淺論陸上風電項目如何應對電價下調形勢

唐紅強， 溫 鵬， 馬麗瓊， 杜 瑤

(1.四川省能投風電開發有限公司， 四川 成都 610020； 2.中國電建集團成都勘測設計研究院有限公司， 四川 成都 610072；3.四川電力設計咨詢有限責任公司， 四川 成都 610063)

1 風電等新能源代表著能源行業的未來

受化石能源日趨枯竭、能源供應安全和保護環境等的驅動，多年以前發達國家和一些發展中國家就很重視風能、太陽能等新能源的開發利用。風能和太陽能具有分布廣泛、資源儲量大、不污染環境、不破壞生態、技術基本成熟、盈利模式成熟等特點，是21世紀最有發展前景的綠色能源，是人類社會可持續發展的主要新動力源。各國可再生能源發展目標見表1。

表1 各國可再生能源發展目標

2016年10月6日，聯合國秘書長潘基文與意大利總統馬塔雷拉會晤后向媒體發表講話指出，截至目前，已有73個國家正式批準了氣候變化《巴黎協定》，這些國家的溫室氣體排放量占全球總量的58%以上。目前，《巴黎協定》跨過了生效所需的兩道“門檻”，并將于2016年11月4日正式生效。《巴黎協定》的正式生效，標志著人類新經濟時代的開始。而新能源將作為核心動力來啟動這個時代，風電、光伏發電將會迎來新一輪爆發。

2 我國風電發展目標及現狀

2016年6月1日，國家主席習近平致第七屆清潔能源部長級會議和“創新使命”部長級會議賀信，他在信中強調，中國將貫徹“創新、協調、綠色、開放、共享”的發展理念，大力發展清潔能源，構建低碳能源體系，推動全球可持續發展。習近平主席強調發展清潔能源再一次彰顯中國走綠色發展道路的決心。

2.1 我國風電發展目標

根據《中華人民共和國可再生能源法》《國務院關于加快培育和發展戰略性新興產業的決定》《國家能源發展戰略行動計劃》(2014-2020年)以及推動能源生產和消費革命的總要求，促進可再生能源開發利用，保障實現2020年、2030年非化石能源占一次能源消費比重分別達到15%、20%的能源發展戰略目標。

根據《國家能源局關于印發〈風電發展“十三五”規劃〉的通知》(國能新能[2016]314號)，到2020年底，我國風電累計并網裝機容量確保達到2.1億kW以上，其中海上風電并網裝機容量達到500萬kW以上；風電年發電量確保達到4 200億kW·h，約占全國總發電量的6%。要實現這一目標，我國風電發展仍有較大空間。

2.2 我國風電發展現狀

截至2016年9月底，我國發電設備總裝機容量為15.5億kW，其中火電裝機10.3億kW，占總容量的66.5%，仍是我國能源的主要供給來源；風電裝機1.39億kW，僅占總容量的9.0%(見表2)。

表2 我國各類能源裝機情況

我國風電2016年前三季度新增并網容量1 000萬kW，累計并網容量達到1.39億kW。其中，前三季度新增并網容量較多的省份是云南省(226萬kW)，風電平均利用小時數較高的省份也是云南省(1 712 h)。

表3 2016年前三季度風電并網運行情況

注：數據統計來自中電聯和電網公司調度口徑。

2.3 四川省風電發展目標及現狀

四川歷來被認為是一個風資源貧乏地區，風力發電開發價值不大。2011年全省首個風力發電場德昌風電一期投產，并取得良好的社會效應和經濟效益，拉開了全省新能源產業快速健康發展的序幕。全省“十三五”規劃的風電裝機容量約600萬kW，截至2016年9月底，全省并網風電項目104萬kW，僅占全省總裝機容量的1%，發電量約占全省的0.5%，占比很小。

2016年8月22日國家能源局發布《關于四川省創建國家清潔能源示范省有關事項的復函》，同意將四川清潔能源示范省建設納入國家能源發展“十三五”規劃，支持四川清潔能源示范省建設。此外還指出，四川要在提高水電調節能力基礎上，規劃建設風電光伏發電基地，形成水、風、光互補的現代化電力系統，大幅度提高可再生能源發電的可靠性和靈活性。

3 電價下調對風電的影響

3.1 上網電價構成情況

目前，我國風電標桿上網電價由兩部分組成，一部分是由國家電網負擔項目所在省份的脫硫燃煤機組標桿上網電價，目前支付較為及時；另一部分是通過全國征收的可再生能源電價附加給予風力發電企業電價補貼，補貼資金由國家財政資金撥款、國網省電力公司支付，目前支付進度較為滯后。

2016年1月，財政部、國家發改委、國家能源局聯合印發了《關于組織申報可再生能源電價附加資金補助目錄的通知》(財辦建[2016]9號)；但直到2016年9月，財政部等部門才聯合印發了《關于公布可再生能源電價附加資金補助(第六批)的通知》(財建[2016]669號)，覆蓋2014年1月到2015年2月底前并網投產的電站，補貼嚴重滯后將影響風電項目的正常經營。

3.2 陸上上網電價下調情況

(1)2009年7月20日，國家發展改革委印發了《關于完善風力發電上網電價政策的通知》(發改價格[2009]1906號)，文件明確分資源區制定陸上風電標桿上網電價。按風能資源狀況和工程建設條件，決定將全國分為四類風能資源區，I類、Ⅱ類、Ⅲ類和Ⅳ資源區的標桿上網電價分別為每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。上述規定自2009年8月1日起實行；2009年8月1日之前核準的風電項目，上網電價仍按原有規定執行。

(2)2014年12月31日，國家發展改革委印發了《關于適當調整陸上風電標桿上網電價的通知》(發改價格[2014]3008號)，文件明確對陸上風電繼續實行分資源區標桿上網電價政策。其中，將第I類、Ⅱ類和Ⅲ類資源區風電標桿上網電價每千瓦時降低2分錢，調整后的標桿上網電價分別為每千瓦時0.49元、0.52元和0.56元；第Ⅳ類資源區風電標桿上網電價維持現行每千瓦時0.61元不變。上述規定適用于2015年1月1日以后核準的陸上風電項目，以及2015年1月1日前核準但于2016年1月1日以后投運的陸上風電項目。

(3)2015年12月22日，國家發展改革委印發了《關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知》(發改價格[2015]3044號),對全國陸上風電2016年上網標桿電價和2018年上網標桿電價進行了調整。其中2016年上網標桿電價適用于2016年1月1日以后、2017年12月31日以前核準的陸上風電項目；2018年上網標桿電價適用于2018年1月1日以后核準的陸上風電項目。2年核準期內未開工建設的項目不得執行該核準期對應的標桿電價。2016年以前核準的陸上風電項目但于2017年底仍未開工建設的，執行2016年上網標桿電價。

(4)2016年9月，國家發展改革委印發了《關于調整新能源標桿上網電價的通知》(征求意見稿)，適當降低保障性收購范圍內2018年新建陸上風電和2017年新建光伏發電等新能源標桿上網電價，風電電價調整情況具體見表4，上述規定自2017年1月1日起執行。

表4 全國陸上風電項目上網電價調整情況 元/kW·h

注：表中時間均為核準時間，2年核準期內未開工建設的不得執行該核準期對應的標桿電價。

3.3 上網電價下調對風電項目的影響

國家發展改革委能源研究所以及相關人士認為 “風電、光伏等新能源平價上網是大勢所趨”，但在實現平價上網之前，還必須配套解決補貼拖欠和“棄風限電”兩大難題，否則行業發展將面臨困局。

盡管國家出臺了《可再生能源法》以及《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》，但目前我國全年棄風發電量已近400億kW·h，棄風區域主要集中在內蒙古、甘肅等西部地區，部分區域棄風率甚至達到了 50%以上。鑒于越來越嚴重的“棄風限電”情況，通過下調上網電價可以在一定程度上遏制對規模的盲目追求，迫使投資者更為理性地作出決定；也可以通過下調上網電價倒逼風機等主要設備成本下降，從而降低整個風電場的工程造價，提升風電行業的長期競爭力。因此，從長遠來講，我們認為逐步下調風電上網電價是有利的，但短期內大幅下調上網電價將對風電行業沖擊較大。

4 電價下調對某山地風電項目的影響分析

某山地風電場裝機容量為10萬kW，項目初步總投資為106 327.53萬元，運行期20年，按照0.60元/kW·h、0.58元/kW·h、0.57元/kW·h、0.56元/kW·h和0.55元/kW·h共5個上網電價方案對項目進行財務指標測算，具體結果見表5。

由表5數據可以看出，在其他條件不變的情況下，上網電價從0.60元/kW·h下降到0.55元/kW·h，雖然電價只下降了0.05元/kW·h，但發電利潤總額減少了24 071.08萬元，資本金財務凈現值(稅后)減少了8 562.97萬元，全部投資財務內部收益率(稅后)降低了1.35%，資本金內部收益率(稅后)降低了4.72%。

表5 某山地風電場財務指標匯總

5 針對電價下調擬采取的應對措施

電價下調和補貼滯后將直接影響到風電場的投資收益，需要通過優化風機設備選型、降低工程造價和運行成本，優化風機運行程序以及合理安排風機設備檢修時間等方式來保證項目效益，從而促進風電事業的健康發展。

5.1 優化設備選型及微觀選址

公司將進一步加強組織協調，邀請設計院和相關風機設備制造商進行討論研究，盡量選擇適合本項目特點的設備。在此基礎上，還將組織設計院和風機制造商到現場進行微觀選址，優選風機機位，努力提高風電項目發電量。

(1)合理布設測風塔、加強測風數據的管理。因山地風電場地形和成風條件較為復雜，針對擬開發區域，綜合風電場設計院和測風塔單位等專業意見后，合理布設測風塔，加強測風數據的日常管理，重點是大風季、冰凍期測風數據的管理，進一步摸清風能資源情況。

(2)選擇合適的風機機型。為充分利用風能資源，在盡可能減少占地的前提下，選擇適合風電場特點的更長葉片、更大單機容量的風機機型，有利于提高風電場發電量，保證風電場收益。

(3)復核微觀選址方案。收集壓礦等邊界條件資料，在風電場設計院推薦的布機方案的基礎上，邀請不同的風機廠家共同參與風電場微觀選址方案，并與項目業主一道進行現場復核，優選風機機位。

(4)風險機位補充測風。針對一些山地風電場風能資源存在較大風險的機位進行補充測風，采用同期數據對比等方式掌握風能資源情況，消除或降低投資風險。

5.2 控制工程造價、降低成本

隨著風機等主要設備的技術進步和成本下降，風電項目工程投資也會逐漸降低。在施工過程中，公司還將進一步加強施工質量管理和運行維護管理，降低建設成本和運行成本，從而保證項目收益水平。

(1)優化道路設計。邀請設計單位和運輸單位一并進行現場踏勘，對道路路徑和寬度進行優化，減少開挖量和對地表的擾動，從而減少道路投資。

(2)采用裝配式升壓站。因裝配式升壓站采用標準化配置，所以其組裝方便，占地面積少，具備施工快捷和降低投資的特點，其產品主要覆蓋35 kV和110 kV等級。因此，在某些建設條件惡劣的地區，可以采用這種升壓站，有利于控制施工進度，節約工程投資。

(3)采用大容量的風機，減少風機機位，降低投資。在同等開發規模情況下，選擇更長葉片、更大單機容量的風機，有利于減少風機機位和占地面積，節約道路和集電線路投資，從而降低整個項目投資。

(4)優化集電線路設計。根據優化后的風機機位，采用多種路徑以及架空、地埋等架設方式進行比較，從而優化集電線路的設計，科學合理地降低集電線路投資。

5.3 優化風機運行程序，提高發電量

風電場投運后，結合項目的實際運行情況，公司還將組織技術管理人員和風機設備制造商，針對每個機位定制個性化的控制策略及相關參數，提高整體發電量。

5.4 合理安排風機等設備的檢修時間、提高風電場可利用小時

項目投運后，公司將進一步提升現場管理水平，做好風機、箱變、升壓站主要設備等的日常巡檢和送出工程的健康管理與定檢工作，有預見性地進行診斷和維護。結合項目風能資源特點和風機等設備的檢修要求，合理安排設備的維護時間，提高發電量。

6 電價下調、優化投資后的山地風電場財務評價指標

以前面介紹的某山地風電場為例，對該項目進行了設計方案優化，共節約投資7 713.17萬元(其中道路節約投資910.10萬元，集電線路節約投資235.03萬元，升壓站節約投資801.02萬元，建安及設備費節約投資3 699.45萬元，征地、水環保措施及管理等其他費用節約投資2 067.57萬元)，優化后的項目總投資為98 614.36萬元，裝機規模和發電量不變，仍按照0.60元/kW·h、0.58元/kW·h、0.57元/kW·h、0.56元/kW·h和0.55元/kW·h共5個上網電價方案對項目進行財務指標測算，并與原投資方案進行對比，具體結果見表6。

表6 優化投資前后財務指標對比

由表6知，通過進一步優化風電場設計方案，可以合理降低工程造價。即使電價下降到0.55元/kW·h，也能保證項目全部投資財務內部收益率(稅后)為7.55%，資本金內部收益率(稅后)為13.88%，從而保證項目取得合理收益。