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积极落实风电政策,逐步摆脱风电补贴。2017年10月16日,能源局表示政府的目标是在2020-2022年风电先于光伏发展实现不依赖补贴发展,逐步摆脱风电补贴。在退出风电补贴政策方面,基本的思路是分类型、分领域、分区域逐步退出。率先使部分资源优越的陆地风电摆脱对补贴的依赖,集中式陆地风电将是最先退出补贴的领域,其次才会涉及到海上风电以及分散式风电。
可再生能源配额考核和绿色证书交易机制将是未来能源转型的有效市场化措施。可再生能源电力配额考核制度及配套的绿色电力证书交易机制是国际上普遍采用的可再生能源产业扶持政策,配额制可以有效解决补贴标准和退出的问题,绿色电力证书交易有效缓解财政缺口,引导价格走向市场化。目前,绿色电力证书已于2017年7月1日正式开展认购工作。2017年4月, 2020全国各省可再生能源配额制出台;2017年11月,发改委、能源局正式印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》,特别提到“《可再生能源电力配额及考核办法》另行发布”。2018年3月国家能源局发布《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》,配额制有望于2018年正式出台。目前,绿证制度主要是面对成本较低的新能源项目,主要是陆上风电项目。由于海上风电初始投资大、建设周期长、投资风险较高,执行绿证交易可能给项目收益带来一定波动风险,目前海上风电没有纳入绿证核发对象,但实行绿证将是走向市场化的必然趋势。
政策推动风电项目的竞争配置,有望加快平价上网进程。2018年5月24日,国家能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》,提出尚未配置到项目的年度新增集中式陆上风电和未确定投资主体的海上风电项目全部通过竞争方式配置并确定上网电价,各项目申报的上网电价不得高于国家规定的同类资源区标杆上网电价。该举措有望促进风电项目建设规划的透明化,有效降低风电的非技术类成本,加快推进风电项目的平价上网进程。
5. 从成本下降看海上风电发展加速
5.1 技术进步带动海上风电成本下降
成本预期比较明确,拥有成本下行潜力。由于海上风电机组、施工运行成本较高,同时受限于技术水平、海洋环境、规模生产,海上风电具有较高的度电成本,高成本成为制约其发展的重要因素。但从全球范围发展趋势来看,在当前可再生能源发电技术中,风电的技术进步和成本预期比较明确。目前全球陆上风电场平均度电成本约为70美分 /KWh(约为0.53元/KWh),陆上风电度电成本逐渐接近当地常规发电成本(例如火电)。海上风电度电成本远高于陆上成本,但成本逐年持续稳定下降,2017年上半年全球海上风电的度电成本(加权平均)约为124美元/MWh。参考海外经验,因采用更大功率的海上风机、机组技术提高、规模生产及项目竞价,欧洲海上风电度电成本正逼近其他成熟的发电技术,例如丹麦Vattenfall Vindkraft A/S海上风电项目度电成本约为0.37元/KWh,为未来中国海上风电发展提供标杆。
风电机组价格、风电开发投资及运行维护成本的降低将相应地拉低风电度电成本。目前,国内海上风电机组厂商缺少核心竞争力,依赖于海外技术、核心零部件,大容量机组仍然处于试验挂机阶段,根据国内陆上风电机组成本下降及海外海上风电机组发展经验,实现海上风电机组规模化、国产化会降低机组成本,从而降低风电投资成本。同时随着技术提高,机组大型化普及,将持续降低海上风电营运过程中的损耗,降低运营维护成本,风电度电成本将整体下行。
受益于风电的技术进步和规模扩大,风电机组价格、风电开发投资成本呈现不断下降趋势。随着风电的技术进步和规模扩大,即使考虑到今后钢材和铜等原材料上涨和风机技术标准提高带来的成本上升,风电机组价格仍有一定下降空间。风电机组成本占风电开发投资成本比重较大,海上风电机组占比约为30-50%,属于核心部件,由于风电机组成本下降,风电开发投资成本也随之下降。目前近海风电的投资是陆上风电的2倍,大约为14000元/KW-19000元/KW,预计2020、2030和2050年降至14000元/KW、12000元/KW和10000元/KW。
未来近海风电的运行维护成本将迅速下降。风电场的运行和维护成本包括服务、备件、保险、管理和其他费用等,是风电成本的一个重要组成部分。目前的各风电企业之间的运行成本差别较大,海上风电的单位度电运行成本要高于陆上风电运行成本,约为1.5倍。目前普遍认为,中国陆地风电运行成本占风电成本的25%左右,约0.1元/KWh。假定未来陆地风电运行维护成本维持在0.1元/KWh,根据《中国风电发展路线图2050》,未来近海风电的运行维护成本则将与陆上风电持平,甚至略低于陆上风电,预计2020和2030年海上风电近海运行维护成本分别为0.15元/KWh和0.1元/KWh。
5.2 技术进步叠加成本下降,海上风电投资收益前景可观
结合我国海上风能资源状况,海上风电投资收益前景可观。我国拥有发展海上风电的天然优势,海岸线长达1.8万公里,可利用海域面积300多万平方公里,海上风能资源丰富。在近海70m高度年平均风功率密度可达 300w/m2以上,大于6m/s风速的累计小时数可达4000小时,其中台湾海峡和东海南部风能资源最为丰富,风功率密度超过500 w/m2,大于6m/s风速的累计小时数可达5000小时。基于成本测算的主要假设条件,海上风电项目的内部收益率可达到23.24%,度电成本为0.38元/KWh。虽然度电成本依旧高于煤电标杆电价,还不能实现平价上网,但整体项目具备较高的经济性。
技术进步叠加成本下降,海上风电内部收益率有较大的提升空间。根据内部收益率的敏感性分析,固定EPC成本,利用小时数越高,内部收益率越高;同样,固定利用小时数,EPC成本越低,内部收益率越高。当EPC成本为16元/W,利用小时数从2400增长至3600,海上风电场内部收益率从11.86%提升到29.48%。当利用小时数固定为3200,EPC成本从18元/W降至14元/W,海上风电的内部收益率从16.21%提升到28.17%。
技术进步叠加成本下降,未来海上风电实现平价上网可期。根据度电成本的敏感性分析,固定EPC成本,利用小时数越高,度电成本越低;同样,固定利用小时数,EPC成本越低,度电成本越低。当EPC成本为16元/W,利用小时数从2400增长至3600,海上风电场度电成本从0.51元/KWh降低到0.34元/KWh。当利用小时数固定为3200,EPC成本从18元/W降至14元/W,海上风电的度电成本从0.45元/KWh降低到0.35元/KWh。随着单机功率的增大与叶片直径的加长,海上风电将逐步达到经济规模化发展,未来实现平价上网可期。
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