裝機總量中不足1%,既暴露了發展的困境,也預示了發展的潛力。
早期我國分散式風電發展滯后,主要根源在于配套政策不完善。集中式風電和分布式光伏都有非常明確、規范的審批流程,相比之下,各地分散式風電審批流程一度既不明確,也不夠簡化,制約了其大規模發展。
由于規模較大,集中式風電可以攤銷基建成本、吊裝成本、管理成本等,所以從成本和收益角度講,集中式風電回報率更高。
現在,受棄風限電、紅色預警等因素影響,短期內“三北”地區發展集中式風電的空間進一步壓縮,同時,隨著風電技術水平的提升,在復雜的地形條件和工況下運作項目的能力增強。
就算是裝機容量較小的項目,也可以實現布局方案最優的精準設計,從而進一步增大了分散式風電的發展空間。
伴隨分布式發電市場交易試點的實施,電改全面激活需求側市場,分散式風電成本也有望加速降低,推動平價上網時代盡快到來。對于分散式風電來說,2018年是值得期待的一年。