海上風(fēng)電成本分析與收益敏感性研究

張佳麗，黃潔亭

(水電水利規(guī)劃設(shè)計(jì)總院，北京 100120)

0 引 言

我國沿海地區(qū)海上風(fēng)能資源豐富，電網(wǎng)接入和消納條件較好，開發(fā)建設(shè)海上風(fēng)電場(chǎng)是我國風(fēng)電開發(fā)的重要方式之一。2009年，國家能源局組織啟動(dòng)海上風(fēng)電規(guī)劃工作，沿海各地區(qū)開展了海上風(fēng)能資源調(diào)查和規(guī)劃，在規(guī)劃引導(dǎo)、特許權(quán)招標(biāo)、電價(jià)政策出臺(tái)的多重促進(jìn)作用下，沿海各地區(qū)海上風(fēng)電開發(fā)建設(shè)積極有序開展。我國海岸線漫長(zhǎng)，各地海上風(fēng)電風(fēng)能資源和建設(shè)條件差異很大，海上風(fēng)電的開發(fā)建設(shè)成本也不相同。目前，尚缺乏對(duì)全國海上風(fēng)電開發(fā)成本的系統(tǒng)分析，難以掌握近年來海上風(fēng)電成本構(gòu)成和變化趨勢(shì)及其對(duì)海上風(fēng)電收益的影響，以及對(duì)后續(xù)上網(wǎng)電價(jià)變化的抗風(fēng)險(xiǎn)能力，制約了政府和開發(fā)企業(yè)投資決策。

為更好地支撐海上風(fēng)電投資決策和抗風(fēng)險(xiǎn)性，本文剖析了海上風(fēng)電開發(fā)成本及構(gòu)成，對(duì)海上風(fēng)電成本及收益敏感性進(jìn)行分析，提出了我國海上風(fēng)電成本降低策略，為海上風(fēng)電場(chǎng)工程開發(fā)決策提供參考。

1 海上風(fēng)電投資和結(jié)構(gòu)

1.1 投資造價(jià)

近年來，海上風(fēng)電建設(shè)進(jìn)度加快，通過規(guī)?；瘞?dòng)產(chǎn)業(yè)化的發(fā)展，實(shí)現(xiàn)了海上風(fēng)電大容量機(jī)組進(jìn)入產(chǎn)業(yè)化應(yīng)用時(shí)代，裝備及技術(shù)快速突破，海上風(fēng)電整體產(chǎn)業(yè)鏈逐步成熟，降低了投資造價(jià)水平。

2007年，我國首個(gè)海上風(fēng)電試驗(yàn)機(jī)組在綏中油田正式建成，采用1臺(tái)金風(fēng)科技1.5 MW風(fēng)電機(jī)組進(jìn)行試驗(yàn)示范，標(biāo)志著我國海上風(fēng)電發(fā)展取得實(shí)質(zhì)性突破。該項(xiàng)目受規(guī)模小、離岸距離遠(yuǎn)、前沿科技成本高等因素影響，單位造價(jià)達(dá)到26 667元/kW，度電成本0.364元/(kW·h)。2010年6月8日，亞洲第一個(gè)商業(yè)化運(yùn)行的海上風(fēng)電項(xiàng)目——上海東海大橋風(fēng)電項(xiàng)目的34臺(tái)3MW海上風(fēng)電機(jī)組調(diào)試完畢，全部并網(wǎng)投入運(yùn)行，標(biāo)志著我國風(fēng)電拉開海上開發(fā)的序幕，該項(xiàng)目也屬于早期海上風(fēng)電項(xiàng)目，造價(jià)達(dá)到23 189元/kW，相對(duì)較高[1]。

“十二五”期間，我國海上風(fēng)電穩(wěn)步發(fā)展，布局主要位于建設(shè)條件相對(duì)較好的華東沿海地區(qū)，海上風(fēng)電工程投資概算見表1。從表1可知，2007年～2017年，工程造價(jià)水平呈現(xiàn)穩(wěn)步下降趨勢(shì)，從23 189元/kW下降至15 617元/kW，逐步逼近早期潮間帶風(fēng)電投資水平，降幅達(dá)到30%；單位電能投資從0.354元/(kW·h)降至0.224元/(kW·h)，下降幅度達(dá)到35%?？梢姡Ｉ巷L(fēng)電在控制投資造價(jià)水平降低的同時(shí)，進(jìn)一步注重了發(fā)電效率的提升，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)了度電投資快速下降。

表1 海上風(fēng)電工程投資概算

表2 不同資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率IRR測(cè)算 %

注：粗體數(shù)字代表具有較好投資價(jià)值的典型海上風(fēng)電項(xiàng)目收益率。長(zhǎng)江以北地區(qū)開發(fā)的風(fēng)電項(xiàng)目風(fēng)速主要介于6.0～ 7.5 m/s、投資主要介于15 000～17 000元/kW；長(zhǎng)江以南地區(qū)風(fēng)速普遍高于7.5 m/s、投資普遍高于18 000元/kW。

1.2 投資結(jié)構(gòu)

近2年來，以華東沿海為代表的海上風(fēng)電項(xiàng)目單位造價(jià)主要介于15 000～18 000元/kW。其中，設(shè)備及安裝工程費(fèi)用為9 000～12 000元/kW，占比約66%；風(fēng)電機(jī)組部分投資為6 700～7 500元/kW，約占設(shè)備及安裝工程費(fèi)用的64%，對(duì)整體費(fèi)用影響較大；塔筒約550元/kW，占比約為5%；相關(guān)電氣設(shè)備費(fèi)用約1 000元/kW，占比約10%；建筑工程投資約3 500～5 500元/kW，占比約為24%，其中風(fēng)電機(jī)組基礎(chǔ)工程費(fèi)用2 800～3 500元/kW；施工輔助工程費(fèi)用主要包含施工碼頭、大型船舶(機(jī)械)進(jìn)出場(chǎng)費(fèi)、供水供電等費(fèi)用，該項(xiàng)投資約150～250元/kW，占比約1%；其他費(fèi)用包括用海用地費(fèi)、前期工作費(fèi)、資源補(bǔ)償費(fèi)、項(xiàng)目建管費(fèi)、生產(chǎn)準(zhǔn)備費(fèi)等，投資為800～1 200元/kW，占比約6%；預(yù)備費(fèi)為300～500元/kW，占比約3%。

2 海上風(fēng)電收益敏感性分析

2.1 不同地區(qū)收益測(cè)算

根據(jù)對(duì)我國海上風(fēng)電場(chǎng)風(fēng)能資源、造價(jià)水平的分析，按現(xiàn)行財(cái)稅和電價(jià)政策，對(duì)不同建設(shè)條件下海上風(fēng)電工程進(jìn)行資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率測(cè)算，結(jié)果見表2。若長(zhǎng)江以北地區(qū)海上風(fēng)電投資水平不超過17 000元/kW、風(fēng)能資源達(dá)到6.5 m/s(發(fā)電小時(shí)大于2 300 h)，資本金內(nèi)部收益率IRR基本能夠滿足8%的要求，具有一定的投資開發(fā)價(jià)值；若長(zhǎng)江以南地區(qū)海上風(fēng)能資源超過7.5 m/s(發(fā)電小時(shí)大于2 700 h)，資本金收益率IRR基本可滿足8%的要求，且具有較好的投資回報(bào)水平。

2.2 敏感性因素分析

通過單因素敏感性分析，研究投資、電量、電價(jià)、利率等因素分別變化-15%～20%時(shí)，對(duì)資本金收益率IRR的敏感性影響結(jié)果。某海上風(fēng)電項(xiàng)目，靜態(tài)投資17 000元/kW，年平均滿負(fù)荷利用小時(shí)數(shù)為2 400 h，上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)為0.85元/(kW·h)(含稅)，資本金內(nèi)部收益率IRR為8%。各因素變化對(duì)資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率IRR敏感性分析計(jì)算結(jié)果見表3。

表3 各因素變化時(shí)資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率IRR %

表4 資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率IRR的敏感性系數(shù)測(cè)算

結(jié)合上述單因素敏感性分析結(jié)果，研究其對(duì)資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率IRR的影響程度。采用敏感度系數(shù)ΔS作為評(píng)判指標(biāo)，即當(dāng)單因素作為自變量時(shí)，資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率的變化率ΔIRR與該單因素變化率ΔF的比值[2]。敏感度系數(shù)ΔS的絕對(duì)值越大，表明IRR對(duì)該項(xiàng)變化因素越敏感，反之亦然。測(cè)算結(jié)果見表4。從表4可知，在海上風(fēng)電項(xiàng)目中，資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率IRR對(duì)投資變化最為敏感，對(duì)發(fā)電量和電價(jià)變化敏感程度次之，對(duì)利率變化敏感程度最低。

3 海上風(fēng)電開發(fā)成本下降策略

3.1 競(jìng)價(jià)調(diào)整

隨著風(fēng)電平價(jià)上網(wǎng)戰(zhàn)略的進(jìn)一步推進(jìn)，海上風(fēng)電產(chǎn)業(yè)將逐步推動(dòng)上網(wǎng)電價(jià)下調(diào)或市場(chǎng)競(jìng)價(jià)等價(jià)格調(diào)整機(jī)制，進(jìn)一步實(shí)現(xiàn)可再生能源補(bǔ)貼退坡機(jī)制。以敏感性最為強(qiáng)烈的投資和發(fā)電小時(shí)數(shù)作為單因素變量，測(cè)算海上風(fēng)電電價(jià)下降步長(zhǎng)為0.05元/(kW·h)(含稅)時(shí)，為保證項(xiàng)目資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率8%，對(duì)應(yīng)投資項(xiàng)和發(fā)電小時(shí)項(xiàng)應(yīng)實(shí)現(xiàn)的控制性指標(biāo)。

(1)基本方案。當(dāng)海上風(fēng)電項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)為0.85元/(kW·h)(含稅)時(shí)，靜態(tài)單位投資為17 000元/kW，年平均滿負(fù)荷利用小時(shí)數(shù)為2 400 h，資本金內(nèi)部收益率IRR為8%。

(2)競(jìng)價(jià)方案。若上網(wǎng)電價(jià)降低0.05元/(kW·h)，即0.8元/(kW·h)(含稅)時(shí)，為確保收益率IRR達(dá)到8%，應(yīng)控制海上風(fēng)電項(xiàng)目投資降低至16 000元/kW或發(fā)電小時(shí)數(shù)提高至2 550 h。若上網(wǎng)電價(jià)降低0.1元/(kW·h)，即0.75元/(kW·h)(含稅)時(shí)，應(yīng)控制投資降低至14 900元/kW或發(fā)電小時(shí)數(shù)提高至2 720 h。

可見，海上風(fēng)電項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)每降低0.05元/(kW·h)(含稅)，為實(shí)現(xiàn)收益率指標(biāo)，對(duì)應(yīng)控制降低投資1 100元/kW或提升發(fā)電能力150 h以上。

3.2 競(jìng)價(jià)策略路徑

為做好海上風(fēng)電項(xiàng)目，應(yīng)對(duì)上網(wǎng)電價(jià)下調(diào)政策的影響，應(yīng)將海上風(fēng)電項(xiàng)目作為復(fù)雜系統(tǒng)工程看待，從前期工作、技術(shù)方案、設(shè)備選型、投資管理等方面做好相關(guān)應(yīng)對(duì)策略，做好投資預(yù)算管理和控制，盡可能降低投資，并通過設(shè)計(jì)方案優(yōu)化和風(fēng)電機(jī)組選型，提升工程發(fā)電效率和電價(jià)，增加發(fā)電收入，進(jìn)而降低項(xiàng)目開發(fā)風(fēng)險(xiǎn)。本文建議從以下3個(gè)方面做好海上風(fēng)電項(xiàng)目管理工作：

(1)加強(qiáng)技術(shù)創(chuàng)新，提升海上風(fēng)電設(shè)備性能。陸上風(fēng)電經(jīng)過幾十年的發(fā)展，形成了適應(yīng)多種自然環(huán)境氣候的風(fēng)電機(jī)組類型，如高原型、低風(fēng)速型、抗凝凍型等，通過加長(zhǎng)葉輪直徑、提升單位掃風(fēng)面積、加大輪轂高度等方式，將風(fēng)電滿負(fù)荷利用小時(shí)數(shù)提升30%，顯著提高了風(fēng)機(jī)發(fā)電能力，相關(guān)技術(shù)手段已走在世界前列。海上風(fēng)電所處環(huán)境惡劣，風(fēng)電機(jī)組系統(tǒng)成本高，可靠性差，維護(hù)量大，噪聲污染嚴(yán)重，加之我國海上風(fēng)電起步較晚，機(jī)組整體成熟性仍有待提高。因此，在滿足海上風(fēng)電機(jī)組安全性、耐久性要求的同時(shí)，需加大力度提高科技研發(fā)能力，不斷自主創(chuàng)新，設(shè)計(jì)更具我國海上風(fēng)電適用性的風(fēng)電機(jī)組，推動(dòng)大容量機(jī)組成熟化發(fā)展，加強(qiáng)成本較高環(huán)節(jié)的研發(fā)力度，促進(jìn)成本不斷降低。

(2)優(yōu)化海上風(fēng)電技術(shù)方案，提高發(fā)電效率和減少工程量。在海上風(fēng)電項(xiàng)目操作層面，加強(qiáng)風(fēng)資源評(píng)估、地質(zhì)勘測(cè)以及環(huán)境影響，建立完善用海補(bǔ)償機(jī)制的基礎(chǔ)研究工作，深化針對(duì)性專業(yè)設(shè)計(jì)，優(yōu)化技術(shù)方案，提升發(fā)電能力和節(jié)省工程量。結(jié)合風(fēng)能資源變化特點(diǎn)，做好風(fēng)電機(jī)組選型和微觀選址工作，提高海上風(fēng)電項(xiàng)目發(fā)電效率并減少電能損耗，通過優(yōu)化技術(shù)方案可實(shí)現(xiàn)發(fā)電小時(shí)數(shù)提升300 h以上，在上網(wǎng)電價(jià)下調(diào)0.1元/(kW·h)情況下，可滿足基本財(cái)務(wù)收益率要求；另一方面，提升海上升壓站集成化技術(shù)水平，優(yōu)化風(fēng)電機(jī)組基礎(chǔ)型式，提升施工工藝及技術(shù)水平，在確保安全的前提下優(yōu)化降低海上風(fēng)電項(xiàng)目工程量，控制投資總量。

(3)控制投資管理水平，拓寬融資渠道。我國海上風(fēng)電項(xiàng)目造價(jià)較高，通過分析設(shè)備購置費(fèi)中風(fēng)電機(jī)組、海纜、海上升壓站，建安費(fèi)用中施工、安裝等費(fèi)用和權(quán)重，明確海上風(fēng)電成本控制的關(guān)鍵點(diǎn)。一是，隨著海上風(fēng)機(jī)的批量化生產(chǎn)，未來機(jī)組設(shè)備價(jià)格通過競(jìng)爭(zhēng)進(jìn)一步擠占額外空間，高于陸上風(fēng)電機(jī)組價(jià)格重點(diǎn)體現(xiàn)在惡劣環(huán)境適應(yīng)性和后期運(yùn)行維護(hù)質(zhì)保服務(wù)，機(jī)組造價(jià)將會(huì)有1 000～2 000元/kW的下降空間。同時(shí)，隨著國內(nèi)大截面高壓海纜制造能力的提高，未來海纜等設(shè)備價(jià)格有望進(jìn)一步下降。二是，目前大型施工企業(yè)已進(jìn)駐海上風(fēng)電施工安裝領(lǐng)域，用于海上施工安裝的大型船機(jī)設(shè)備數(shù)量大幅度增加，施工技術(shù)成熟化、基礎(chǔ)型式多樣化、設(shè)計(jì)方案穩(wěn)定化、施工船機(jī)專業(yè)化程度不斷完善，海上風(fēng)電施工設(shè)備及安裝能力不斷提升，施工建設(shè)成本有望降低10%～15%。 三是，從資本角度出發(fā)，拓寬投融資渠道，調(diào)動(dòng)保險(xiǎn)業(yè)在海上風(fēng)電行業(yè)中的積極性，降低融資成本。通過拓寬直接融資渠道、完善民間融資機(jī)制、探索碳排放市場(chǎng)、出臺(tái)鼓勵(lì)海上風(fēng)電企業(yè)投保政策以及建立有效的國際再保險(xiǎn)渠道等，降低海上風(fēng)電投融資成本。

總之，在國內(nèi)海上風(fēng)電電價(jià)下調(diào)背景驅(qū)動(dòng)下，隨著對(duì)海上風(fēng)電更深的認(rèn)識(shí)，以及大容量海上風(fēng)電機(jī)組的國產(chǎn)化、批量化、施工設(shè)備及安裝工藝的提高，海上風(fēng)電總體建設(shè)成本下降空間可期。

4 結(jié) 語

近幾年，我國華東沿海海上風(fēng)電穩(wěn)步發(fā)展，2009年～2017年實(shí)際工程造價(jià)水平呈現(xiàn)穩(wěn)步下降趨勢(shì)，降幅達(dá)到30%，投資結(jié)構(gòu)中各分項(xiàng)投資均呈降低趨勢(shì)。海上風(fēng)電項(xiàng)目資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率IRR對(duì)投資變化的敏感性系數(shù)最大，且最為敏感，對(duì)發(fā)電量和電價(jià)變化敏感程度次之。在可再生能源補(bǔ)貼退坡機(jī)制的背景要求下，海上風(fēng)電項(xiàng)目應(yīng)加強(qiáng)技術(shù)創(chuàng)新，提升設(shè)備性能，優(yōu)化技術(shù)方案，提高發(fā)電效率和減少工程量，提高投資管控能力，多措并舉實(shí)現(xiàn)降本增效，以提升財(cái)務(wù)抗風(fēng)險(xiǎn)能力。