【观点】依托自主创新加速中国风电装备制造业发展

整机商谋求技术降本 开发商积极性渐升

竞价重构中国风电

　　作为风能行业最具影响力的盛会之一，不久前落幕的北京国际风能大会暨展览会成为观察行业技术潮流和产业趋势的一个重要窗口。

　　风机产品迭代速度进一步加快、智能化和数字化趋向明显、整机价格大幅下降、整机商越来越全能、风电开发投资主体逐步多元化，这些新迹象共同勾勒出竞价转型期的中国风电众生图。

　　整机价格急剧下降

　　平价之前，竞价先行。竞价在某种程度上意味着降价。降价的空间在哪里?作为在风电项目投资中占比近一半的整机设备首当其冲。

　　今年以来，风电整机招投标报价已下降了近1000元/千瓦，最低单位千瓦报价甚至跌破3000元大关。

　　在竞价政策之下，产业链的价格压力传导不可避免，但怪圈在于，一方面开发商将价格压力传导给整机商;另一方面，整机商却无法将价格压力进一步传导给下游的零部件商，整机商正受到两头挤压。

　　业内人士告诉记者，例如，轴承、铸件等风电整机下游行业属于通用机械行业，如果风电行业不能保证其利润率，这些通用机械行业就会把重心转向其他行业，因此，风电整机商对下游的议价能力并不强。

　　另据整机商相关人士透露，在竞价环境下，一些开发商为了更有效管控潜在风险，不仅没有降低自身的项目内部收益率指标，反而提高了内部收益率指标，部分开发企业将这一指标从8%上调到10%以上。

　　不过，在上海电气风电集团有限公司总裁金孝龙看来，这一轮的整机降价与2010-2111年的那一轮降价截然不同。那一次，缺少足够的技术储备，是整机商之间的恶性竞争，最终导致全行业亏损。此后，价格也从暂时的下跌回归理性。

　　这一轮降价，风电整机价格一年内下降了10%。其中，虽然有业主的因素，但也表明整机商正在具备平价上网的技术能力。 金孝龙表示。

　　大型化、智能化、细分化趋势渐明

　　成本压力难以向下游传导，整机商祭出的杀手锏是技术创新，通过提升风机的发电量，给予业主更高的发电量承诺，抵消价格快速下降的压力。

　　伴随行业竞争加剧，技术创新驱动，风机产品的迭代速度明显加快。风机的推陈出新速度几乎赶上手机，迭代周期从之前的三四年缩短为一年甚至更短。一位业内人士有些调侃地称。

　　风机迭代速度加快的同时，风机机型朝着大型化、细分化、智能化方向发展的趋势更加明朗。

　　根据中国风能协会今年4月发布的统计数据，2017年，中国新增装机的风电机组平均功率2.1兆瓦;截至2017年底，累计装机的风电机组平均功率为1.7兆瓦。

　　在2兆瓦级机组仍为中国风电市场主流的情况下，本届展会上，整机商推出的陆上风机多在3兆瓦以上，甚至达到4兆瓦，推出的海上风机多在6兆瓦以上，甚至达到10兆瓦。

　　大功率、高塔筒、长叶片、更大的单位千瓦扫风面积，引领着风机大型化方向，在提升发电量、降低成本的需求下，风机更急速走向大时代。

　　为适应中国风电市场大型化趋势，西门子歌美飒、维斯塔斯、GE等跨国整机商悉数将旗下最新平台的大风机通过展会亮相中国市场。

　　不过，风机外在体格的变大，只是提升发电量的硬件条件，能否真正有效提升发电量，很大程度上更取决于软件条件，即智能化、信息化水平及更优化的控制策略。

　　业内普遍认为，数字化、智能化等创新技术的应用，将有效提高风电产品开发以及运营维护的效率和质量，有利于降低全生命周期度电成本，为风电行业可持续发展提供重要支撑。智能化，俨然已成为各大整机商风机产品的标配。

　　据业内人士介绍，目前，风机的智能化水平有了较大提高，但是，整个风电项目收益的提升，不仅取决于单台风机的智能化水平，也取决于整个风场的智能化水平，场群控制、电网配套等方面智能化还需协同发展。

　　海上风电持续发力，精细化要求凸显。针对我国东南沿海和长江以北海上市场的不同特点，金风科技推出适合不同资源区的海上大机组。

　　分散式风电开发逐渐兴起。分散式风电不是集中式风电的小型化、微型化，不是每一台风机都是分布式风机。针对陆上分散式风电资源，远景能源专门推出智能分布式风机。

　　显然，一款机型、一个平台包打天下的时代已经过去，更加细分化的产品时代正在到来。同质化的产品时代正在远离，个性化的产品时代正在临近。

　　开发商牵引力或将显现

　　整机商越来越全能，不仅要提供适用不同场景的风机产品，也必须提供一揽子的整套解决方案，提供从前期测风、微观选址，到中期机组选型、风场建设优化，再到后期运维、技改的全生命周期服务。一位业内人士说。

　　西门子歌美飒陆上风电亚太区总裁安然表示，实现平价上网目标，需要全产业链携手通过创新和数字化技术，提升风机设计、制造、风场运维等多方面的效率，提升产业生态的竞争力，从而进一步降低平准化度电成本。

　　当前，风电开发商仍以大型国有企业为主，且市场占有率高度集中。数据显示，截至2017年底，前10家开发企业累计装机容量合计超过1.3亿千瓦，占比达到71%。

　　大型国有开发商有自身优势，也有自身劣势。其劣势在于，动力不足，积极性较差，缺少对整个风电行业的牵引力。现在，基本上是整机商在推动整个行业往前走，而本应作为火车头的开发商却时常缺位。一位业内人士告诉记者。

　　竞价时代，倒逼开发商必须把项目收益账算得更细，势必将激发起主动性。同时，随着分散式风电开发的崛起，民营企业陆续进入，风电开发建设主体更趋多元化。开发商群体将有更强的内在动力牵引整个风电行业发展。

　　远景集团创始人兼CEO张雷此前接受记者采访时表示，如果开发商强调和具备技术洞察力和技术判断力，将更好地推动行业可持续发展。只有风电开发商构建风电场系统工程、全面化的技术能力，才能够在竞价时代精耕细作，把风电场全生命周期成本做细，保证更低的度电成本。(来源：中国能源报)

电力体制改革获得积极成效

新能源参与市场竞争是必然趋势

　　众所周知，我国电力体制改革已经持续了数年，而改革的目标从来不是为了单纯的降低电价，但是，价的高低走向又是评价电改效果的关键指标之一，因而，电价，尤其是售端电价始终牵动着关心电价人士的神经。

　　近日，国家发改委召开10月份定时定主题新闻发布会。政研室副主任、委新闻发言人孟玮在会上表示，今年以来，发改委会同有关部门和地方，推动电力体制改革取得积极成效。

　　据孟玮介绍，在去年实现省级电网输配电价改革全覆盖的基础上，2018年陆续核定了华北、东北、华东、华中、西北五大区域电网输电价格，以及24条跨省跨区专项输电工程输电价格，累计核减电网企业准许收入约600亿元。

　　电力改革不断推进

　　2015年3月15日，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，被誉为啃硬骨头的改革正式拉开帷幕，最大的亮点是提出稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开配售电业务。

　　相对于售电放开而言，配电网因触及电网企业核心利益，放开的脚步要缓慢一些。直至2016年10月11日，《有序放开配电网业务管理办法》出台，12月1日首批105个增量配电网业务改革试点落地。之后2017年11月和2018年4月第二批和第三批试点相继落地，目前项目总量已达320个。

　　为扎实推进增量配电业务改革试点工作，了解试点中存在的问题，检查督导增量配电业务改革健康有序合规加快开展，8月份以来国家发改委、国家能源局组成六个组分别赴江苏、贵州、辽宁、河南、广东、甘肃、宁夏、重庆、云南、福建、浙江、上海、湖北、湖南等14个省(市、区)，开展增量配电业务改革试点督导调研，了解项目进展、建设、运营以及供电业务许可证申办等情况，以及业主确定、配电区域划分、配电设施接入系统以及配电价格制定等方面存在的主要问题。

　　有专家指出，在实际的操作中，政府规划与电网规划衔接、增量配电与存量的区域划分、供区存量资产处置还存在问题和争议。同时，在当前的增量配电价格下，基本没有盈利空间。输配电价按电压等级划分不是太合理，还有一些项目根本没有压差。而且目前很多试点都是产业园区、工业园区或经济开发区等，用电需求一般都是先低后高，甚至后期也不一定高，从而导致较长时期内售电量较低，收入远低于预期。此外，一些小型配电企业相关标准有待提高，独立第三方机构的数量和专业能力也不足。

　　不过，在经过多年推进积极改革后，目前，全国所有省份均建立了电力交易机构，其中，云南、山西等8省(区)组建了股份制交易机构;北京、广州2个区域性电力交易中心也组建完成，成立了全国电力交易机构联盟，形成业务范围从省(区)到区域、从区域到全国的完整组织体系。截至2018年上半年，在全国各电力交易机构注册的合格市场主体达82921家，较2017年底增长约2万家。

　　售电侧市场竞争机制初步建立。截至2018年8月，全国在电力交易机构注册的售电公司达3600家左右，为电力用户提供多样化的选择和服务，有效激发了市场活力。同时，发改委开展了三批增量配电业务改革试点，共有试点项目320个，不少试点项目已投入运营，在引入社会资本方面取得了突破性进展。

　　在加快放开发用电计划方面，2018年上半年，全国市场化交易电量8024亿千瓦时，同比增长24.6%。其中，发电企业与电力用户直接交易电量6656亿千瓦时，为工商企业减少电费支出约259亿元;跨区跨省市场化交易电量1483亿千瓦时，同比增长32.6%。2018年7月，发改委、国家能源局联合印发《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》，明确要求扩大市场主体参与，完善电力市场交易机制，提出2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业电力用户发用电计划。

　　新能源未来将参与市场竞争

　　从新能源行业来看，根据中国的电力改革政策，政府将会开放售电市场，但输电则仍在两家主要电网公司手上(南方电网和国家电网)。由于火电和水电比其他可再生能源更具成本优势，因此政府推出了可再生能源配额制，以保障可再生能源的发展(2020年前，发电公司的总发电量至少9%要来自非水力可再生能源;2020年前，火电公司的可再生能源发电量需至少相当于总火电发电量的15%)。根据可再生能源配额制，未达标的火电公司需要向可再生能源公司购买绿色证书，这将惠及可再生能源。此外，由于风电利用小时数高于光电，在更低的市场价格下仍可盈利，更具成本优势，因此风电比光电更能受惠于可再生能源配额制。

　　国家能源局近日发布了2017年全国31省(区)的上网电价。其中风电平均上网电价为562.30元/千千瓦时，燃煤发电的平均上网电价为371.65元/千千瓦时。2020年风电要实现平价上网，目前来看风电仍有190.65元/千千瓦时的距离。

　　近年来，尽管风电、光伏等新能源发展迅速，但由于资源富集地与电力消费地不匹配、技术因素以及体制障碍导致的新能源消纳难、并网难仍是困扰行业发展的难题。目前，一方面是政府大力扶持新能源建设，另一方面却是大量的弃风弃光现象，光伏与风能发电有较多无处可用的尴尬境地。我国新能源面临着弃风、弃光限电问题，导致新能源开发不得不转向低风速、低光照地区，这些地区尽管没有消纳问题，但可开发的资源非常有限，且面临复杂的开发环境。

　　不过，可以看到，全面参与市场也是新能源发电最终必然的选择，对于新能源行业而言，享受补贴的受限发展与全面参与电力市场，究竟哪一个是现阶段新能源行业的最优选择，需要先看看成熟电力市场国家新能源进入电力市场的模式。但毋庸置疑，我国现阶段新能源发展的速度和规模是任何一个成熟电力市场国家无法比拟的。国外通过溢价补贴、实施配额制、签订实物或金融协议等多种方式保障新能源收益，使得新能源能够以低电价参与市场竞价实现优先上网，用市场的方式实现新能源健康可持续发展。(来源：证券日报)