未来中国陆上风电的市场环境为何持续向好？

 

栾栋认为，一是陆上弃风情况持续好转。2018年上半年，全国平均弃风率从去年的12%降至9%。从地域层面看，北方一些省份弃风情况明显好转，特别是目前处于“红色预警”区域的甘肃和吉林，其弃风率已分别下降至20%和6%。

 

二是受益于国家第七批补贴的下发。从四大上市的风电运营商来看，龙源电力、华能新能源、大唐新能源和华电福新的应收账款和周转天数在2017年有明显提升。

 

三是新金融工具的逐步普及。华能和国家电投在2017-2018年期间分别下发5.3亿元和45亿元的资产支持票据和债券。龙源电力今年上半年通过应收账款保理获得49亿元补贴。

 

彭博新能源财经预计，未来中国陆上风电装机结构将进一步优化，从北部继续转向南部地区。“到目前为止，全国陆上风电储备容量总计约126GW，并已锁定补贴，不受未来竞价压力影响。分地域看，山东、湖北、山西、广西、江西、江苏的储备容量规模在一定程度上已经超过了传统风电大省，如新疆和甘肃。”栾栋说。

 

“从2023年到2050年，中国陆上风电市场有超1TW的潜力。”栾栋说，“尤其在2030-2040年，新建陆上风电机组比届时运行的煤电机组更具经济性。到那时，中国陆上风电装机空间将显著增加。”

 

影响中国未来风电发展最主要因素是什么？栾栋表示，电力系统的灵活性和市场化是中国未来风电长期发展的决定性因素。

 

从中电联公布的数据看，全国目前有14个省区已参与风电市场化交易。2018年上半年，大型发电集团在云南参与市场化交易的电量达到了该省全部发电量的68%，黑龙江、新疆、宁夏和甘肃的市场化交易电量分别达到了各省区总发电量的50%左右。

 

“从短期看，目前一些省区拿风电项目的保障利用小时数和其对应的固定上网电价‘做文章’，新疆、甘肃和黑龙江等省区已削减保障利用小时数，以提高基础保障小时数。云南、四川、青海等省份，则直接用水电上网小时数，或者水电月度撮合的价格。一方面，一些省份没有达到中央提出的保障利用小时数目标。另一方面，即使保障小时数目标达到了，而电价并未达到标杆上网电价水平，越来越多的电量以低价在市场化交易。”栾栋说。

 

据了解，从华能新能源、大唐新能源和龙源电力这3家企业来看，今年上半年市场化交易电量占全国总发电量比例的25%-30%，明显高于2016年同期。

 

在电价折扣方面，彭博新能源财经指出，华能新能源和大唐新能源2017年在电价折扣方面上升较为明显，但2018上半年，两家企业在电价折扣方面保持稳定。

 

对于市场化交易电价和市场化交易模式，从各省电力交易中心数据看，目前风电参与市场化交易的形式有4种，分别是大用户直购电、电能替代交易（发电权交易）、跨省区市场交易、冬季供暖交易。

 

“从全国范围看，大用户直购电的电价折扣在20%-40%之间，跨省跨区交易的电价折扣在20%-30%之间。而在新疆和甘肃，大用户直购电和跨省跨区交易的电价折扣在60%-80%之间。电能替代交易的电价折扣基本超过50%，甘肃和陕西分别达到60%和80%的水平，冬季供暖电价折扣达到70%-90%之间。”栾栋告诉记者。