我国近海风电电价水平分析及定价机制展望

2013-03-02孙海萍朱鹏

风能 2013年5期

孙海萍，朱鹏

（中海油新能源投资有限责任公司，北京市 100016）

0 海上风电特点及开发意义

与陆上风电相比较，海上风能的开发利用具有诸多优势，如风能资源丰富稳定、距离海岸较远从而对环境的负面影响较小、机组易大型化发展、风电场易规模化开发等。同时，海上风电开发也存在着各方面的难题，比如海上运输安装、海上基础设计安装、海缆铺设等涉及到较复杂的海上工程技术，投资较高，而且运营维护成本等也远远高于陆上风电。因此，海上风电场的装机容量一般要达到100MW或者更大，以适当利用规模效应和使用更大单机容量的海上风电机组来降低海洋工程技术风险和运行维护成本。

我国海上可开发风能资源达200GW左右，丰富的风能资源以及逐步成熟的海上风电技术使我国具备大规模发展海上风电的条件。在合理的行业政策及电价定价机制指导下，海上风电将逐步成为我国一个迅速发展的新兴产业，对于改善我国能源结构、实现节能减排和应对气候变化等具有重要的现实意义。

1 国内外海上风电发展现状

1991年丹麦建成了世界上第一个海上风电场，拉开了世界海上风电场开发建设的序幕。目前全球的海上风电装机比例仍然较小，主要分布在欧洲的浅海海域。根据欧洲风能协会（EWEA）的情景预测，到2020年欧洲海上风电装机规模至少能够达到40GW，约占欧洲电力生产总量的4%左右。

我国海上风电的发展也已进入实质阶段。2007年11月8日,中国海油在渤海绥中36－1油田区域建成的我国首座海上风力发电站（1.5MW）正式投入运营；2010年上海东海大桥海上风电场示范项目（102MW）的建设完工，标志着我国有了第一个真正意义上的海上风电场。根据国家《可再生能源发展“十二五”规划》，“十二五”期间我国将积极稳妥地推进海上风电开发建设，规划到2015年海上风电将达到5GW，2020年将达到30GW。

但相对于较为成熟的陆上风电来说，我国海上风电项目开发进度较为缓慢。截至2012年底，我国海上风电装机容量仅约380MW[1]。原因涉及多方面，比如海上风电海域与其他部门的海域规划冲突，海上风电机组运输安装和海底电缆的施工难度大，安装维护成本高，没有合理的电价水平和定价机制，项目盈利压力大等。为推动海上风电的开发，2010年国家正式启动了第一期海上风电特许权招标，此次招标的4个项目均位于江苏，总装机容量达1000MW。由于海域规划及招标价格偏低等方面的原因，截至目前，4个项目均未有实质性的进展。

2 现有的风电定价机制及标杆电价

2.1 国内外风电电价政策

目前世界各国针对风电的电价政策可以分为3大类[2]：（1）固定电价政策；（2）电价补贴政策，尤其是带有价格上、下限的电价补贴政策，简称限价政策；（3）绿色能源许可证政策。比较这3种电价政策下的风险分摊方式，固定电价政策对风电商最有利；电价补贴政策是对固定电价政策的改进，其在风险分摊方面向前迈出一步；绿色能源许可证政策是一种全新的思路，通过绿色能源许可证，可以由传统能源补贴可再生能源，推动可再生能源电力的发展，促使整个社会能源结构的转变。

我国陆上风电产业在几十年发展过程中，其定价机制经历了4个时期[3]，即盲目定价阶段、区域定价阶段、招标定价阶段以及现在实行的分区域标杆电价阶段。（1）盲目定价阶段，为了扩大风电市场，尝试实施各种价格政策，此阶段制定的风电价格欠缺公平合理性。（2）区域定价阶段，各地审批的风电价格差异很大，各不相同。（3）招标定价阶段，2003年以来，为了促进风电产业规模化发展并同时提高风电设备的国产化率，在风电定价机制中引进市场竞争机制，即我国的大型风电项目均采用风电场建设承包商与风电机组制造厂家捆绑招标的形式来确定风电价格，但过程中也存在为了抢得中标资格进行恶性竞争，导致招标价格过低的情况。（4）分区域标杆定价阶段，即对陆上风电实行根据风能资源条件确定的分区域标杆上网电价政策，进一步规范了风电电价的管理，标志着我国风电产业进入了新的良性发展阶段。

2.2 国内陆上风电标杆电价及影响

根据《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，2009年8月1日起，全国风能资源区分为4 类，相应风电标杆电价水平分别为0.51元/kWh、0.54元/kWh、0.58元/kWh和0.61元/kWh。其中，风能资源较好的区域实行较低水平的标杆电价，风能资源较差的区域实行较高水平的标杆电价。标杆电价的推行中继续实行风电费用分摊制度，即风电上网电价（标杆电价）中高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过全国征收的可再生能源电价附加费分摊解决。

与国外风电电价政策相比，我国目前实行的标杆电价政策与欧洲国家的固定电价政策在本质上是一致的，都对风电实行全额保障性收购，风电的售电价格和销售量有保证，波动性和间歇性问题由电网公司负责，电价成本最终由用户分摊。

应该说，分区域标杆上网电价的定价机制补充和完善了原有的风电价格政策，进一步规范了风电电价的管理，简化了政府的项目审批程序，有利于投资者预先估算投资风电场的收益，调动了投资者投资风电的积极性，保证了风电项目的利润。该定价政策实施以来，有效地推动了我国陆上风电的发展，截至2012年底，我国风电累计装机容量已达到75.32GW（其中海上风电仅约380MW）[1]，位居世界第一。

但是，目前我国海上风电却尚未形成相应的成熟的电价定价机制。

3 近海风电项目电价水平分析

3.1 海上风电环境条件分类

国内外对海上风电场的定义有很多种。一般来讲，海上风电包括潮间带（有水和无水交替的海域）、潮下带（常年有水至5m及以下水深的海域）、近海（理论最低潮水位5m－50m（含50m）水深的海域）、深海（大于理论潮水位50m以上水深的海域）风电场工程。我国《海上风电开发建设管理暂行办法实施细则》也提出了关于海上风电场的“双十”原则，即海上风电场原则上应在离岸距离不少于10km、滩涂宽度超过10km时海域水深不得少于10m的海域布局。根据该规定及已有海洋工程经验和能力，本文重点讨论高潮水深为0m－30m，离岸距离在0km－30km之间的近海区域中建设的风电场。

3.2 海上风电电价水平的主要影响因素

风电的电价水平主要受以下3个因素影响：（1）风能资源情况；（2）风电场总投资；（3）运营维护成本。其中，风能资源情况是决定风电场发电量、直接影响到风电场收入的主要因素；风电场总投资和运营维护成本是影响风电场运营总成本的主要因素。从陆上风电的运营状况来看，固定资产投资所带来的折旧以及融资成本占风电场运营总成本的90%左右，日常管理及维护成本占10%。

海上风电投资较高主要是由于建设海域的水深和离岸距离而导致的基础结构、安装运输、海缆连接等投资的增加。其中，费用增加最多的是基础结构[4]。根据英国公司Gallrad Hassan的GH成本分析模型，某大型海上风电项目的成本构成中，风电机组及其组件占51%，支撑结构占19%，各项成本的高低取决于水深和离岸距离[5-6]。

由于项目投资较高（一般是陆上风电场的2倍至2.5倍左右）、日常维护成本高，因此海上风电项目的整体成本偏高。但由于风能资源较好，风能密度及年发电小时数高于陆上风电，因此海上风电项目的发电量及收入和陆上风电相比有大幅度的增加。

根据海上风电项目的成本构成比例，海上风电场的规模效应对风电场单位千瓦投资的影响比较有限，相应地对电价的影响也不会很明显。因此，对某特定装机容量的海上风电场电价水平进行分析，其电价水平的分析结论能够适用于其他不同规模的海上风电场。本文将仅对100MW规模的海上风电场进行分析，着重探讨建设海域的水深、离岸距离以及当地的风能资源丰富程度（年等效满发小时数）这3个影响因素，按照等同于陆上风电项目全部投资内部收益率（IRR）8%的要求，推算海上风电项目的价格水平。

3.3 基准风电场电价及影响因素分析

以下对装机容量为100MW、水深10m、离岸10km、设计年等效满发小时数为2600h的海上风电场作为基准风电场进行分析，并在此基础上分析水深、离岸距离及设计年利用小时数这3个参数的变化影响。

该基准风电场参照海洋工程实践中成熟可行的设施设备、施工工艺、费用估算经验及相适应的项目管理方法：

(1)选择34台单机容量3MW的海上专用风电机组；

(2)单柱三桩的钢结构海上基础；

(3)自升式浮吊海上分体运输及安装方式；

(4)交流海缆及陆上升压站；

(5)弃置费比例为工程投资的2%；

(6)运维费用：充分考虑海洋环境的复杂性和运维难度。洋流、海浪、风力等海况因素影响着海上风电场运行维护的现场“可进入性”，决定了运维事项进展的不确定性和较高的运维成本。另外，故障不能及时解决将会带来更多的占用运维船只时间以及损失相应的发电量和收入。考虑到这些因素和故障逐步增多的趋势，在5年的质保期内不计算运维费用，待质保期满后，估算风电场运营期第六年的运维费用为工程投资额的1.5%，以后每年的运维费用在前一年的基础上增加5%；

(7)借鉴行业内海上风电场建设及运营经验，考虑建设期2年、运营期20年（海上恶劣的腐蚀环境下，风电机组寿命保守估计为20年）；

(8)海上风能资源较为丰富，基准风电场年等效满发小时数采用2600h。

按照上述参数测算，项目动态总投资为19.1377亿元，单位投资为1.8763万元/kW，其中20%为自有资金。根据财务分析，该风电场全部投资财务内部收益率（IRR）为8%的含增值税电价为1.034元/kWh。

下面各表分别是在不同的水深条件下，离岸距离变化及年等效满发小时数变化对总投资和电价的影响。

3.4 国内近海风电项目电价水平

我国有漫长的海岸线和广阔的海域，可开发海上风电的区域较广，各地的风能资源及其他自然条件不尽相同，海上风电场项目的电价也必然因其而异。通过对基准风电场及其影响因素的初步分析，可得出现阶段我国近海风电场项目的电价水平，并大致得出以下经验：

水深每增加10m，电价约增加6分；离岸距离每增加10km，电价约增加1分；年等效满发小时数每减少100h，电价约增加4分。显而易见，水深和年等效满发小时数（风能资源丰富程度）是最主要的两个影响因素。

以此电价水平为基准，相应条件下的近海风电项目含增值税电价可以按照上述最主要的两个因素的影响程度进行推导（对于年等效满发小时数大于2600h的，按照2600h计算），有如下的经验推导式：

按照我国海上风电场选址的“双十”原则和本文的电价水平分析，目前国内近海风电场的含增值税电价等于或高于1元/kWh比较合理。

表1 10m水深对总投资和电价的影响

表2 20m水深对总投资和电价的影响

表3 30m水深对总投资和电价的影响

4 近海风电定价机制展望

随着海上风电行业的快速发展和逐步成熟，海上风电的投资及相应的电价水平趋于合理和稳定。为了实现国家《可再生能源发展“十二五”规划》中海上风电装机容量的发展目标，有必要参照标杆电价政策对陆上风电发展的积极影响，依据建设海域的海水深度和年等效满发小时数（风能资源丰富程度）这两个最主要的影响因素，建立适合我国现阶段海上风电发展的标杆电价定价政策，引导海上风电产业持续健康发展。

下面是参照陆上标杆电价而建立的我国近海风电4类条件的标杆电价划分表，可作为近海风电标杆电价定价政策的参考。

在该标杆电价划分基础上，应根据风电场建设投资水平的变化，在某个间隔时间下调该标杆价格水平，如可以每年将该标杆价格水平下调一定百分比或一定数值，并在条件成熟时最终实现海上风电电价定价的市场化。通过这样的机制创新和适时下调，可以保证海上风电标杆电价随着项目建设投资的逐年下降而有所下降，促进其不断提高经济效率，降低生产成本，推动技术进步。