我國近海風電電價水平分析及定價機制展望

孫海萍，朱鵬

（中海油新能源投資有限責任公司，北京市 100016）

0 海上風電特點及開發意義

與陸上風電相比較，海上風能的開發利用具有諸多優勢，如風能資源豐富穩定、距離海岸較遠從而對環境的負面影響較小、機組易大型化發展、風電場易規模化開發等。同時，海上風電開發也存在著各方面的難題，比如海上運輸安裝、海上基礎設計安裝、海纜鋪設等涉及到較復雜的海上工程技術，投資較高，而且運營維護成本等也遠遠高于陸上風電。因此，海上風電場的裝機容量一般要達到100MW或者更大，以適當利用規模效應和使用更大單機容量的海上風電機組來降低海洋工程技術風險和運行維護成本。

我國海上可開發風能資源達200GW左右，豐富的風能資源以及逐步成熟的海上風電技術使我國具備大規模發展海上風電的條件。在合理的行業政策及電價定價機制指導下，海上風電將逐步成為我國一個迅速發展的新興產業，對于改善我國能源結構、實現節能減排和應對氣候變化等具有重要的現實意義。

1 國內外海上風電發展現狀

1991年丹麥建成了世界上第一個海上風電場，拉開了世界海上風電場開發建設的序幕。目前全球的海上風電裝機比例仍然較小，主要分布在歐洲的淺海海域。根據歐洲風能協會（EWEA）的情景預測，到2020年歐洲海上風電裝機規模至少能夠達到40GW，約占歐洲電力生產總量的4%左右。

我國海上風電的發展也已進入實質階段。2007年11月8日,中國海油在渤海綏中36－1油田區域建成的我國首座海上風力發電站（1.5MW）正式投入運營；2010年上海東海大橋海上風電場示范項目（102MW）的建設完工，標志著我國有了第一個真正意義上的海上風電場。根據國家《可再生能源發展“十二五”規劃》，“十二五”期間我國將積極穩妥地推進海上風電開發建設，規劃到2015年海上風電將達到5GW，2020年將達到30GW。

但相對于較為成熟的陸上風電來說，我國海上風電項目開發進度較為緩慢。截至2012年底，我國海上風電裝機容量僅約380MW[1]。原因涉及多方面，比如海上風電海域與其他部門的海域規劃沖突，海上風電機組運輸安裝和海底電纜的施工難度大，安裝維護成本高，沒有合理的電價水平和定價機制，項目盈利壓力大等。為推動海上風電的開發，2010年國家正式啟動了第一期海上風電特許權招標，此次招標的4個項目均位于江蘇，總裝機容量達1000MW。由于海域規劃及招標價格偏低等方面的原因，截至目前，4個項目均未有實質性的進展。

2 現有的風電定價機制及標桿電價

2.1 國內外風電電價政策

目前世界各國針對風電的電價政策可以分為3大類[2]：（1）固定電價政策；（2）電價補貼政策，尤其是帶有價格上、下限的電價補貼政策，簡稱限價政策；（3）綠色能源許可證政策。比較這3種電價政策下的風險分攤方式，固定電價政策對風電商最有利；電價補貼政策是對固定電價政策的改進，其在風險分攤方面向前邁出一步；綠色能源許可證政策是一種全新的思路，通過綠色能源許可證，可以由傳統能源補貼可再生能源，推動可再生能源電力的發展，促使整個社會能源結構的轉變。

我國陸上風電產業在幾十年發展過程中，其定價機制經歷了4個時期[3]，即盲目定價階段、區域定價階段、招標定價階段以及現在實行的分區域標桿電價階段。（1）盲目定價階段，為了擴大風電市場，嘗試實施各種價格政策，此階段制定的風電價格欠缺公平合理性。（2）區域定價階段，各地審批的風電價格差異很大，各不相同。（3）招標定價階段，2003年以來，為了促進風電產業規模化發展并同時提高風電設備的國產化率，在風電定價機制中引進市場競爭機制，即我國的大型風電項目均采用風電場建設承包商與風電機組制造廠家捆綁招標的形式來確定風電價格，但過程中也存在為了搶得中標資格進行惡性競爭，導致招標價格過低的情況。（4）分區域標桿定價階段，即對陸上風電實行根據風能資源條件確定的分區域標桿上網電價政策，進一步規范了風電電價的管理，標志著我國風電產業進入了新的良性發展階段。

2.2 國內陸上風電標桿電價及影響

根據《關于完善風力發電上網電價政策的通知》，2009年8月1日起，全國風能資源區分為4 類，相應風電標桿電價水平分別為0.51元/kWh、0.54元/kWh、0.58元/kWh和0.61元/kWh。其中，風能資源較好的區域實行較低水平的標桿電價，風能資源較差的區域實行較高水平的標桿電價。標桿電價的推行中繼續實行風電費用分攤制度，即風電上網電價（標桿電價）中高出當地燃煤機組標桿上網電價的部分，通過全國征收的可再生能源電價附加費分攤解決。

與國外風電電價政策相比，我國目前實行的標桿電價政策與歐洲國家的固定電價政策在本質上是一致的，都對風電實行全額保障性收購，風電的售電價格和銷售量有保證，波動性和間歇性問題由電網公司負責，電價成本最終由用戶分攤。

應該說，分區域標桿上網電價的定價機制補充和完善了原有的風電價格政策，進一步規范了風電電價的管理，簡化了政府的項目審批程序，有利于投資者預先估算投資風電場的收益，調動了投資者投資風電的積極性，保證了風電項目的利潤。該定價政策實施以來，有效地推動了我國陸上風電的發展，截至2012年底，我國風電累計裝機容量已達到75.32GW（其中海上風電僅約380MW）[1]，位居世界第一。

但是，目前我國海上風電卻尚未形成相應的成熟的電價定價機制。

3 近海風電項目電價水平分析

3.1 海上風電環境條件分類

國內外對海上風電場的定義有很多種。一般來講，海上風電包括潮間帶（有水和無水交替的海域）、潮下帶（常年有水至5m及以下水深的海域）、近海（理論最低潮水位5m－50m（含50m）水深的海域）、深海（大于理論潮水位50m以上水深的海域）風電場工程。我國《海上風電開發建設管理暫行辦法實施細則》也提出了關于海上風電場的“雙十”原則，即海上風電場原則上應在離岸距離不少于10km、灘涂寬度超過10km時海域水深不得少于10m的海域布局。根據該規定及已有海洋工程經驗和能力，本文重點討論高潮水深為0m－30m，離岸距離在0km－30km之間的近海區域中建設的風電場。

3.2 海上風電電價水平的主要影響因素

風電的電價水平主要受以下3個因素影響：（1）風能資源情況；（2）風電場總投資；（3）運營維護成本。其中，風能資源情況是決定風電場發電量、直接影響到風電場收入的主要因素；風電場總投資和運營維護成本是影響風電場運營總成本的主要因素。從陸上風電的運營狀況來看，固定資產投資所帶來的折舊以及融資成本占風電場運營總成本的90%左右，日常管理及維護成本占10%。

海上風電投資較高主要是由于建設海域的水深和離岸距離而導致的基礎結構、安裝運輸、海纜連接等投資的增加。其中，費用增加最多的是基礎結構[4]。根據英國公司Gallrad Hassan的GH成本分析模型，某大型海上風電項目的成本構成中，風電機組及其組件占51%，支撐結構占19%，各項成本的高低取決于水深和離岸距離[5-6]。

由于項目投資較高（一般是陸上風電場的2倍至2.5倍左右）、日常維護成本高，因此海上風電項目的整體成本偏高。但由于風能資源較好，風能密度及年發電小時數高于陸上風電，因此海上風電項目的發電量及收入和陸上風電相比有大幅度的增加。

根據海上風電項目的成本構成比例，海上風電場的規模效應對風電場單位千瓦投資的影響比較有限，相應地對電價的影響也不會很明顯。因此，對某特定裝機容量的海上風電場電價水平進行分析，其電價水平的分析結論能夠適用于其他不同規模的海上風電場。本文將僅對100MW規模的海上風電場進行分析，著重探討建設海域的水深、離岸距離以及當地的風能資源豐富程度（年等效滿發小時數）這3個影響因素，按照等同于陸上風電項目全部投資內部收益率（IRR）8%的要求，推算海上風電項目的價格水平。

3.3 基準風電場電價及影響因素分析

以下對裝機容量為100MW、水深10m、離岸10km、設計年等效滿發小時數為2600h的海上風電場作為基準風電場進行分析，并在此基礎上分析水深、離岸距離及設計年利用小時數這3個參數的變化影響。

該基準風電場參照海洋工程實踐中成熟可行的設施設備、施工工藝、費用估算經驗及相適應的項目管理方法：

(1)選擇34臺單機容量3MW的海上專用風電機組；

(2)單柱三樁的鋼結構海上基礎；

(3)自升式浮吊海上分體運輸及安裝方式；

(4)交流海纜及陸上升壓站；

(5)棄置費比例為工程投資的2%；

(6)運維費用：充分考慮海洋環境的復雜性和運維難度。洋流、海浪、風力等海況因素影響著海上風電場運行維護的現場“可進入性”，決定了運維事項進展的不確定性和較高的運維成本。另外，故障不能及時解決將會帶來更多的占用運維船只時間以及損失相應的發電量和收入。考慮到這些因素和故障逐步增多的趨勢，在5年的質保期內不計算運維費用，待質保期滿后，估算風電場運營期第六年的運維費用為工程投資額的1.5%，以后每年的運維費用在前一年的基礎上增加5%；

(7)借鑒行業內海上風電場建設及運營經驗，考慮建設期2年、運營期20年（海上惡劣的腐蝕環境下，風電機組壽命保守估計為20年）；

(8)海上風能資源較為豐富，基準風電場年等效滿發小時數采用2600h。

按照上述參數測算，項目動態總投資為19.1377億元，單位投資為1.8763萬元/kW，其中20%為自有資金。根據財務分析，該風電場全部投資財務內部收益率（IRR）為8%的含增值稅電價為1.034元/kWh。

下面各表分別是在不同的水深條件下，離岸距離變化及年等效滿發小時數變化對總投資和電價的影響。

3.4 國內近海風電項目電價水平

我國有漫長的海岸線和廣闊的海域，可開發海上風電的區域較廣，各地的風能資源及其他自然條件不盡相同，海上風電場項目的電價也必然因其而異。通過對基準風電場及其影響因素的初步分析，可得出現階段我國近海風電場項目的電價水平，并大致得出以下經驗：

水深每增加10m，電價約增加6分；離岸距離每增加10km，電價約增加1分；年等效滿發小時數每減少100h，電價約增加4分。顯而易見，水深和年等效滿發小時數（風能資源豐富程度）是最主要的兩個影響因素。

以此電價水平為基準，相應條件下的近海風電項目含增值稅電價可以按照上述最主要的兩個因素的影響程度進行推導（對于年等效滿發小時數大于2600h的，按照2600h計算），有如下的經驗推導式：

按照我國海上風電場選址的“雙十”原則和本文的電價水平分析，目前國內近海風電場的含增值稅電價等于或高于1元/kWh比較合理。

表1 10m水深對總投資和電價的影響

表2 20m水深對總投資和電價的影響

表3 30m水深對總投資和電價的影響

4 近海風電定價機制展望

隨著海上風電行業的快速發展和逐步成熟，海上風電的投資及相應的電價水平趨于合理和穩定。為了實現國家《可再生能源發展“十二五”規劃》中海上風電裝機容量的發展目標，有必要參照標桿電價政策對陸上風電發展的積極影響，依據建設海域的海水深度和年等效滿發小時數（風能資源豐富程度）這兩個最主要的影響因素，建立適合我國現階段海上風電發展的標桿電價定價政策，引導海上風電產業持續健康發展。

下面是參照陸上標桿電價而建立的我國近海風電4類條件的標桿電價劃分表，可作為近海風電標桿電價定價政策的參考。

在該標桿電價劃分基礎上，應根據風電場建設投資水平的變化，在某個間隔時間下調該標桿價格水平，如可以每年將該標桿價格水平下調一定百分比或一定數值，并在條件成熟時最終實現海上風電電價定價的市場化。通過這樣的機制創新和適時下調，可以保證海上風電標桿電價隨著項目建設投資的逐年下降而有所下降，促進其不斷提高經濟效率，降低生產成本，推動技術進步。

5 結語

陸上風電快速發展的實踐證明，采用分區域的標桿電價政策作用明顯，能夠最大限度地促進風電行業的投資和技術發展。海上風電處于快速發展時期，在現階段參照陸上風電標桿電價政策對其發展的積極影響，建立近海風電的標桿電價定價機制，將為我國實現《可再生能源發展“十二五”規劃》海上風電的發展目標提供重要的政策支撐。

表4 我國近海風電4類條件的標桿電價劃分表

根據對基準近海風電場的電價分析，目前國內近海風電場的含增值稅電價應在1元/kWh以上比較合理，各個條件的近海風電場含增值稅電價可在此基準上考慮相應的影響因素變化而推導得出。依據這個分析結論，可參考制定出我國近海風電劃分為4類條件的標桿電價定價政策，推動我國海上風電又好又快地發展。

[1] 中國風能協會.2012年中國風電裝機容量統計[J].風能,2013(3):44-55.

[2] 趙珊珊,張東霞,印永華,等.風電的電價政策及風險管理策略[J].電網技術,2011,35(5).

[3] 弭婷婷.我國風電定價機制的歷程及評價[J].商業經濟，2012,390(1).

[4] 李涌.海上風電發展現狀及投資敏感性分析[J].西昌學院學報,2012,26(3).

[5] 溫培剛,趙黛青，廖翠萍，等.影響海上風電成本收益的重要因素分析及政策建議[J].特區經濟,2012(8）.

[6] 嚴曉建.我國海上風電開發投資及相關問題分析[J].中國市場,2010(15).