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云南风光重启 投资回报几何?

   日期:2020-10-10     来源:风电顺风耳    浏览:7174    评论:0    
9月30日,云南省发改委、能源局对外发布了《在适宜地区适度开发利用新能源规划》及指导意见,同时公布了位于昆明、曲靖等6个州/市、合计1090万千瓦风电光伏项目清单。规划容量与目前云南省累计风光装机相当,根据规划进度,2-3年后,云南省新能源装机将会翻倍。

这不仅给沉寂已久的云南新能源市场注入强心剂,也为十四五风光高比例发展再填确定性砝码。不过,由于生态环保和水电电价结算等原因,在云南做过项目的投资人都是受过伤的。兴奋于新增规模之际,重启项目的投资回报如何,还需要算细账。

失去的“十三五”

云南省风光资源和建设条件整体禀赋良好,风电实际发电小时数稳定在2500以上,在全国各省中常年名列前茅。但由于环保、电力供过于求等因素,十三五期间,云南省新能源项目核准一度停滞。

从装机容量来看,除2016年因抢装因素导致当年新增325万千瓦风电和144万千瓦光伏以外,其他年份新增量有限,2019年风电累计装机863万千瓦,在全国占比下降到4.1%;光伏累计装机375万千瓦,占全国比例1.8%。

今年3月,云南省能源局在2020年全省能源工作电视电话会议中表示,将“科学有序推进新增800万千瓦风电、300万千瓦光伏布局与建设”(下称“8+3规划”)列为当年9项重点工作任务之一,开启了新能源核准新篇章。经过半年酝酿,目前发展规划落地。


图1 云南省历年风电光伏累计装机及全国占比

8+3规划详解

从规划来看,云南省重启新能源发展,主要从两个角度出发:

一是用电需求预期增加。云南省预计,2022年省内用电整体平衡,2023年开发出现阶段性缺口,2023—2025年年用电缺口将达到85—280亿kWh;

二是丰枯季发电结构矛盾。作为水电大省,云南省年均水电发电量占总发电量比例常年稳定在80%以上,但是枯水季水电发电占比骤降,比如2020年1-3月,水电实际发电量占全部电量比例为62.5%,缺乏电力供应安全性和保障性。

不过从实际情况来看,由于十二五中后期水电装机和特高压外送线路的快速增加,云南省整体电力输出省的定位已经形成。截止2019年,全年累计发电量3464亿kWh,全社会用电量1812亿kWh,内销比例仅为52%。

在目前电力供应绝对充足的现状下,预期3年省内电力供求形势出现逆转,需要省内用电量超常规发展。规划认为2025年云南省全社会用电量将达到3115亿kWh,比2019年增加1303亿kWh,相当于年均增长9.45%。在国内GDP中速增长、电能替代效果尚未充分显现的情况下,这一预测增速将主要依赖于高耗能产业转移的进展,可实现性有待观察。


图2 云南省历年发用电情况/亿kWh

地区选择上,云南省将新增规模重点布局在昆明、曲靖、昭通、红河、文山、楚雄6个州/市,也兼顾了多重考虑:

从供需结构来看,这6个规划地区属于用电量大(全省用电量占比67%)而发电装机少(全省发电装机占比38%)的地区。到2025年,规划区域用电量预计增加至2067亿kWh,用电缺口进一步较大。而规划装机预计年均上网电量约252亿kWh,其中枯水期年均上网电量可达171亿kWh,占规划地区2025年枯水期新增用电量36%。

从自然条件来看,区域内风电光伏资源丰富,而干旱少雨、土地贫瘠、石漠化土地面积占全省50%以上,环境敏感因素相对较低。此外,区域内贫困人口基数大(贫困县占比不低于70%),新能源投资有利于拉动当地经济发展和巩固脱贫。

具体到规划项目,新增装机1090万千瓦当中,风电为790万千瓦、光伏为300万千瓦。目前8+3规划仅明确了各州/市总量,下一步各地能源主管部门将负责制定年度建设方案、优选项目业主。

从规划文件来看,筛选标准中包括了“风电单机装机规模不低于3兆瓦、光伏组件转效率不低于20%”的技术标准、“鼓励试点采用化学储能、电制氢等辅助电力服务设施”、“原则上每个独立市场主体的项目建设规模不得超过规划项目规模总量的15%”等常规操作,门槛并不算高。但时间要求相对紧迫,规划要求2020年内开工建设一批项目,2021年底分期分批建成,2022年前全部建成投产,结合当前存量路条抢装和北方基地的新增形势来看,存在一定难度。

所谓平价,回报几何?


从资源和装机规模来看,8+3规划项目极具发展潜力。但具体到项目投资回报,还要算过才知道。

结合规划披露的相关造价及发电量数据折算,规划风电项目预计平均发电能力在2671小时左右,光伏项目年均发电预计为1367小时左右。基于是否分摊接入系统费用,风电光伏项目的造价预计在6899-7316元/kw和3900-4300元/kw之间。以下将按照不分摊接入系统费用进行测算。


表1 规划项目折算造价及发电小时数据

关于电价,规划将项目电价从时间维度划分为两段(10年+10年),同时鉴于风电光伏发电能力存在显著差异,又做了区别对待:

光伏项目发电小时偏低,前10年全额平价上网;后10年项目业主可延续前10年量价消纳机制,也可自主选择参与市场化方式消纳。

风电项目后10年描述与光伏一致,前10年在枯平期和汛期分别采取了“保障+市场”的阶梯电价。


表2 规划风电项目前10年各阶段电价

根据今年3月云南省发改委印发的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的实施方案》,云南电网统调燃煤发电机组基准价为0.3358元。但是,在以水电为主力电源的云南,所谓“平价”,定义和实质执行的确定性还需深究。

作为电改排头兵,云南省的风光项目早在2016年就开始参与市场化交易,根据《2020年云南电力市场化交易实施方案》,枯平期风电、光伏电厂需参与市场化交易;汛期风电、光伏电厂不直接参与市场化交易,而是按照月度连续挂牌交易集中撮合阶段成交均价结算。所以,存量风光项目实际上全年均需执行交易电价。

根据昆明电力交易中心披露的数据,过去三年,云南省平均交易电价在0.10-0.25元/kWh之间波动,2019年年均电价为0.18元/kWh,目前风电光伏项目实际年均月结电价也在这一水平。


图3云南省历年月度交易价格

对于规划光伏项目来说,如果平价是严格执行火电基准价,且后10年电价机制不变(即20年0.3358元/kWh),在当前假设下,项目IRR预计在7.47%左右,整体回报可观。但如果后10年被动采用了市场交易方式消纳,以当前0.18元/kWh均值来计算(实际上考虑到技术进步可能进一步下降),则项目IRR将会显著下降至5.24%,投资回报价值极为有限。

相比,风电项目前10年的电价设置更有一种“枯平期获利、汛期贡献”的意味,对项目业主在微观选址和运营管理上提出了更高挑战。

根据规划电价原则,风电项目最佳管理方式应该是最大化枯平期出力,全额取得2000小时的火电基准价度电收益,如有可能应进一步增发,因为虽然电力交易中心并未披露过省内集中交易撮合“下限价格”,但肯定是低于“平均价格”的一个水平(以下测算假设下限价格为0.11元/kWh)。为此,枯平期超过2000小时以上电量的市场化交易电价可能会高于汛期500小时电量的撮合下限价格。

但是,从风资源季节性波动角度来看,如果要在11-5月之间的7个月发电超过2000小时,年发电能力预计要在3000小时以上,显著高于目前规划测算的风电项目平均发电能力。为此,风电项目能否实现预期回报,要需要主机厂家、业主共同的努力与验证。

由于有1/5发电量电价偏低、经营期假设偏短5年、且后期运维费增长高于光伏等因素,规划风电项目投资回报整体低于光伏。在后10年电价不下调的情况下,项目IRR预计为6.61%,如后10年电价进一步下调,则项目IRR仅为5.00%。


表3 规划风电光伏项目投资回报测算

低利率环境下,项目投资回报下降在情理之中。能够取得低于项目IRR的融资成本,是业主参与规划项目竞争的第一个门槛。

此外,基于以上分析,未来三年云南省用电量能否实现年均9.45%以上的增长、规划项目后10年的电价选择权、以及风电项目执行火电基准价电量的月度分布及可实现性,都将对项目投资回报产生重要影响,还需要投资人谨慎判断。 
 

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