风电项目技术经济及融资策略研究*

王圣威，李文倩，谢鲁冰

(1.国家开发银行股份有限公司 企业局，北京 100032；2.广东石油化工学院 石油工程学院，广东 茂名525000)



风电项目技术经济及融资策略研究*

王圣威1，李文倩2，谢鲁冰1

(1.国家开发银行股份有限公司 企业局，北京 100032；2.广东石油化工学院 石油工程学院，广东 茂名525000)

随着风电技术及相关配套产业的逐步成熟，风力发电在电力系统中承担着日益重要的角色，尤其是国家近期连续出台关于支持风电发展的相关机制及政策，更加坚定和提振了广大风电开发商的积极性。在归纳分析我国风电发展现状、前景分析、运营特点等情况的基础上，结合目前两座在运陆上及海上风电项目，对风场实际运营及财务数据进行了搜集和整理，并对两项目的技术经济指标进行了分析比较，得出了当前海上风电相对陆上风电的优劣势分析结论。最后，对下一步支持海上风电发展提出了风险防控措施及融资策略。

风电；技术经济指标；融资；策略

当前，随着风电技术及相关配套产业的逐步成熟，风电产业发展的可持续性已得到各国的广泛认可，在全球能源市场中的竞争力也得以显著提升，尤其是进入21世纪以来，以我国为代表的发展中国家成为引领全球风电行业快速发展的生力军。据国际风能协会统计，2015年全球风电实现新增装机63 GW，同比增长约23.9%，累计装机已达432 GW(首超核电)，我国在新增装机及累计装机方面均继续位列全球第一[1]。根据《可再生能源“十三五”发展规划》(征求意见稿)，2020年风电装机预计将达2.5亿kW，未来5年预计新增装机将超过1亿kW[1]，年均新增约2 000万kW，年均融资需求将超过1 000亿元，行业融资空间广阔。由于陆上风电与海上风电在前期勘察设计、施工、运维等方面存在较大差异，因此在金融机构信贷审批及风险控制方面应予以区别对待。此外，随着海上风电建设步伐的加快，针对海上风电的专门审批机制及风控措施也应引起足够重视。

1　我国风电行业的发展状况及前景

如何使全球经济合理、快速、可持续发展是世界各个国家必须考虑和应对的重要课题[2]。新能源产业的不断升级是我国可持续发展的重要源动力之一。近年来，我国能源消费增长率及全社会用电量增长率大幅低于经济增长率，这表明了我国单位产出能耗在持续降低；经济发展与电力工业正逐步向提质量、增效益的方向转变，意味着随着我国经济运行进入新常态，能源需求和电力消费也呈现出了新常态特征。我国GDP增速、能源消费总量增速与全社会用电量增速趋势[3]如图1所示。

1.1发展状况

近年来，我国风电行业装机总量呈现逐年上升趋势，对能源结构优化的贡献度显著提升，在新增装机及累计装机方面均继续位列全球第一。具体情况如图2所示。

(1)在装机容量方面，2015年新增装机3 297万kW，再创历史新高，累计吊装容量已达1.45亿kW，其中并网装机达1.29亿kW，占全国发电装机总量的8.6%；海上风电累计装机达到102万kW。

(2)在发电量方面，当年实现发电量1 863亿kWh，占全国总发电量的3.3%，同比提高0.5%。2015年，我国风电发电量占比已超越核电，风电在电力系统中的作用日益突出。

图1　我国GDP、能源消费总量与全社会用电量增速　　　图2　2015年全球发电装机构成情况

(3)在当年核准在建装机方面，新增核准容量4 300万kW，同比增长700万kW，累计核准2.16亿kW，累计核准在建8 707万kW[4]。

(4)在当年主要风电投资企业新增装机方面，五大发电集团新增总装机1 330万kW，占全国当年新增装机总量的40%，其中国电集团以357万kW继续位列全国首位。

图32015年我国主要风机制造商市场份额

(5)在全年利用小时数方面，风电平均利用小时数1 728 h，同比下降172 h，全年弃风电量[5]339亿kWh，同比增加213亿kWh，平均弃风率15%，同比增加7%。受调峰容量不足、运行调度机制阻碍、局部电网与外送通道建设滞后影响，部分地区弃风较严重，全国总体弃风限电形势仍然有待改善，已引起了国家有关部委的注意。

(6)在风电技术装备发展方面，我国风电行业的研发、制造、维护和标准等体系已基本形成，金风等6家大型风机制造企业已位列全球前10位，产业供应能够满足境内风电场建设需求(我国主要风机制造商市场份额情况详见图3)。

1.2前景

1)全球风电行业将步入持续健康发展道路。从全球分布看，欧洲、亚洲、北美是全球风电发展的引擎，非洲和拉丁美洲发展速度加快，尤其是发展中国家对风电产业的市场地位提升将起到关键作用，在环保压力日益加剧的今天，预计未来风电产业将具有持续健康发展的市场竞争优势。

2)风能开发是贯彻大气污染防治行动计划的有效途径。开发风能符合我国能源发展战略，是国家应对气候变化和大气污染防治工作的重要措施，其规模化发展将是减少对化石能源依赖的有效途径。

3)风电行业将迎来良好发展机遇。随着我国风电造价的下降、风电技术装备及运维水平的提高，风电的应用范围也在不断扩大，同时特高压电网及智能电网的建设也极大地提高了风电消纳能力。

4)风电行业将面临巨大融资需求。根据《可再生能源“十三五”发展规划》(征求意见稿)，2020年风电装机预计将达2.5亿kW，未来五年预计新增装机将超过1亿kW，年均新增约2 000万kW，年均融资需求将超过1 000亿元。

5)弃风限电状况将得到持续改善。国家将继续采取相应措施缓解弃风限电状况，在政策保障、运行协调机制、外送通道建设、多种形式利用等方面保障风电优先并网，风电消纳环境将继续得到积极的改善，尤其是风光互补、风电供热等新形式的出现，将更好地促进局部风电消纳[6]。

2　海上风电技术难点及运营维护特点

2.1技术难点对比分析

海上风电的技术难点集中在风机基础施工、吊装、海底电缆铺设以及适应海上的风电机组4个方面。

2.1.1风机基础施工

现在已经运行的风电场的风机基础有单桩基础、重力式基础和导管架群桩基础。单桩基础和重力式基础多用于浅海，导管架基础仅在45 m水深的Heatrice风电场[7]使用过。在浅海区域采用单桩的造价最低，且施工简单。重力式基础主要是适用于岩基海床或承载力较高的砂性土地质条件[8]。潮间带滩涂地质松软，大型陆上施工设备在滩面上毫无立足之地，常规工程船也无法施展开来。目前，国外海上风场多采用单桩技术[9]，而我国受打桩技术和海域地貌限制，特别是江苏近海海域70%以上都是软粘土和粉砂等软弱基地，承载力低，故宜采用导管支架方案。

2.1.2吊装

目前海上风电设备安装通常都由浮吊[10]完成，安装工作必须在风浪很小的气候条件下才能进行。根据上海东海大桥海上风电的经验，滨海海域年平均有效工作日为150 d左右，受到恶劣天气影响安装工作不得不中断的情况时有发生。吊装分为整体吊装和分体吊装，国外风场多采用分体吊装，而我国首个海上示范项目——上海东海大桥项目风机吊装则采用整体吊装。

2.1.3海底电缆铺设

与陆上不同，海上风电的送出不是走架设在空中的线路，而是通过铺设于海底的电缆传回到岸上。海上电缆技术含量比陆上所用电缆高很多，除了必备的抗海水腐蚀性之外，还要求能承受水压。国内35 kV及以下海缆技术已经非常成熟，而220 kV海缆特别是220 kV三芯海缆[11]只有少数国外大型电缆厂家能生产，国内厂家还在试验阶段。海缆铺设对施工技术和船机设备提出了更高的要求，但目前国内主要施工单位并无220 kV以上大截面海缆铺设经验。

2.1.4海上风机维护

海上的风机维检必须支付拖船和装卸费用，如果单机容量低，同样的容量下风机个数增多，维检费用相应提高，因此海上风电要求单机容量要高于陆上风电。从目前行业经验来看，单机容量小于2.5 MW的机组在海上风电中是难以盈利的。实际运营中，为更好地发挥规模效应，桩基施工、海底电缆铺设、电网接入等标准还将提高。

2.2运营维护的特点

海上风电与陆上风电比较而言，开展运维主要有以下2个特点：

1)可达性。海上风电场的可达性差，特别是吊装船等专用设备紧缺，海上变电站建设技术难度大，并且电场运维成本也较高，因此，目前国内开发商主要为大型央企等资金技术实力雄厚的电力企业。

2)经济性。由于目前海上风力发电机组的零部件普遍成本较高，且供应链成熟度有待进一步发展，按时供货存在一定难度，即机组维修的经济性受备品备件的制约较大。

3　海陆风电项目的经济技术指标对比分析

3.1海上风电和陆上风电项目实例分析

风电项目成本可以从投资及运行2个方面进行分析。投资成本着重于风电项目的投资回报分析, 主要体现风电项目投资的经济性；运行成本从风电项目实际运行对经济、社会和环境带来的影响进行分析, 主要体现风电的运行价值。风电的投资成本主要来自于项目建设成本和运行维护费用。风电场建设成本包括由风电机组设备的购置、基础设施建设、风电机组安装调试、风电并网建设等工作产生的费用；风电的运行成本则包括折旧费、运行维护费、并网附加成本、税收，其运行需要管理和维护，因而产生运行维护费，运行维护费一般取决于风电机组的性能、寿命及零配件价格, 其支出相对固定。评价风电项目的一项重要指标是平均发电成本, 受发电量、初始投资、折旧率、各年的投资及运行维护成本、折现率、投资回收期等因素的影响, 结合投资成本和运行成本, 可综合反映风电项目的经济。本文结合目前两座在运陆上及海上风电项目的技术经济指标开展了分析比较。

3.1.1某陆上风电项目关键指标

风电装机容量49.5 MW,总投资3.5亿元，贷款比例为总投资的80%，项目建设期1 a，经营期20 a。主要参数如下。(1)项目资本金比例取20%。长期贷款名义年利率选取当期基准利率，按季结息，借款期15 a，等额本息还款。(2)折旧：采用直线折旧法，折旧年限20 a。(3)主要运营成本：修理费=200万/a。(4)所得税：实际计算时考虑风电项目的税收优惠政策。(5)发电小时数：等效发电设备的年利用小时数取2 188 h。(6)上网电价：0.51 元/度。经计算得出项目内部收益率为10%。

3.1.2某海上风电项目关键指标

风电装机容量150 MW, 总投资18亿元，贷款比例为总投资的80%，项目建设期1 a，经营期20 a。主要参数如下。(1)项目资本金比例取20%。长期贷款利率选取基准利率，按季结息，借款期15 a，等额本息还款。(2)折旧：采用直线折旧法，折旧年限20 a。(3)主要运营成本：修理费=300万/a(海上风电防腐费用较高，该取值在参考境外同类机组维修费用基础上得出)。(4)所得税：实际计算时考虑风电项目税收优惠政策。(5)发电小时数：等效发电设备年利用小时数取2 700 h。(6)上网电价：0.778 元/度。经计算得出项目内部收益率为7.5%。

3.2海上风电对比陆上风电的优劣势分析

3.2.1优势

(1)海上风电项目电价存在优势。2014年8月海上风电标杆电价发布后，对海上风电的稳定收益起到有效保障作用，同时随着机组国产化率逐渐提高，单机成本将逐渐下降，海上风电项目盈利能力将呈现上升趋势。

(2)发电利用小时数优势明显，风能利用率高，弃风现象较陆上风电有较大改善。

(3)我国东部为用电负荷汇集区域，陆上风电大部分集中在西北和东北地区，电量输送成本较高，而海上风电主要集中在东部沿海区域，距离用电高负荷区域较近，电网建设费用可大幅降低。

(4)政策支持力度逐渐加大。2014年8月22日，国家能源局组织召开“全国海上风电推进会”，公布了《全国海上风电开发建设方案(2014—2016)》。该方案涉及44个海上风电项目，装机容量达1 028万kW。这是继今年海上风电标杆电价政策公布之后，未来海上风电发展的重大利好政策。

3.2.2劣势

(1)前期投资成本大，单位造价较高。如上文所述，海上风电的建设成本包括风机基础施工、吊装、海底电缆铺设等多方面，较之陆上风电建设复杂，土建及机组安装难度较大，工程建设周期长，施工准备费用较高，对海上风电项目的收益率将产生一定的影响。

(2)海上风电机组长期处于高盐及高湿度环境，机组运维成本较高，尤其是质保期限到期后，目前国内开发商尚无成熟的运维机制，势必产生延误最佳维修时机的情况，将对正常发电收益产生不利影响。

3.3融资策略

针对目前海上风电项目的发展现状，提出以下几点信贷策略建议。

1)优化本金还款结构。鉴于海上风电项目在质保期到期后日常维修以及故障维修的不确定性较大，因此应事先合理预测海上风电相关运维费用情况，并以此优化本金还款计划配置结构，在有效确保项目正常运营基础上控制银行贷款偿还风险。

2)调整项目贷款入围门槛。由于目前海上风电项目的内部收益率偏低，且项目管理难度加大，除了积极支持实力雄厚的电力央企参与海上风电项目开发以外，为支持近期我国提出的鼓励民资介入能源项目开发的新举措，对于后续跟进海上风电开发的民营开发商，可采取适当上调资本金比例、增加风险缓释措施等方式，以支持我国“十二五”及“十三五”海上风电装机目标的落实。

3)密切关注项目实际运营情况。建议风力发电开发商选用知名品牌风机，尤其注重风机制造商对后期运维的支持力度。此外，风力发电投资商在后期的运维过程应培育自身运维技术队伍以降低运维成本。对于质保期内主要依赖生产厂商进行运行维护的项目，要尤其关注质保期后项目的运行情况，并做好设备寿命预测工作，保障贷款资产安全。

4)差别化对待海域审批手续。目前我国各省份在用海审批手续存在很大的差异，建议在进行项目评审过程中综合考虑各省的差异化，避免因为用海手续问题影响贷款评审进度。

5)密切关注和研究海上风电盈利模式。目前及未来一定时期内，我国海上风电将持续处于大发展阶段，开发商在进行项目建设过程中，其投入资金除资本金以外，对于上游设备制造商约占总投资30%～40%的设备应付款项，因建设期及质保期等原因没有按时支出，通过负债节省出的财务成本也计入其利润部分，这些因素均不属于可持续范畴，未来必然予以规范，届时海上风电盈利模式值得提前深入探讨，为化解贷后风险做好预案工作。

4　结语

尽管当前海上风电尚处于发展起步阶段，面临着诸多问题，但陆上优质风电资源遭遇逐渐萎缩的境遇已是不争的事实，海上风电必然是未来风电发展的新方向。随着相关电价政策及技术标准的逐渐完善，海上风电未来盈利前景值得看好。“十三五”期间，国家提出了“创新、协调、绿色、开放、共享”5大发展理念，金融机构将在深入研究现行政策及技术发展趋势的基础上，充分利用绿色债券、融资租赁、产业基金等方式多渠道支持风电行业产业链协同发展，以促进我国能源结构转型战略的顺利实施。

[1] Global Wind Energy Council. Global Wind Report Annual Market Update[EB/OL].(2016-04-22)[2016-05-10]. http://www.gwec.net/wp-content/uploads/vip/GWEC-Global-Wind-2015-Report_April-2016_22_04.pdf.

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WANG Shengwei1, LI Wenqian2, XIE Lubing1

(1.Large Corporate Client Department, China Development Bank, Beijing 100032, China; 2.College of Petroleum Engineering, Guangdong University of Petrochemical Technology, Maoming 525000, China)

(责任编辑：骆磊)

Research on Techno-economic Analysis and Financing Strategy of Wind Power Project

Wind energy has increasingly played an important role in temporary electric power system in parallel with the development of wind power technology and auxiliary industry. Particularly, series of regulating mechanism and policies have been issued so as to motivate domestic wind power investors. Based on the overview of current status, prospective and O & M of china wind power industry, moreover, special investigations and data mining have been executed on both onshore and offshore wind power plant, which results in a comparison analysis on strengths and weakness accordingly. In conclusion, we attempt to propose countermeasures against risk and financing strategies which would bring about positive significance in project financing.

Wind power； Techno-economic indexation； Financing； Strategy

2016-05-16；

2016-07-06

王圣威(1982—)，男，河南商丘人，硕士，工程师，主要从事中央企业境内外电力、能源、产业项目投融资工作。

TM614

A

2095-2562(2016)04-0065-05