我国海上风电开发投资及相关问题分析

我国海上风电开发投资及相关问题分析

[摘 要]在全球风电市场稳步增长的背景下,我国风电市场也呈现快速发展的趋势:海上风电开发持续升温;风电大规模开发推动风能制造业急速扩张;风能配套市场潜力巨大。目前欧洲主要海上风电场的建设成本平均在1700欧元/千瓦左右。欧洲的兆瓦级海上风力发电机组每台每年的运行维护成本均不低于10.5万欧元。但可以预见随着海上风电场安装容量的增加和技术的成熟,海上风电的发电成本也将逐步降低。除高成本外,我国的海上风电投资还面临着现有的近海风能资源评估不精细、政策配套不完善、风机制造技术不成熟、设备本土化程度低等挑战。

[关键词]海上风电;投资趋势;投资成本

世界各国对能源安全问题和气候变暖问题的关注,以及发展中国家对电力需求的增加和日具竞争力的风电场建造成本,都决定了在各国政府的政策支持下全球风电市场将会稳步增长。全球知名增长咨询公司Frost&Sullivan的研究显示,近年来全球风电产业在总体上呈现持续快速的发展趋势。2008年全世界风力发电新增装机容量约2726万千瓦,比去年增长了29%,累计装机容量达1.21亿千瓦,增长了42%。2008年累计风电装机最多的10个国家占全球装机总量的86%,全球风力发电量为2600亿千瓦时,在全球总发电量中所占比例从2000年的0.25%上升至2008年的1.5%。

1 国内风电市场投资趋势分析

我国风电装机容量从2001年的40.2万千瓦上升到2008年的1215万千瓦,自2004年起中国风电装机增长率持续高于全球平均水平。据Frost&Sullivan预计2020年中国风电装机将突破1亿千瓦,2009—2020年累计装机的复合增长率将在20%~30%。近年来国内风电市场的发展表现为以下趋势:

1.1 政府支持力度加大,海上风电开发持续升温

目前发展新能源产业已不约而同地成为各地方政府培育经济增长点、调整产业结构的重要举措。即将出台的新能源产业振兴规划将大幅度提高国内风电装机规模。国家将重点建设以下6个千万千瓦级风电基地:甘肃酒泉千万千瓦级风电基地建设规划总装机容量为3565万千瓦;新疆哈密规划2000万千瓦;内蒙古规划建设5000万千瓦;河北规划在沿海和北部地区共建设1000万千瓦;江苏规划建设1000万千瓦,其中近海700万千瓦。

价格高于传统能源是新能源商业化运用的最大障碍,政策性补贴仍将是新能源开发的必要支持。我国对开发新能源的补贴采取全民支付方式,即现有电价中含有0.002元/千瓦时的可再生能源附加电价。在这一政策导向下,沿海各地政府纷纷出台当地海上风电开发规划:到2020年,江苏省在潮间带和近海将形成千万千瓦级风电基地;2020年,浙江省将确保建成270万千瓦近海风电场;广东大规模启动“向海要电”计划,粤电集团近期将正式启动开发湛江徐闻海上风电场……

1.2 风电大规模开发推动风能制造业急速扩张

目前,我国国内风电制造业已形成涵盖叶片、齿轮箱、发电机、塔架等主要零部件的生产体系。根据风电整机的供需情况来看,叶片和整机近两年投产的产能超过了未来两年预计的市场需求,即将出现产能过剩。

据统计国内主要风电整机厂商的产能扩张计划,2009—2010年整机市场有效产能分别达到了1100万、1900万千瓦左右。从对排名前三的华锐风电、金风科技和东方电气的产能推算,2009—2011年的产能将分别达到760万、1100万和1500万千瓦。而且中国目前生产风电整机的厂商大多是在2006—2007年开始研发,2009—2010年进入小批量生产阶段,这些风电整机厂家必将在未来几年展开激烈的市场争夺,产能过剩必将导致风电整机产品价格和利润率的下降。

1.3 风能配套市场潜力巨大

由于储能电池可以解决风力发电的间歇性对电网的冲击问题,保证电网输电的连续性和稳定性,当并网式大型风能发电场装机容量占所在电网系统总容量比例达10%以上时,就需要储能电池来稳定电压。因此,风力发电配套产业中的储能电池市场蕴藏着巨大的投资机会。大型风电场储能电池的容量均在兆瓦以上。储能电池在电网中可以有效利用峰谷差价、提高输配电设备效率、解决局部电压控制问题、提高用电可靠性和改善电能质量。随着风力发电的快速发展,储能电池将成为电网安全、稳定和高效运行的重要配套设备。

2 海上风电项目投资成本分析

截至2008年年底,全世界海上风电的装机容量约1471兆瓦,占世界总风电容量的1%。据欧洲风能开发组织统计,2008年年底各国在建和规划建设的海上风电装机容量多达37441.83兆瓦。

目前,世界上近30个海上风电项目,大部分集中在欧洲包括比利时、丹麦、芬兰、德国、爱尔兰、意大利、荷兰、瑞典和英国等国家,亚洲地区如日本和中国近年来也开始建设海上风电项目。为减少建造和维护费用,绝大多数项目安装在

浅水中,深度低于20米,离岸线距离不远于2万米。表1描述了几个欧洲典型海上风电场的建设国家、日期、风机单机容量和总投资。从表中可以看出欧洲海上风电的造价较高,以近2年投产的3个项目的平均建设成本来看,单位千瓦造价在2300欧元左右,相比欧洲陆上风电1300欧元的单位千瓦造价水平要高出约80%。

海上风电场投资成本要远远高于陆上风电场的投资成本,相对于陆上风电场,海上风电场增加的投资成本主要来自于海上风电的基础、升压变电设备和主电缆及风机间连接电缆,其他如设备安装、电网连接、运行维护等也占建设投资相当大的部分。海上风电基础的投资成本随海水深度的增加而增加,甚至可以占到总成本的30%;海上风电基础造价高的原因在于技术含量和施工难度很高,需要保证风电设备在寿命期内能够承受海浪冲击、盐雾腐蚀等恶劣条件的影响。运行维护成本每年至少不低于机组成本的5%投入或总投资的2%左右。此外为了满足海上运行条件而针对海上机组进行的一些特殊设计,如防腐、除湿、抗台风等,所增加的成本可达风力发电机组成本的20%。不同的风电场所处的海域,其海水深度、离岸距离等会有很大的不同,导致各部分所占总成本比例会有很大变化。

由图1可见,与陆上风电场投资成本相比,海上风电场投资成本增加最多的是支撑结构,其次是电网连接和安装成本方面。

英国哈桑公司(Garrad Hassan)利用其GH成本分析模型,也为一个具有代表性的500兆瓦海上风电项目导出了海上风电资金成本构成(见图2)。GH成本分析模型中各项成本的高低取决于距海岸的距离、水深和安装市场。

目前已建成或正在建设的海上风电场主要分布在西北欧,从表1可见:西北欧主要海上风电场的建设成本平均在1700欧元/千瓦左右。由于丹麦海上风电场建设起步较早,技术和安装设备方面也相对比较成熟,所以他们的建设成本略低于平均水平,平均单位千瓦成本控制在1500欧元左右。英国的Robin Rigg风电场平均单位千瓦成本高达2722欧元。

丹麦的Horns Rev、Nysted海上风电场,瑞典的Lillgrund海上风电场均居世界首位,它们的离岸距离在7~20千米,水深基本在7~15米,平均单位千瓦成本在1650~1800欧元。根据国外多个海上风电场投资的统计数据显示,海上风电场每千瓦时电成本在0.08～0.10欧元。但专家们预测,这个价格有望在未来降到0.04～0.06欧元/千瓦;到2020年海上风电场投资成本(静态环比)将降到相当于1995年的50%～75%。目前,欧洲的兆瓦级海上风力发电机组每台每年的运行维护成本均不低于10.5万欧元。

通过对欧洲主要海上风电场投资成本统计的分析可知,海上风电场投资成本一般比陆上风电场投资成本高出1～2倍。虽然建设成本相对较高,但海上风电场拥有优越的风资源、不占用陆地面积等显著优点,其经济价值和社会价值正得到越来越多的认可。同时,随着海上风电场安装容量的增加和技术的成熟,其成本必然会有所下降,海上风电的发电成本也将逐步降低。

3 我国海上风电投资面临的挑战

3.1 现有的近海风能资源评估不精细

近海风能资源状况是海上风电项目经济性最重要的影响因素之一。风能资源前期测量数据准确性要求越高,投入资金就越多。目前,国内对近海风能资源蕴藏量的评估大部分是根据气象站观测数据统计分析获得的,技术可开发量是在这个基础上估算出来的,缺乏针对风力发电具体需要所做的详查数据,目前开展的资源评价研究结果,还不能完全满足海上风电场工程项目建设的需求。迫切需要建立沿海风能资源详查观测网,并对所测数据按照近年来国际通用的规范进行资源总量评估,进而采用数值模拟技术编制高分辨率的风能资源分布图,通过测风资料的整理与数值模拟研究评估风能资源技术可开发量。更重要的是应该利用GIS(地理信息系统)技术将电网、道路、场址可利用土地、环境影响、当地社会经济发展规划等因素综合考虑,进行经济可开发储量评估。

3.2 政策配套不完善,导向性作用不明显

在目前的技术水平下,包括风电在内的可再生能源发电还不具备与常规能源发电进行竞争的能力,因此国际上一些风电产业发展较好的国家,在起步之初都不无例外地得到了本国政府在政策上的大力扶持。

海上风场选址的位置、离海岸的距离、海水的深度以及海床的条件都决定了海上风电的高成本。因此发展海上风电需要一个较为完善的法律框架以及适当的上网电价,以保证行业健康的发展。据了解,海上风电比较发达的丹麦、英国、德国等国家,在能源、审批、财政等方面都有一整套政策体系予以支持。例如,实行一站式海上风电项目审批程序、提供发电补贴、减免税收和绿色认证收益、共享数据技术资源、建立海上风电联网机制等。

我国政府和一些地方部门尽管已出台了一些扶持风能发展的政策,但我国许多风电法律条款过于笼统,许多鼓励措施难以起效,有的还不尽合理。如我国虽然制定了一系列的减免税收措施,但风电场向电网售电需交纳增值税,风电无进项抵扣,因此实际税赋大大高于煤电;政府对风电企业的融资支持不够,企业难以取得低息长期的商业贷款;没有对风电企业固定资产加速折旧的优惠政策;设备进口关税不尽合理,整机设备进口免关税,而零部件进口则需支付3%的关税,不利于风机的国产化;国内贷款利率还贷期限没有优惠,导致风电企业还贷压力太大,上网电价过高,用户难以承受。

3.3 风机制造技术不成熟,设备本土化程度低

我国风电产业起步相对较晚,国内生产的风电关键部件技术不够成熟,缺乏基础研究积累和人才,研发能力有待提高。大型兆瓦级风电机组的总体设计技术和重要零部件的设计制造技术尚未掌握,自主创新能力薄弱,缺乏具有自主知识产权的风电技术。目前国内引进的许可证,有的是国外淘汰技术;有的图纸虽然先进,但受限于国内配套厂的技术、工艺、材料等原因,导致国产化的零部件质量、性能均低于国际水平。购买生产许可证技术的国内厂商要支付昂贵的技术使用费,其机组性能价格比的初期优势不明显。应尽快建立国家级风电技术研发机构,整合国内现有技术资源进行基础性、公共性技术研发;建立健全风电设备的技术标准、检测和认证体系,推动风电技术进步、保证风电产品质量、促进成本降低;建设大型风能实验设施,支持新产品的实验和检测认证。

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