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3.4我国海上风电项目度电成本测算
基于我国目前已经投运的海上风电情况,和目前能够获得的项目运行参数对倒推测算,边界条件中等效利用小时数及静态总投资采用浮动区间测算,旨在得出目前海上风电成本的可能区间;基准内部收益率选择工程项目的基准全投资内部收益率8%,海风电度电成本如下条件下进行测算。
测算得出含税海上风电成本在最优条件下应该不低于0.84元 /kWh。从目前的海上风电电价看,海上风电的开发盈利空间极为有 限。抗风险能力较差。由于海上风电初投资巨大,目前只有体量较大的国有开发企业进行投资,而根据国资委要求国有资产保值增值,国有企业项目投资内部收益率应该达到12%以上,因此,多数取得开发权的项目无法推进开发,致使海上风电项目规模化开发进程受到严重 的阻碍。
四、国际海上风电政策状况
海上风电因其成本较高,产业尚处于起步阶段,因此需要政策给予较大的支持,从海上风电发展较快的国家看,都是在政策设定上给予倾斜,为产业带来较为宽松的发展环境。以英国和德国为例再此方面可见一斑。
英国
英国的主要扶持是基于其差价合约政策,该政策的设计是为给予所有的低碳电力(包括核电、可再生能源以及碳捕获与储存)最有效的长期支持。差价合约中的发电商一方像往常一样通过电力市场出售电力产出,然后获得执行价格(strike price)与基准价格(referenceprice)之间的差别支付;执行价格反映了投资某低碳发电技术的花费,而基准价格是对英国电力市场平均电价的一个衡量。
差价合同预算来源于两部分资金:一是来自于针对新建可再生能 源/低碳发电项目的资金;二是来自“可再生能源最终投资决定(Final Investment Decision Enabling for Renewables)”机制中剩余的资金。差价合同预算(CfD budget)将会分为较为成熟技术预算和较不成熟技术预算。对于特定的技术,政府提议设定差价合同预算的 最高值或最低值。政府将英国现行低碳技术分为“较为成熟”和“较不成熟”两类,如下表所示。
对于较为成熟的技术,政府要设定适当的差价合同预算,以确保分配程序从一开始就具有竞争性。目前政府偏向于实施“清算价格支付(pay-as-clear)”,即所有成功的差价合同项目获得相应的招标清算价格。差价合同下,发电商获得的执行价不会高于相应技术的行政执行价。
对于较不成熟的技术,政府决定在最初阶段这些技术不参与较为 成熟技术的竞争,以确保目前尚未成熟的技术获得足够的投资,从而在其应用中实现成本降低,促进可再生能源的多样性。如果较不成熟技术分类的预算能够支持所有该分类下的项目申请,所有项目将会以 行政执行价获得差价合同。
同时,如果某项技术的支持规模未能达到预期,那么多余的预算可以被用于支持其他技术。
海上风电作为技术成熟度不高的产业,政府给予了更多的优惠,2015年2月,海上风电第一次差价投标结果公布,两家中标公司分别为: East Anglia一期 (714MW), 119.89英镑/MWh,第一阶段交付于2017/18年;Neart na Gaoithe (448MW), 114.39英镑/MWh,交付于2018/19年。 虽然执行价格借鉴了2012年的投标价,但自从引入了差价合约机制,海上风电价格成本降低了近15%。
德国
2015年德国海上风电开发的表现尤为亮眼。相较2014年492.2MW的新增并网装机容量,德国海上风电产业去年增长强劲, 超越英国,以2,282.4MW的新增并网容量跃升为欧洲增速最快的海上风电市场。这一方面归功于更加成熟的海上风电并网技术,另一方面也反映了政策变化预期给市场带来的影响。 自2002年启动以来,德国海上风电行业一直执行固定上网电价(Feed-in tariffs)政策。
为激励海上风电发展,德国通过增加溢价补贴,不断调高其《可再生能源法》(EEG)中对于海上风电固定电价的规定。在EEG2014年中,德国树立了2020年前实现6.5GW、 2030年前15GW海上风电装机的目标,并为2020年前可投入运营的项目提供了两种电价方案,一类是前十二年执行0.154欧元/度电, 其后降至 0.039 欧元/度电;另一类为前8年执行0.194欧元/度电(2018年之后降至0.184欧元/度电),其后同样降至0.039欧元/度电。
这一政策极大程度地促进了德国海上风电产业的发展。 然而,根据EEG2016年修正草案,德国计划从2017年开始, 逐步由招投标机制取代固定电价,成为可再生能源领域的主要激励政策,以调动更多市场因素促进可再生能源成本下降和实现2050年前占比80%的目标。对于德国海上风电项目来说,2021 年及之后投入运营的海上风电装机将适用于此。
2021至2024年间,德国计划执 行转型招投标机制,已规划或获准的风电项目将就有限容量进行两轮招投标竞争,这就意味着某些已获准容量可能落入补贴范围之外。 2025至2030年,新的海上风电项目将需在新增容量招投标中参与竞争。可以说,对未来电价变化预期的不确定也是德国海上风电市场 在去年一年间实现突飞猛进的重要影响因素。从德国和英国的海上风电政策和对产业的激励作用效果看,政策导向应该一方面给予产业足够的引导,体现“激励”目的,这一点在电价定价幅度方面可以得到充足的体现;另一方面需要使产业有足够的信心通过改进技术,优化管理实现更高的收益,从而降低整个行业的成本,为市场化竞争奠定基础。
五、海上风电政策建议
基于以上分析可以看出,国家和产业对海上风电的发展方向具有高度的认同,国家希望通过产业扶持政策在激励产业发展的同时防止 产业盲目扩张,出现负面效应;产业希望能够通过项目实践优化技术,提高管理从而在使海上风电具有更广阔的市场,但需要在度的把握上 更加精准。 第一,从价格水平上看,我国海上风电电价定价明显偏低,建议短期内(十三五期间)维持我国现有海上风电水平,以期通过技术发 展和管理细化使海上风电在该价格水平上的可行性增强,基于产业足够的发展信心。虽然我国拥有全球最大的风电市场和成熟的风电制造 产业,但是对于海上风电无论是风电机组实践积累还是海上作业技术与国际先进企业相比都存在较大的差距;另外从海上风电风资源条件看,我国该类风资源不及欧洲,而且极端气候(台风)影响面积较大。但是从目前的价格比较看我国处于较低的水平,不足以刺激产业发展。
第二,给予产业足够的成长时间,我国产业发展速度一般会高于其他国家的同类产业,特别是以风电和光伏为主的可再生能源行业, 海上风电开发亦有明显迹象,我国从第一个海上风电项目试点开始到计划规模化探索仅仅经历了四年时间,期间的特许权招标阶段并未取 得应有的预期的结果,相反在竞价的过程中出现了一些很不理智的价格,致使海上风电定价依据的合理性无法保证,因此本应对产业有极 大促进作用的固定电价出台也未能使海上风电产业发展达到我国的 预期目标。
从国际经验看该过程一般都经历了10年以上的过程,虽然我国的风电产业基础较为雄厚,但是面对发展的客观规律还应保持足够的冷静。
第三、协调多方关系,打通申报流程。虽然2010、2011年国家能源局,国家海洋局连续两年相继联合下发《海上风电开发建设管理暂行办法》和《海上风电开发建设管理实施细则》旨在规定海上风电项目的开发流程,明确各项工作的审批管理部门,细化管理责权,减少项目开发的阻力。但是从海上风电的开发实践看,由于海洋开发还涉及其他诸如海事、渔业等相关部门,因此,需要相关部门综合协调,合理规划资源,为海上风电发展铺平道路。
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