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在过去的几年中,欧洲海上风电进入招标模式。但是风电招标是否能提供途径降低成本,并最终实现LCOE目标?本篇专题研究报告将解读不同招标模式,并对开发成本和电价结构进行分析。
本文还将回答一个关键问题:究竟是谁在为北海地区的风电并网设施买单?
由于不同国家海上风电招标面临的风险和融资各有不同,因此很难比较。在“Centralised”丹麦和荷兰模式下,国家将对电厂进行招标,该电厂经过预先许可,确定可以享受补贴。在“Opendoor"和“Hybrid"英国模式下,开发者则需要承担充分开发的责任,以及更多的风险。
偏远海上风场的风电并网所需设施该由谁负责?
这个问题的答案也因国家而异。在英国:项目开发商必须承担建设(并随后出售)所有输电设施的责任,这会将施工期间的成本增加大约$1.03m/MW。在丹麦和荷兰:输电网络的融资与建设则是电网运营商的责任。除了输电和开发,海上风电项目的成本主要由风场所在区域的水深和离岸距离所决定。因此,在所有规划的海上风电拍卖中,丹麦的近海项目很有可能实现最低的单位容量(MW)成本。
•通过分析近期的资本支出情况、融资条款和电价结构,我们预计,丹麦和荷兰的风电拍卖可能将在2017年最先实现EUR100/MWh的产业度电成本目标。然而,这需要有一个前提,那就是开发商无需承担建造输电基础设施的责任。否则,该目标只能等到2024年的项目融资到位,才有实现的可能。
以下是我们统计到的几组数据:
2015至2026年间,英国项目的收益将至少下跌35%;2013至2019年间,丹麦项目的收益将至少下跌38%;2019至2023年间,荷兰项目的收益将至少下跌23%。
英国方面,预计一个配电设施完善的风电项目将在2021年实现该国GBP100/MWh的度电成本目标。
丹麦和荷兰方面,预计若干风电项目将在2017年实现EUR100/MWh的行业度电成本目标。
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