2018年1月1日起，新核準的風電項目將執(zhí)行調低后的新上網(wǎng)電價，風電進入新一輪的降成本周期。距離2020年“風火同價”的節(jié)點越來越近，2018年乃至今后兩年，風電行業(yè)將呈現(xiàn)出何種新趨勢？
風電降價步入新周期
2018年將成為風電持續(xù)降低度電成本的關鍵一年。
彭博新能源財經(jīng)數(shù)據(jù)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(jīng)濟的綠色電力。國際可再生能源署預測，隨著風機容量系數(shù)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。
金風科技副總裁兼董事會秘書馬金儒日前對記者表示，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(shù)據(jù)顯示，2018年前核準未建設的風電項目約達到114．6吉瓦。馬金儒認為，根據(jù)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(wǎng)電價，否則上網(wǎng)電價將被調整為0．40—0．57元／千瓦時。
海上風電迎規(guī)?；l(fā)展
隨著我國海上風電電價政策明確，建設成本持續(xù)優(yōu)化、配套產(chǎn)業(yè)日漸成熟，海上風電也迎來“加速期”。按照規(guī)劃，2020年我國將確保海上風電并網(wǎng)5吉瓦，開工10吉瓦。但實際上，目前各省中長期規(guī)劃的海上風電已超過了56吉瓦。
金風科技提供的數(shù)據(jù)也印證了海上風電的“熱度”。2017年1－11月國內(nèi)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(xiàn)良好發(fā)展勢頭。
2017年新增風電裝機量最終數(shù)據(jù)雖未發(fā)布，但業(yè)內(nèi)普遍認為，這一數(shù)據(jù)同比會有所下滑，或達不到2000萬千瓦。根據(jù)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(xiàn)大滑坡。
馬金儒也透露，2017年第三季度金風科技在手訂單繼續(xù)增加，達到15．4吉瓦，維持在歷史高位。業(yè)內(nèi)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(qū)轉移有關，這些區(qū)域地形復雜，項目建設工期長導致了上述不同步現(xiàn)象。
數(shù)字化加速產(chǎn)品迭代
金風科技提供的數(shù)據(jù)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(qū)域分布來看，南方市場占比繼續(xù)提高，南方、北方項目分別占全國招標量的46％和54％。
隨著國內(nèi)風電市場產(chǎn)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(chǎn)品更迭調整至3800元－3900元／千瓦。
金風科技研發(fā)中心數(shù)字化副總經(jīng)理李富榮告訴記者，數(shù)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(chǎn)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(fā)到推向市場需要3－5年時間，現(xiàn)在可能只需要1年時間。”李富榮說，“同時，近年來數(shù)字化技術也推動發(fā)電效率有10％－20％的提升。”
李富榮告訴記者，之前，大數(shù)據(jù)分析等數(shù)字化技術主要應用于后端的風電場運維，現(xiàn)在應用范圍正在擴大，并突出表現(xiàn)為不斷地向設計、研發(fā)等前端延伸。與此同時，技術成熟度也更高了。
業(yè)內(nèi)認為，風電是資產(chǎn)密集型行業(yè)，數(shù)字化會把整個行業(yè)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(yè)，風電產(chǎn)業(yè)與金融資本才能實現(xiàn)更好融合發(fā)展。
分散式風電破局
在天誠同創(chuàng)副總經(jīng)理金震威看來，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(xiàn)爆發(fā)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(fā)展的困境，也預示了發(fā)展的潛力。
“早期我國分散式風電發(fā)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(guī)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(guī)模發(fā)展。”金震威說。
金震威表示，由于規(guī)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(xiàn)在，受棄風限電、紅色預警等因素影響，短期內(nèi)“三北”地區(qū)發(fā)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(xiàn)布局方案最優(yōu)的精準設計，從而進一步增大了分散式風電的發(fā)展空間。
“伴隨分布式發(fā)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(wǎng)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。”金震威說。
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