海上風電場經(jīng)濟性及風險因素淺析

　　與其他新能源相比，風電具有建設周期短、投入運營快的特點，其技術相對較為成熟，發(fā)電成本接近火電成本，近年來我國風電裝機以每年超過１００％的速度增長。至２００９年末，我國風電裝機已達１６１３０ＭＷ，其中全部為陸地風電。由于我國陸地風能資源主要分布在“三 北”地區(qū)，裝機容量占比７５％左右，但這些地區(qū)絕大部分屬于中國電網(wǎng)的末端，電網(wǎng)建設相對落后，從２０１０年規(guī)劃裝機及區(qū)域電網(wǎng)容量看，內(nèi)蒙、東北、甘肅、新疆地區(qū)風電裝機已超過當?shù)仉娋W(wǎng)總?cè)萘康模保埃ィ虼耍磥恚?mdash;４年，在特高壓電網(wǎng)建成之前，這些區(qū)域的風電發(fā)展規(guī)模將遭遇電網(wǎng)消納能力瓶頸（國際普遍經(jīng)驗表明，風電上網(wǎng)電量在電網(wǎng)容量３％以內(nèi)對電網(wǎng)沒有影響，５％左右時可通過適當?shù)募夹g措施減少影響，１０％以上將影響電網(wǎng)的穩(wěn)定運行）。
　　海上風電與陸上風電相比具有風速高且穩(wěn)定、年利用小時數(shù)高、不占陸地面積、對環(huán)境影響小、靠近電網(wǎng)負荷中心等特點。在陸上風電短期遭遇電網(wǎng)瓶頸的背景下，我國啟動了海上風電項目特許招標項目。
　　世界海上風電發(fā)展現(xiàn)狀
　　目前的風電場主要分為陸上（包括灘涂）和海上。其中海上風電場又分為潮間帶和中、深海域。
　　１．海上風電發(fā)展規(guī)模及速度
　　海上風電開發(fā)在全世界都是新生事物，其開發(fā)難度要遠大于陸上風電，從技術上來講，海上風力發(fā)電技術要落后于陸上風力發(fā)電１０年左右，成本比陸上風電高１—２倍。
　　目前世界海上風電主要集中在歐洲，占全球總裝機量的９９％。自１９９１年丹麥第一座海上風電場建成到２０００年的十年中，僅完成了３１．４５ＭＷ的海上風電裝機容量。隨著海上風電整機技術及風電場建設技術的逐步成熟，從２０００年到２００８年，歐洲海上風電裝機容量年復合增長率達到３７．１％。從歐洲的８個國家已有規(guī)劃來看，２０１０年、２０１５年歐洲海上風電裝機容量將分別達到 ３５００ＭＷ、１５０００ＭＷ，未來五年歐洲海上風電將進入大規(guī)模發(fā)展期。
　　２００８年歐盟的海上風電裝機容量為１４７０ＭＷ，從各國占比看，英國和丹麥分別占４０％和２６％，其次是荷蘭約占１７％，瑞士占９％。但由于政策支持力度的差異，丹麥海上風電止步不前，未來５年德國將異軍突起，海上風電占比將從２００８年的１％提高到２０１０年的３０％，屆時，英國和德國將是海上風電的主力軍。
　　２．歐洲海上風電投資及成本
　　根據(jù)國外多個海上風電場投資的統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，海上風電場投資成本一般在１７００—２０００歐元／ｋｗ之間（外國陸上風電場投資成本在１０００歐元／ｋｗ左右），每度電成本在０．０８—０．１０歐元之間。但專家預測，這個價格有望在未來降到０．０４—０．０６歐元／ｋｗ。
　　由于丹麥海上風電場建設起步較早，積累了較多的經(jīng)驗，在技術和安裝設備方面也相對比較成熟，所以他們的建設成本比平均水平略低，而英國的兩個風電場的平均單位千瓦成本則高達２７２２歐元和４１００歐元。
　　海上風電經(jīng)濟性分析
　　雖然我國陸上風電場已開始大規(guī)模運行，但目前尚缺乏海上風電大規(guī)模運行的經(jīng)驗，且海上風電場建設成本及運行成本與陸上風電差別較大，因此國內(nèi)只能以歐洲已運行風電場成本來估算海上風電建設、運營成本。
　　１．成本經(jīng)驗值
　　以目前歐洲的經(jīng)驗值來看，一般來說水深２０米和離岸２０公里兩個指標是海上風電場投資成本變化的分水嶺。一般地，離岸２０公里的海上風電場水深會小于２０米，采用小于３．６ＭＷ的機組。
　　２．建設成本與運營成本構(gòu)成
　　海上風電分建設期和營運期，一般建設期為兩年左右，營運期應該在２０年以上。海上風電場建設期成本中的基礎建設、并網(wǎng)接線等費用在總投資成本中所占份額要高于陸上風電場；營運期維修費用和折舊費用占營運成本比例遠高于陸上風電場。
　　海上風電的風機相比陸地風機從設計上要考慮到冰凍、臺風、閃電、海水對風機的腐蝕等影響，要采用先進的鍍膜技術以及先進的防腐蝕材料等，因此對海上風機的要求比陸地要高，其造價也高，陸地風機成本平均５０００元人民幣／千瓦，海上風機在７—８千元／千瓦。但是從海上風電場建設總成本來講，占陸地風電場建設成本６５％—７５％左右的風機在海上風電場建設中只占３０％—５０％。
　　從營運成本考慮，海上風電場的營運成本仍然主要由財務費用和折舊費用構(gòu)成，但是兩項占比由陸上的７７％提高到８５％，同時維修費用也由陸上風電的５％提高到８％。
　　３．我國東海大橋海上風電場經(jīng)濟性分析
　　東海大橋海上風電場是國內(nèi)第一座海上風電場，由上海電力、大唐電力、中廣核聯(lián)合投資興建，計劃２０１０年完工。該項目總裝機容量１０２兆瓦，安裝３４臺國產(chǎn)單機容量３ＭＷ的離岸型風電機組，距離岸線８—１３公里，平均水深１０米，全部采用華銳自主研發(fā)的３４臺３兆瓦海上風電機組。
　　據(jù)悉，目前該項目３４臺風機已安裝完畢，總投資成本２３．６５元，項目資本金比例２０％，貸款年限１８年，按照年設備利用小時數(shù)２６００小時、電價０．９７４５元／度（含稅價）計算，項目每年發(fā)電收入２．５８億元。根據(jù)德國設備制造商ＲＥｐｏｗｅｒ提供的數(shù)據(jù)，歐洲海上風電場運營成本約為１—１．５歐分／ｋｗ·ｈ，考慮到歐元去年貶值較大，我們按照年初的匯率來計算并結(jié)合我國實際測算，項目運營成本約為４０００萬元人民幣／年，粗略估算其內(nèi)部收益率為４．３３％。
　　考慮到東海大橋海上風電場是我國第一個示范性海上風電場，其投資成本與營運成本較高是難免的，預計未來隨著技術水平的提高以及維護營運經(jīng)驗的增長，海上風電的電價有望降低，若國家出臺財政、稅收支持政策，海上風電收益率有望提高。
　　海上風電主要風險因素
　　１．技術風險
　　我國海上風電的安裝技術、設備生產(chǎn)技術都只是剛剛起步階段，目前全世界風電專家均認為全球還沒有研發(fā)出真正意義上的海上專用風機，全球還沒有真正成熟的海上專用兆瓦級風機，現(xiàn)有的風機均為陸上風機改造而成，不適應海上復雜的自然條件，故障率居高不下，維護費用大。我國目前能生產(chǎn)海上風機的華銳、金風等設備廠家的設備尚未經(jīng)過海上長期運行檢驗，能否經(jīng)受鹽霧腐蝕、海浪及潮流沖擊等環(huán)境的考驗，能否真正保障電力供應仍是未知數(shù)。
　　２．政策風險
　　與其他新能源發(fā)電一樣，由于其成本高、不成熟，需要得到國家政策支持，政策支持力度決定風電場開發(fā)速度。從歐洲風電場運營經(jīng)驗來看，從示范工程建設到大規(guī)模開發(fā)一般為兩年左右的時間，但是由于政策支持力度的不同，各國發(fā)展速度差異較大。盡管丹麥是最早開發(fā)建設海上風電的國家，由于政策支持力度不夠，導致近五年海上風電場進入停止狀態(tài)；相反，英國、德國由于國家補貼政策到位，海上風電場運營能保持較高的活力水平，發(fā)展迅速。在我國，雖然國家能源局表態(tài)未來海上風電是風電發(fā)展的重要方向，但尚無實質(zhì)性的支持政策出臺，還需要在政策層面進一步明確具體的界定和范圍。