導讀

海上風電初始投資大，風險性高，研究海上風電關鍵控制性因素和影響權重對保障項目財務收益率具有重要意義。本文在分析海上風電投資和分項結(jié)構(gòu)變化的基礎上，運用敏感性分析方法，分析投資、發(fā)電小時、電價、利率等各影響因素對資本金財務內(nèi)部收益率的敏感性程度，并提出了減少可再生能源補貼需求、實現(xiàn)退坡機制的成本下降的策略路徑。

引言

我國沿海地區(qū)海上風能資源豐富，電網(wǎng)接入和消納條件較好，開發(fā)建設海上風電場是我國風電開發(fā)的重要方式之一。2009年，國家能源局組織啟動海上風電規(guī)劃工作，沿海各地區(qū)開展了海上風能資源調(diào)查和規(guī)劃，在規(guī)劃引導、特許權招標、電價政策出臺的多重促進作用下，沿海各地區(qū)海上風電開發(fā)建設積極有序開展。我國海岸線漫長，各地海上風電風能資源和建設條件差異很大，海上風電的開發(fā)建設成本也不相同。目前，尚缺乏對全國海上風電開發(fā)成本的系統(tǒng)分析，難以掌握近年來海上風電成本構(gòu)成和變化趨勢及其對海上風電收益的影響，以及對后續(xù)上網(wǎng)電價變化的抗風險能力，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電投資決策和抗風險性，本文剖析了海上風電開發(fā)成本及構(gòu)成，對海上風電成本及收益敏感性進行分析，提出了我國海上風電成本降低策略，為海上風電場工程開發(fā)決策提供參考。

1、海上風電投資和結(jié)構(gòu)

1.1 投資造價

近年來，海上風電建設進度加快，通過規(guī)模化帶動產(chǎn)業(yè)化的發(fā)展，實現(xiàn)了海上風電大容量機組進入產(chǎn)業(yè)化應用時代，裝備及技術快速突破，海上風電整體產(chǎn)業(yè)鏈逐步成熟，降低了投資造價水平。

2007年，我國首個海上風電試驗機組在綏中油田正式建成，采用1臺金風科技1.5MW風電機組進行試驗示范，標志著我國海上風電發(fā)展取得實質(zhì)性突破。該項目受規(guī)模小、離岸距離遠、前沿科技成本高等因素影響，單位造價達到26667元/kW，度電成本0.364元/(kW·h)。2010年6月8日，亞洲第一個商業(yè)化運行的海上風電項目———上海東海大橋風電項目的34臺3MW海上風電機組調(diào)試完畢，全部并網(wǎng)投入運行，標志著我國風電拉開海上開發(fā)的序幕，該項目也屬于早期海上風電項目，造價達到23189元/kW，相對較高。

“十二五”期間，我國海上風電穩(wěn)步發(fā)展，布局主要位于建設條件相對較好的華東沿海地區(qū)，海上風電工程投資概算見表1。從表1可知，2007年～2017年，工程造價水平呈現(xiàn)穩(wěn)步下降趨勢，從23189元/kW下降至15617元/kW，逐步逼近早期潮間帶風電投資水平，降幅達到30%;單位電能投資從0.354元/(kW·h)降至0.224元/(kW·h)，下降幅度達到35%。可見，海上風電在控制投資造價水平降低的同時，進一步注重了發(fā)電效率的提升，進而實現(xiàn)了度電投資快速下降。

1.2 投資結(jié)構(gòu)

近2年來，以華東沿海為代表的海上風電項目單位造價主要介于15000～18000元/kW。其中，設備及安裝工程費用為9000～12000元/kW，占比約66%;風電機組部分投資為6700～7500元/kW，約占設備及安裝工程費用的64%，對整體費用影響較大;塔筒約550元/kW，占比約為5%;相關電氣設備費用約1000元/kW，占比約10%;建筑工程投資約3500～5500元/kW，占比約為24%，其中風電機組基礎工程費用2800～3500元/kW;施工輔助工程費用主要包含施工碼頭、大型船舶(機械)進出場費、供水供電等費用，該項投資約150～250元/kW，占比約1%;其他費用包括用海用地費、前期工作費、資源補償費、項目建管費、生產(chǎn)準備費等，投資為800～1200元/kW，占比約6%;預備費為300～500元/kW，占比約3%。

2、海上風電收益敏感性分析

2.1 不同地區(qū)收益測算

根據(jù)對我國海上風電場風能資源、造價水平的分析，按現(xiàn)行財稅和電價政策，對不同建設條件下海上風電工程進行資本金財務內(nèi)部收益率測算，結(jié)果見表2。若長江以北地區(qū)海上風電投資水平不超過17000元/kW、風能資源達到6.5m/s(發(fā)電小時大于2300h)，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)價值;若長江以南地區(qū)海上風能資源超過7.5m/s(發(fā)電小時大于2700h)，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、利率等因素分別變化為-15%～20%時，對資本金收益率IRR的敏感性影響結(jié)果。某海上風電項目，靜態(tài)投資17000元/kW，年平均滿負荷利用小時數(shù)為2400h，上網(wǎng)標桿電價為0.85元/(kW·h 含稅)，資本金內(nèi)部收益率IRR為8%。各因素變化對資本金財務內(nèi)部收益率IRR敏感性分析計算結(jié)果見表3。

結(jié)合上述單因素敏感性分析結(jié)果，研究其對資本金財務內(nèi)部收益率IRR的影響程度。采用敏感度系數(shù)ΔS作為評判指標，即當單因素作為自變量時，資本金財務內(nèi)部收益率的變化率ΔIRR與該單因素變化率ΔF的比值。敏感度系數(shù)ΔS的絕對值越大，表明IRR對該項變化因素越敏感，反之亦然。測算結(jié)果見表4。從表4可知，在海上風電項目中，資本金財務內(nèi)部收益率IRR對投資變化最為敏感，對發(fā)電量和電價變化敏感程度次之，對利率變化敏感程度最低。

3、海上風電開發(fā)成本下降策略

3.1 競價調(diào)整

隨著風電平價上網(wǎng)戰(zhàn)略的進一步推進，海上風電產(chǎn)業(yè)將逐步推動上網(wǎng)電價下調(diào)或市場競價等價格調(diào)整機制，進一步實現(xiàn)可再生能源補貼退坡機制。以敏感性最為強烈的投資和發(fā)電小時數(shù)作為單因素變量，測算海上風電電價下降步長為0.05元/(kW·h)

(含稅)時，為保證項目資本金財務內(nèi)部收益率8%，對應投資項和發(fā)電小時項應實現(xiàn)的控制性指標。

(1)基本方案。當海上風電項目上網(wǎng)電價為0.85元/(kW·h 含稅)時，靜態(tài)單位投資為17000元/kW，年平均滿負荷利用小時數(shù)為2400h，資本金內(nèi)部收益率IRR為8%。

(2)競價方案。若上網(wǎng)電價降低0.05元/(kW·h)，即0.8元/(kW·h 含稅)時，為確保收益率IRR達到8%，應控制海上風電項目投資降低至16000元/kW或發(fā)電小時數(shù)提高至2550h。若上網(wǎng)電價降低0.1元/(kW·h)，即0.75元/(kW·h 含稅)時，應控制投資降低至14900元/kW或發(fā)電小時數(shù)提高至2720h。

可見，海上風電項目上網(wǎng)電價每降低0.05元/(kW·h 含稅)，為實現(xiàn)收益率指標，對應控制降低投資1100元/kW或提升發(fā)電能力150h以上。

3.2 競價策略路徑

為做好海上風電項目，應對上網(wǎng)電價下調(diào)政策的影響，應將海上風電項目作為復雜系統(tǒng)工程看待，從前期工作、技術方案、設備選型、投資管理等方面做好相關應對策略，做好投資預算管理和控制，盡可能降低投資，并通過設計方案優(yōu)化和風電機組選型，提升工程發(fā)電效率和電價，增加發(fā)電收入，進而降低項目開發(fā)風險。本文建議從以下3個方面做好海上風電項目管理工作:

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

(2)優(yōu)化海上風電技術方案，提高發(fā)電效率和減少工程量。在海上風電項目操作層面，加強風資源評估、地質(zhì)勘測以及環(huán)境影響，建立完善用海補償機制的基礎研究工作，深化針對性專業(yè)設計，優(yōu)化技術方案，提升發(fā)電能力和節(jié)省工程量。結(jié)合風能資源變化特點，做好風電機組選型和微觀選址工作，提高海上風電項目發(fā)電效率并減少電能損耗，通過優(yōu)化技術方案可實現(xiàn)發(fā)電小時數(shù)提升300h以上，在上網(wǎng)電價下調(diào)0.1元/(kW·h)情況下，可滿足基本財務收益率要求;另一方面，提升海上升壓站集成化技術水平，優(yōu)化風電機組基礎型式，提升施工工藝及技術水平，在確保安全的前提下優(yōu)化降低海上風電項目工程量，控制投資總量。

(3)控制投資管理水平，拓寬融資渠道。我國海上風電項目造價較高，通過分析設備購置費中風電機組、海纜、海上升壓站，建安費用中施工、安裝等費用和權重，明確海上風電成本控制的關鍵點。一是，隨著海上風機的批量化生產(chǎn)，未來機組設備價格通過競爭進一步擠占額外空間，高于陸上風電機組價格重點體現(xiàn)在惡劣環(huán)境適應性和后期運行維護質(zhì)保服務，機組造價將會有1000～2000元/kW的下降空間。同時，隨著國內(nèi)大截面高壓海纜制造能力的提高，未來海纜等設備價格有望進一步下降。二是，目前大型施工企業(yè)已進駐海上風電施工安裝領域，用于海上施工安裝的大型船機設備數(shù)量大幅度增加，施工技術成熟化、基礎型式多樣化、設計方案穩(wěn)定化、施工船機專業(yè)化程度不斷完善，海上風電施工設備及安裝能力不斷提升，施工建設成本有望降低10%～15%。三是，從資本角度出發(fā)，拓寬投融資渠道，調(diào)動保險業(yè)在海上風電行業(yè)中的積極性，降低融資成本。通過拓寬直接融資渠道、完善民間融資機制、探索碳排放市場、出臺鼓勵海上風電企業(yè)投保政策以及建立有效的國際再保險渠道等，降低海上風電投融資成本。

總之，在國內(nèi)海上風電電價下調(diào)背景驅(qū)動下，隨著對海上風電更深的認識，以及大容量海上風電機組的國產(chǎn)化、批量化、施工設備及安裝工藝的提高，海上風電總體建設成本下降空間可期。

結(jié)語

近幾年，我國華東沿海海上風電穩(wěn)步發(fā)展，2009年～2017年實際工程造價水平呈現(xiàn)穩(wěn)步下降趨勢，降幅達到30%，投資結(jié)構(gòu)中各分項投資均呈降低趨勢。海上風電項目資本金財務內(nèi)部收益率IRR對投資變化的敏感性系數(shù)最大，且最為敏感，對發(fā)電量和電價變化敏感程度次之。在可再生能源補貼退坡機制的背景要求下，海上風電項目應加強技術創(chuàng)新，提升設備性能，優(yōu)化技術方案，提高發(fā)電效率和減少工程量，提高投資管控能力，多措并舉實現(xiàn)降本增效，以提升財務抗風險能力。