《中国海上风电电价政策研究》摘要报告-北极星风力发电网

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2016年6月21日至23日，首届“2016海上风电领袖峰会”在浙江宁波象山召开，本届峰会吸引了近400名业界精英齐聚象山，共同探讨海上风电发展现状与前景，寻求实现海上风电发展最有效的解决方案。在6月21日于大会开幕式先期举行的中国海上风电政策研讨闭门会上，发布了《中国海上风电电价政策研究》摘要报告。以下摘要报告的全文：

一、海上风电发展现状综述

凭借风力资源丰富、发电利用小时数高、不占用土地、适宜大规模开发等特点，海上风电一直被视为风力发电的重要发展方向，2015 年，全球海上风电装机创纪录地新增了 3.4GW，与 2014 年相比增长近108%，其中绝大多数由欧洲国家建设，约3.02GW(占全球新增装机的89%)。全球海上风电总装机达到12GW1，其中欧洲11GW (91%) 。

欧洲海上风电项目主要分布在北大西洋西岸地区，其中北海沿岸(69.4%)，爱尔兰海沿岸(17.6%),波罗的海沿岸(12.9%)。 2015 年欧洲的新增装机中，德国新增 2.2GW，超过此前一直遥遥领先的英国(571 MW)，摘得年度新增装机冠军，全球范围内中国( 361MW)，荷兰(180MW)以及日本(3MW)三国分列第三至第五位。

虽然受政策变动影响，英国2015年仅实现新增装机571MW，但仍然以5.1GW的总装机量稳居海上风电总装机榜首，紧随其后的是德国3.3GW，丹麦1.3GW，中国1GW.2015年全球海上风电投资额超过170亿美元，与2014年相比增长11%。很多国家开始启动海上风电计划，美国在2015年开始开发其第一个海上风电项目(30MW);印度则是公布了其海上风电的相关政策，为未来发展海上风电铺路。

欧洲各国海上风电布局目标明确，德国、法国、波兰、西班牙和意大利分别将2020年海上风电的目标定为6.5GW、6GW、1GW、750MW和680MW。英国则制定了更为长远的目标，到2030年实现海上风电装机39GW。从亚洲看，除中国海上风电有所推动外，韩国、日本也都对该领域进行目标设定，韩国计划到2019年完成2.5GW海上风电装机。日本也早在2013年就提出过将海上风电发电能力扩大到100万千瓦。

二、中国海上风电开发状况

2015年，中国海上风电新增装机100台，容量达到360.5MW，同比增长58.4%。其中，潮间带装机58 台，容量181.5MW，占海上风电新增装机总量的50.35%;其余49.65%为近海项目，装机42台，容量179MW。

截至2015年底，中国已建成的海上风电项目装机容量共计1014,6MW。其中，潮间带累计风电装机容量达到611.98MW，占海上装机容量的60.31%，近海风电装机容量402.7MW占39.69%。

从我国历年海上风电发展趋势看，我国海上风电产业并未形成平稳的发展态势，虽然2015年新增装机容量创历史新高，但是这与我国确定的到2015年末实现海上风电装机500万千瓦的“十二五”风电发展目标相距甚远。

从我国海上风电发展的政策路径上看，我国海上风电发展经历了试点(东海大桥项目)——特许权招标(江苏滨海、射阳、东台和大丰项目)——规模化探索三个阶段。期间国家先后出台《海上风电场工程规划工作大纲》【国能新能(2009)130号】，要求我国沿海各省开展海上风资源情况调查及海上风电场工程规划工作，2010年国家能源局，国家海洋局联合下发《海上风电开发建设管理暂行办法》【国能新能(2010)29号】规定了海上风电项目的开发流程，各项工作的审批管理部门。

时隔一年国家能源局、国家海洋局再次联合下发《海上风电开发建设管理实施细则》以细化管理责权，减少项目开发的阻力。2012年国家能源局印发《风电发展“十二五”规划》【国能新能 (2012)195 号文】，为我国海上风电开发设定了短期目标，规划提出到2015年实现海上风电装机500万千瓦。《国家发展改革委关海上风电上网电价政策的通知》【发改价格[2014]1216 号】，通知规定了2017年以前投运的海上风电的售电价格，分别是近海风电项目上网电价为每千瓦时0.85元(含税)，潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.75元(含税)。

从政策脉络看，基本上符合可再生能源在不同阶段最有效的政策需求，但是从节奏过快，从试点完成到规模化探索仅仅四年时间，而规模化探索启动之时特许权招标项目尚未完成建设投运，并没有给确定海上风电价格提供足够的实践支撑，以至于首次定价价格偏低，致使被视为推动可再生能源发展最有效的政策手段——固定电价制度未能发挥预想的作用，推动产业发展。

三、海上风电成本构成

从海上风电开发的成本构成看，主要涵盖初投资：风力发电机组、基础、海上变电站、集电线路与送出海缆;运行维护费用及财务成本等几个方面。

3.1 初始投资

从初始投资看，风力发电机组支出占项目总投资约50% ，是海上风电场投资的重头，这一比例随着风电机组的单机容量的增加，安装量减少而降低，在不考虑市场因素(材料价格波动、开发商市场议价能力等)的条件下，机组设备的技术升级将最大成度的降低海上风电的发电成本;风电机组基础的建设投资如常约占总投资的 20%到25%，基础的投入费用存在的不确定性较大，海底地形、海况条件以及施工作业条件等多方面因素都是重要的影响条件，如果遇到较复杂的自然条件，极有可能导致时间及财务成本失控，为项目带来较大的风险; 海上变电站在总投资中的占一般不超过10%，该比例会由于项目不同而发生很大的变化，这很大程度取决于所需变电站的数量，该部分的设备成熟度较高，一般成本溢出多发生在安装环节，一方面海上变电站的重量与该部分投资正相关，另一方面，由于船舶等海上安装对作业平台要求较高，因此会很大程度的提高这部分成本; 集电线路与送出海缆一般占项目总投资的20%以内，集电线路的总资本投入取决于海缆的规格、风机数量以及风机间距。

按照每兆瓦装机的标准计算，集电线路海缆的资本支出一般随着项目容量的增加而降低。

从我国目前海域情况看，我国可开发海上风电资源水深10m-50m不等，离岸距离一般在10——20km，单位千瓦造价差异也较大，单位千瓦静态投资在15000——20000元的区间浮动。其中风电设备价格和建设安装装价格几乎持平，几乎都占到海上风电厂总投资的45%左右，受我国海上作业经验、海工装备成熟程度以及我国海上风电目前的规模程度影响，建设安装费在很大程度上会超过设备购置费，且存在较多不定因素，风险较大。

3.2 运行维护费

海上风电场需要维护的设备主要包括风电机组设备、升压站设备及平台、海缆等。但海上风电场一般离岸距离较远，加上台风和寒潮等天气引起的大浪等不利海况条件，可到达性差，风电机组运行维护较困难，维护成本很高。目前根据项目设备在寿命期可靠性逐渐下降的特点，修理费率分阶段考虑，一般建设期及质保期取固定资产价值的 0.5%，剩余年份取1.5%。根据欧洲海上风电场运行、维护经验，其海上风电场运行、维护费用约占其发电总收入的1/4，风电场运行维护工作量约为同等规模陆上风电场的2倍，运行维护工作量较大，难度较高。

3.3 财务成本

由于海上风电初投资较大，项目施工周期长，因此，建设期利息等财务成本对海上风电的影响也较大，我国目前的金融体制决定，海上风电项目与其他和再生能源项目一样不可能做到基于项目的融资，而是需要业主所在的比较有实力的集团公司背书，虽然这种模式可能导致未来对产业发展的局限，但这在现阶段这种方式某种程度上减小了海上风电的融资难度，特别是试点项目和特许权项目中，企业一般能够拿到低于央行基准利率的优惠贷款。

如果排除贷款的优惠成分，一般财务成本将到总成本的4.5%。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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