浅论陆上风电项目如何应对电价下调形势

2018-07-03唐红强马丽琼

水电站设计 2018年2期

唐红强，温鹏，马丽琼，杜瑶

(1.四川省能投风电开发有限公司，四川成都 610020； 2.中国电建集团成都勘测设计研究院有限公司，四川成都 610072；3.四川电力设计咨询有限责任公司，四川成都 610063)

1 风电等新能源代表着能源行业的未来

受化石能源日趋枯竭、能源供应安全和保护环境等的驱动，多年以前发达国家和一些发展中国家就很重视风能、太阳能等新能源的开发利用。风能和太阳能具有分布广泛、资源储量大、不污染环境、不破坏生态、技术基本成熟、盈利模式成熟等特点，是21世纪最有发展前景的绿色能源，是人类社会可持续发展的主要新动力源。各国可再生能源发展目标见表1。

表1 各国可再生能源发展目标

2016年10月6日，联合国秘书长潘基文与意大利总统马塔雷拉会晤后向媒体发表讲话指出，截至目前，已有73个国家正式批准了气候变化《巴黎协定》，这些国家的温室气体排放量占全球总量的58%以上。目前，《巴黎协定》跨过了生效所需的两道“门槛”，并将于2016年11月4日正式生效。《巴黎协定》的正式生效，标志着人类新经济时代的开始。而新能源将作为核心动力来启动这个时代，风电、光伏发电将会迎来新一轮爆发。

2 我国风电发展目标及现状

2016年6月1日，国家主席习近平致第七届清洁能源部长级会议和“创新使命”部长级会议贺信，他在信中强调，中国将贯彻“创新、协调、绿色、开放、共享”的发展理念，大力发展清洁能源，构建低碳能源体系，推动全球可持续发展。习近平主席强调发展清洁能源再一次彰显中国走绿色发展道路的决心。

2.1 我国风电发展目标

根据《中华人民共和国可再生能源法》《国务院关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》《国家能源发展战略行动计划》(2014-2020年)以及推动能源生产和消费革命的总要求，促进可再生能源开发利用，保障实现2020年、2030年非化石能源占一次能源消费比重分别达到15%、20%的能源发展战略目标。

根据《国家能源局关于印发〈风电发展“十三五”规划〉的通知》(国能新能[2016]314号)，到2020年底，我国风电累计并网装机容量确保达到2.1亿kW以上，其中海上风电并网装机容量达到500万kW以上；风电年发电量确保达到4 200亿kW·h，约占全国总发电量的6%。要实现这一目标，我国风电发展仍有较大空间。

2.2 我国风电发展现状

截至2016年9月底，我国发电设备总装机容量为15.5亿kW，其中火电装机10.3亿kW，占总容量的66.5%，仍是我国能源的主要供给来源；风电装机1.39亿kW，仅占总容量的9.0%(见表2)。

表2 我国各类能源装机情况

我国风电2016年前三季度新增并网容量1 000万kW，累计并网容量达到1.39亿kW。其中，前三季度新增并网容量较多的省份是云南省(226万kW)，风电平均利用小时数较高的省份也是云南省(1 712 h)。

表3 2016年前三季度风电并网运行情况

注：数据统计来自中电联和电网公司调度口径。

2.3 四川省风电发展目标及现状

四川历来被认为是一个风资源贫乏地区，风力发电开发价值不大。2011年全省首个风力发电场德昌风电一期投产，并取得良好的社会效应和经济效益，拉开了全省新能源产业快速健康发展的序幕。全省“十三五”规划的风电装机容量约600万kW，截至2016年9月底，全省并网风电项目104万kW，仅占全省总装机容量的1%，发电量约占全省的0.5%，占比很小。

2016年8月22日国家能源局发布《关于四川省创建国家清洁能源示范省有关事项的复函》，同意将四川清洁能源示范省建设纳入国家能源发展“十三五”规划，支持四川清洁能源示范省建设。此外还指出，四川要在提高水电调节能力基础上，规划建设风电光伏发电基地，形成水、风、光互补的现代化电力系统，大幅度提高可再生能源发电的可靠性和灵活性。

3 电价下调对风电的影响

3.1 上网电价构成情况

目前，我国风电标杆上网电价由两部分组成，一部分是由国家电网负担项目所在省份的脱硫燃煤机组标杆上网电价，目前支付较为及时；另一部分是通过全国征收的可再生能源电价附加给予风力发电企业电价补贴，补贴资金由国家财政资金拨款、国网省电力公司支付，目前支付进度较为滞后。

2016年1月，财政部、国家发改委、国家能源局联合印发了《关于组织申报可再生能源电价附加资金补助目录的通知》(财办建[2016]9号)；但直到2016年9月，财政部等部门才联合印发了《关于公布可再生能源电价附加资金补助(第六批)的通知》(财建[2016]669号)，覆盖2014年1月到2015年2月底前并网投产的电站，补贴严重滞后将影响风电项目的正常经营。

3.2 陆上上网电价下调情况

(1)2009年7月20日，国家发展改革委印发了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》(发改价格[2009]1906号)，文件明确分资源区制定陆上风电标杆上网电价。按风能资源状况和工程建设条件，决定将全国分为四类风能资源区，I类、Ⅱ类、Ⅲ类和Ⅳ资源区的标杆上网电价分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。上述规定自2009年8月1日起实行；2009年8月1日之前核准的风电项目，上网电价仍按原有规定执行。

(2)2014年12月31日，国家发展改革委印发了《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》(发改价格[2014]3008号)，文件明确对陆上风电继续实行分资源区标杆上网电价政策。其中，将第I类、Ⅱ类和Ⅲ类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元、0.52元和0.56元；第Ⅳ类资源区风电标杆上网电价维持现行每千瓦时0.61元不变。上述规定适用于2015年1月1日以后核准的陆上风电项目，以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目。

(3)2015年12月22日，国家发展改革委印发了《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》(发改价格[2015]3044号),对全国陆上风电2016年上网标杆电价和2018年上网标杆电价进行了调整。其中2016年上网标杆电价适用于2016年1月1日以后、2017年12月31日以前核准的陆上风电项目；2018年上网标杆电价适用于2018年1月1日以后核准的陆上风电项目。2年核准期内未开工建设的项目不得执行该核准期对应的标杆电价。2016年以前核准的陆上风电项目但于2017年底仍未开工建设的，执行2016年上网标杆电价。

(4)2016年9月，国家发展改革委印发了《关于调整新能源标杆上网电价的通知》(征求意见稿)，适当降低保障性收购范围内2018年新建陆上风电和2017年新建光伏发电等新能源标杆上网电价，风电电价调整情况具体见表4，上述规定自2017年1月1日起执行。

表4 全国陆上风电项目上网电价调整情况元/kW·h

注：表中时间均为核准时间，2年核准期内未开工建设的不得执行该核准期对应的标杆电价。

3.3 上网电价下调对风电项目的影响

国家发展改革委能源研究所以及相关人士认为 “风电、光伏等新能源平价上网是大势所趋”，但在实现平价上网之前，还必须配套解决补贴拖欠和“弃风限电”两大难题，否则行业发展将面临困局。

尽管国家出台了《可再生能源法》以及《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，但目前我国全年弃风发电量已近400亿kW·h，弃风区域主要集中在内蒙古、甘肃等西部地区，部分区域弃风率甚至达到了 50%以上。鉴于越来越严重的“弃风限电”情况，通过下调上网电价可以在一定程度上遏制对规模的盲目追求，迫使投资者更为理性地作出决定；也可以通过下调上网电价倒逼风机等主要设备成本下降，从而降低整个风电场的工程造价，提升风电行业的长期竞争力。因此，从长远来讲，我们认为逐步下调风电上网电价是有利的，但短期内大幅下调上网电价将对风电行业冲击较大。

4 电价下调对某山地风电项目的影响分析

某山地风电场装机容量为10万kW，项目初步总投资为106 327.53万元，运行期20年，按照0.60元/kW·h、0.58元/kW·h、0.57元/kW·h、0.56元/kW·h和0.55元/kW·h共5个上网电价方案对项目进行财务指标测算，具体结果见表5。

由表5数据可以看出，在其他条件不变的情况下，上网电价从0.60元/kW·h下降到0.55元/kW·h，虽然电价只下降了0.05元/kW·h，但发电利润总额减少了24 071.08万元，资本金财务净现值(税后)减少了8 562.97万元，全部投资财务内部收益率(税后)降低了1.35%，资本金内部收益率(税后)降低了4.72%。

表5 某山地风电场财务指标汇总

5 针对电价下调拟采取的应对措施

电价下调和补贴滞后将直接影响到风电场的投资收益，需要通过优化风机设备选型、降低工程造价和运行成本，优化风机运行程序以及合理安排风机设备检修时间等方式来保证项目效益，从而促进风电事业的健康发展。

5.1 优化设备选型及微观选址

公司将进一步加强组织协调，邀请设计院和相关风机设备制造商进行讨论研究，尽量选择适合本项目特点的设备。在此基础上，还将组织设计院和风机制造商到现场进行微观选址，优选风机机位，努力提高风电项目发电量。

(1)合理布设测风塔、加强测风数据的管理。因山地风电场地形和成风条件较为复杂，针对拟开发区域，综合风电场设计院和测风塔单位等专业意见后，合理布设测风塔，加强测风数据的日常管理，重点是大风季、冰冻期测风数据的管理，进一步摸清风能资源情况。

(2)选择合适的风机机型。为充分利用风能资源，在尽可能减少占地的前提下，选择适合风电场特点的更长叶片、更大单机容量的风机机型，有利于提高风电场发电量，保证风电场收益。

(3)复核微观选址方案。收集压矿等边界条件资料，在风电场设计院推荐的布机方案的基础上，邀请不同的风机厂家共同参与风电场微观选址方案，并与项目业主一道进行现场复核，优选风机机位。

(4)风险机位补充测风。针对一些山地风电场风能资源存在较大风险的机位进行补充测风，采用同期数据对比等方式掌握风能资源情况，消除或降低投资风险。

5.2 控制工程造价、降低成本

随着风机等主要设备的技术进步和成本下降，风电项目工程投资也会逐渐降低。在施工过程中，公司还将进一步加强施工质量管理和运行维护管理，降低建设成本和运行成本，从而保证项目收益水平。

(1)优化道路设计。邀请设计单位和运输单位一并进行现场踏勘，对道路路径和宽度进行优化，减少开挖量和对地表的扰动，从而减少道路投资。

(2)采用装配式升压站。因装配式升压站采用标准化配置，所以其组装方便，占地面积少，具备施工快捷和降低投资的特点，其产品主要覆盖35 kV和110 kV等级。因此，在某些建设条件恶劣的地区，可以采用这种升压站，有利于控制施工进度，节约工程投资。

(3)采用大容量的风机，减少风机机位，降低投资。在同等开发规模情况下，选择更长叶片、更大单机容量的风机，有利于减少风机机位和占地面积，节约道路和集电线路投资，从而降低整个项目投资。

(4)优化集电线路设计。根据优化后的风机机位，采用多种路径以及架空、地埋等架设方式进行比较，从而优化集电线路的设计，科学合理地降低集电线路投资。

5.3 优化风机运行程序，提高发电量

风电场投运后，结合项目的实际运行情况，公司还将组织技术管理人员和风机设备制造商，针对每个机位定制个性化的控制策略及相关参数，提高整体发电量。

5.4 合理安排风机等设备的检修时间、提高风电场可利用小时

项目投运后，公司将进一步提升现场管理水平，做好风机、箱变、升压站主要设备等的日常巡检和送出工程的健康管理与定检工作，有预见性地进行诊断和维护。结合项目风能资源特点和风机等设备的检修要求，合理安排设备的维护时间，提高发电量。

6 电价下调、优化投资后的山地风电场财务评价指标

以前面介绍的某山地风电场为例，对该项目进行了设计方案优化，共节约投资7 713.17万元(其中道路节约投资910.10万元，集电线路节约投资235.03万元，升压站节约投资801.02万元，建安及设备费节约投资3 699.45万元，征地、水环保措施及管理等其他费用节约投资2 067.57万元)，优化后的项目总投资为98 614.36万元，装机规模和发电量不变，仍按照0.60元/kW·h、0.58元/kW·h、0.57元/kW·h、0.56元/kW·h和0.55元/kW·h共5个上网电价方案对项目进行财务指标测算，并与原投资方案进行对比，具体结果见表6。