陸上風電項目如何應對上網電價下調形勢？
2018-06-20 09:54:07
摘要：風力發電屬清潔可再生能源利用范疇，對于我國的能源供應與節能減排具有十分重要的意義，是21世紀最有發展前景的綠色能源之一。
近年來我國出臺了多項支持風電等新能源發展的相關政策，彰顯出國家對可再生能源開發利用的支持，但為提升風電行業的長期競爭力，同時也出現了多次下調風電上網電價的情況。
為應對上網電價下調的形勢，以某山地風電場項目為例，分析與研究上網電價下調對風電項目效益的影響，提出可通過優化設備選型、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的效益，從而促進風電產業的健康發展。
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、能源供應安全和環境保護等的驅動，多年以前美國、德國、法國等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，各國也制定了可再生能源發展目標，至2050年，美國、德國、法國等發達國家80%～100%的電力將來自可再生能源，中國可再生能源占比接近40%。新能源中，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，屬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。
2016年10月6日，時任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的講話中談到，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排放量的58%以上。《巴黎協定》已于2016年11月4日正式生效，標志著人類新經濟時代已經來臨，而新能源將是這個時代啟動的核心動力，作為新能源的風電、光伏發電也必將迎來新一輪爆發。
2 我國風電產業發展目標及現狀
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，彰顯出中國走綠色發展道路的決心。
2.1 我國風電產業發展目標
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2.1×108kW以上，其中海上風電并網裝機容量達到500×104kW以上;風電年發電量確保達到4200×108kW˙h，約占全國總發電量的6%。可見，我國風電發展有較大空間。
2.2 我國風電產業現狀
截至2017年6月底，我國發電設備總裝機容量為16.3×108kW。其中，火電裝機10.6×108kW，占總容量的65.0%，仍是我國能源的主要供給來源;水電裝機3.0×108kW，占總容量的18.4%;風電裝機1.54×108kW，僅占總容量的9.4%;光伏發電裝機0.98×108kW，占總容量的6.0%;其余為其他能源形式。
2017年上半年我國風電新增并網容量601×104kW，累計并網容量達到1.54×108kW，累計上網電量1490×108kW˙h，累計棄風電量235×108kW˙h，平均利用小時數984h。其中，上半年新增并網容量較多的省份是青海省(64×104kW)，風電平均利用小時數較高的省份是云南省(1592h)。2017年上半年各省區市風電并網運行情況見表1(數據統計來自中電聯和電網公司調度口徑)。
表12017年上半年風電并網運行情況
2.3 四川省風電產業發展目標及現狀
四川歷來被認為是一個風資源貧乏的省份，風力發電開發價值不大，但2011年全省首個風力發電場———德昌風電一期投產并取得良好社會效應和經濟效益后，四川省也拉開了新能源產業快速、健康發展的序幕。全省“十三五”規劃的風電裝機容量約600×104kW，截至2017年6月底，全省并網風電項目142×104kW，僅占全省總裝機容量的1.5%，其發電量約占全省總發電量的1.4%，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的基礎上，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 上網電價下調對風電行業的影響
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電企業的電價補貼，補貼資金由國家財政資金撥款、國網省電力公司支付，支付進度較為滯后。
2017年3月，財政部、國家發改委、國家能源局聯合印發了《關于組織申報第七批可再生能源電價附加補助項目的通知》(財辦建〔2017〕17號)，覆蓋未納入前六批補貼目錄并于2016年3月底前并網發電的項目。目前，尚未通報審核結果，補貼資金的嚴重滯后對風電項目的正常運營造成了一定的影響。
3.2 4次陸上風電上網電價下調情況
2009年7月20日，國家發改委印發了《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，全國分為4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0.51元/(kW˙h)、0.54元/(kW˙h)、0.58元/(kW˙h)和0.61元/(kW˙h)。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，其上網電價仍按原規定執行。
2014年12月31日，國家發改委印發了《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，Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類資源區風電標桿上網電價下調0.02元/(kW˙h);Ⅳ類資源區風電標桿上網電價維持0.61元/(kW˙h)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。
2015年12月22日，國家發改委印發了《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;2a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默許但于2017年底仍未開工建設的，執行2016年上網標桿電價。
2016年12月，國家發改委印發了《關于調整光伏發電陸上風電標桿上網電價的通知》(發改價格〔2016〕2729號)，降低了2017年1月1日之后新建的光伏發電項目和2018年1月1日之后新核準建設的陸上風電項目的標桿上網電價，并鼓勵通過招標等市場化方式確定新能源電價。
3.3 上網電價下調對風電行業的影響
國家發改委能源研究所以及相關人士認為，風電、光伏發電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，否則相關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400×108kW˙h，棄風區域主要集中在內蒙古、甘肅、新疆等西部地區，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”狀況，通過下調上網電價可一定程度上遏制對項目規模的盲目追求，迫使投資者更為理性地作出決定，也可以倒逼風機等主要設備降低成本，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，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產生較大沖擊。
4 上網電價下調對風電項目投資效益影響之具體案例分析
4.1 項目概況及財務指標測算
某山地風電場裝機容量為10×104kW，項目初步估計總投資為106327.53萬元，運行期20a，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(含稅)方案對項目進行財務指標測算，結果見表2。
表2某山地風電場項目財務指標測算結果
由表2可以看出:在其他條件均不變的情況下，如果上網電價從0.60元/(kW˙h)下調到0.55元/(kW˙h)，雖然僅僅下調了0.05元/(kW˙h)，但是每年發電項目利潤總額卻減少了24071.08萬元，資本金財務凈現值(稅后)減少了8562.97萬元，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%。
4.2針對上網電價下調擬采取的優化措施
就目前我國風電行業而言，上網電價下調和補貼滯后是影響風電場投資收益的兩大直接因素。因此，需通過優化設備選型及微觀選址、降低工程造價和建設成本、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的效益，促進風電產業的健康發展。
4.2.1優化設備選型及微觀選址
(1)合理布設測風塔，加強測風數據管理。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機構的意見后，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，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，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，以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，在設計院推薦布機方案的基礎上，邀請不同風機制造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準確掌握風能資源情況，消除或降低投資風險。
4.2.2控制工程造價，降低建設成本
(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，從而減少道路投資。
(2)采用裝配式升壓站。裝配式升壓站采用標準化配置，具有組裝方便、占地面積少、施工快捷、投資較低的特點，產品主要覆蓋35kV和110kV等級，在某些建設條件惡劣的地區可以考慮采用這種升壓站，以利于控制施工進度，節約工程投資。
(3)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，從而降低整個風電項目的投資。
(4)優化集電線路設計。據優化后的風機機位，采用多種路徑以及對架空、地埋等架設方式進行比較，從而優化集電線路設計，合理地、科學地降低集電線路的投資。
4.2.3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，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。
4.2.4加強設備管理，合理安排檢修時間
項目投運后，進一步提升現場管理水平，做好風機、箱變、升壓站等主要設備的日常巡檢，以及送出工程的健康管理和定檢工作，有預見性地進行設備診斷和維護，并結合項目風能資源特點和風機等設備的檢修要求，合理安排檢修時間，提高利用小時數，提高發電量。
4.3設計方案優化后項目的財務評價指標
對上述山地風電場項目進行設計方案優化后，項目總投資將降至98614.36萬元，節約總投資7713.17萬元。其中，道路建設節約投資910.10萬元，集電線路鋪設節約投資235.03萬元，升壓站節約投資801.02萬元，建設安裝及設備采購節約投資3699.45萬元，征地、水環保措施及管理等其他費用節約投資2067.57萬元。
在裝機規模和發電量均不變的情況下，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，并與原設計方案的財務評價指標進行對比，結果見表3。
由表3可以看出:通過優化風電場設計方案，可以合理降低工程造價，即使上網電價下調到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的收益。
表3設計方案優化前后某山地風電場項目財務評價指標的對比
5 結束語
綜上所述，雖然近幾年風電行業面臨上網電價多次下調的不利局面，但只要我們充分掌握所投資項目的資源稟賦，確定科學、合理的項目建設方案，積極采取應對措施控制好設備采購成本和建設安裝成本等，是可以保證項目合理的收益率的。風電等新能源是能源產業發展的趨勢和未來，國家出臺的一系列相關政策也有力地支持著風電等新能源產業的發展，其發展仍然是大有可為的。
作者簡介：
唐紅強1，馬麗瓊2，溫鵬3，杜瑤1
作者單位：
1.四川省能投風電開發有限公司
2.四川電力設計咨詢有限責任公司
3.成都勘測設計研究院有限公司（來源:天工開物TGCW 作者:唐紅強 馬麗瓊 溫鵬 杜瑤）
