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    歐洲典型國家海上風電平價上網的經驗與啟示
    2022-07-22 16:07
    來源:國家發展改革委
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      近年來,在能源綠色轉型理念指引下,很多國家將海上風電作為加快推進能源轉型的重要路徑。本文借鑒歐洲典型國家海上風電平價上網經驗,立足我國海上風電發展的實際情況和發展階段,探索解決我國海上風電平價上網的路徑,助力海上風電高質量發展,推動能源領域實現雙碳目標。

      一、海上風電裝機容量快速攀升,成本不斷下降

      1991年丹麥建成投產的Vineby海上風電項目,是全球首個真正意義上的海上風電場。與陸上風電相比,海上風電具有海上風能資源儲備豐富,風能質量高;海上風電利用效率高,同時不占用土地資源、對生產生活負面影響??;靠近負荷中心,送電距離短等優勢,發展潛力巨大。在全球“雙碳”目標的提出和能源轉型的推動下,風電技術不斷突破,海上風電裝機容量快速攀升,成本不斷下降。

      (一)裝機容量不斷攀升,我國新增裝機容量位居世界第一

      截至2021年底,全球海上風電累計裝機容量為57.2吉瓦,同比增長近60%,其中中國占48%,英國占22%,德國占13%。從新增裝機容量看,2021年呈爆發式增長,全球海上風電新增裝機容量21.1吉瓦,占全球新增總裝機容量的比重為22.5%;2021年新增海上風電裝機中中國占80%,英國占11%,越南占4%。(見圖1)

    1  20年以來全球海上風電裝機容量變化情況

      2022-2026年,全球海上風電預計仍保持較快增長趨勢,復合年均增長率(CAGR)為8.3%,累計新增裝機將超過90吉瓦,將主要分布在歐洲、北美和東亞。其中中國、英國、美國將是全球海上風電新增裝機的主要國家,預計分別為39吉瓦、11.6吉瓦和11.5吉瓦。2022年,中國海上風電搶裝潮后,新增裝機預計大幅減少,全球海上風電新增裝機預計回落至8.7吉瓦;2026年預計為31.4吉瓦。

      (二)海上風電成本持續下降,歐洲已步入平價上網時代

      隨著規模不斷擴大,海上風電成本持續下降。2014年全球海上風電平準化度電成本(LCOE)為1.56元,2017年為0.79元,2021年下半年降至0.57元。LCOE最低的國家包括荷蘭、丹麥、英國和中國,分別為0.46、0.49、0.50、0.52[1]。

      未來,海上風電機組投資成本將進一步下降。2021年全球海上風電資本支出基準為每兆瓦1678.75萬元,預計2028年將降至每兆瓦1625.03萬元。預計到2030年,全球海上風電LCOE將大幅下降。中國LCOE將降至0.34元,較2021年下降33.7%;德國LCOE將降至0.38元,較2021年下降18.6%;美國LCOE將降至0.46元,較2021年下降48.5%。

      目前,歐洲已步入平價時代,平均每度電低于0.5元,英國海上風電的招標電價已經下降至每度電0.35元,德國也實現了零補貼,目前計劃在2023-2025年投運的歐洲項目多數電價在每度電0.4元以下[2]。

      二、采取價格政策支持海上風電平穩有序發展,是歐洲國家的通行做法

      歐洲海上風電起步較早,發展較為成熟。從歐洲典型國家海上風電平價上網的歷程看,海上風電產業發展初期階段都采取了固定電價扶持政策,這是促進產業平穩有序發展的重要保障。

      (一)英國執行差價合約固定電價政策,穩定海上風電收益

      1. 海上風電整體情況。英國是海上風電發展領軍國家,累計裝機位居歐洲第一,2021年新增海上風電裝機2.3吉瓦。為滿足《2009歐盟可再生能源法令》要求,英國政府提出2030年可再生能源占比達到30%的計劃。英國海上風能資源較好。根據近年來海上風電發電數據,英國海上風電年等效利用小時數為3000-3500,其海上風電投資一直在國際上處于較高水平。

      2. 海上風電配套送出情況。英國海上風電場項目接入系統輸電設施(OFTO)包括海上升壓平臺至陸上并網點之間的全部設施,有海上升壓平臺、海上送出電纜、陸上送出電纜、陸上升壓站。OFTO分風場開發商建設后轉讓第三方運營商和運行商建設并運營兩種開發模式。不論OFTO選擇任一種開發模式,其運營都將交付于有資質的OFTO運行公司進行運營,以便滿足發輸電分離的監管要求。(見圖2

    2 英國某海上風電場接入系統示意圖

      3. 海上風電價格機制。英國風電政策主要由可再生能源義務(RO)和差價合約固定電價(CfD)構成。2017年前包括風電在內的可再生能源發電項目可在ROCfD之間任選其一。RO規定電力公司供電結構中必須有一定量的可再生能源電力。RO政策適用周期為20年,未來英國消費者的電費單中,將不再包括有RO項目的電費支出。CfD規定國有結算公司與發電企業簽訂長期合同確定合同價格,在交易過程中如果市場平均電價低于合同價,則向發電企業予以補貼至合同價;反之則發電企業返還高出的部分。

      (二)德國實施差別化初始電價執行期政策,確保海上風電合理收益

      1. 海上風電整體情況。德國在北海和波羅的海投入運營的400兆瓦海上風電,投資成本占比約四分之三,運行成本占比約四分之一。德國對海上風電的目標是到2025年總裝機容量達到11吉瓦,到2030年達到15吉瓦。

      2. 海上風電配套送出情況。德國采用現有陸上電網企業負責海上輸電線路建設、運營模式。德國政府對海上風電外送設施統一進行規劃,每個風電場集群都由政府委托TenneT公司(輸電公司)配套建設高壓換流平臺以提供并網服務,并且從海上到岸上的送出海纜及陸上輸電系統也都由TenneT公司負責,對海上電網的功能、技術、容量、工期、運營年限等提出具體要求,分界點為場內升壓站155KV GIS出口。風電場開發商只需要安裝建設風機、基礎、場內海纜及場內海上升壓平臺等設施,而無須投資建設外送電力設施。(見圖3

     德國某海上風電場接入系統示意圖

      3. 海上風電價格機制。德國依據可再生能源法(EEG)實行風電固定電價政策。根據最新EEG法案,2018年前建成投產的海上風電項目,初始電價為每度電1.33元,執行期為8年,第9-12年的初始電價為每度電1.05元,其后執行基本電價為每度電0.24元。2018年及以后建成投產的海上風電項目,初始電價為每度電1.05元,執行期為12年,其后執行基本電價為每度電0.24元。2018年后對于新建項目,依據投運時間,初始電價和基礎電價逐年降低7%。此外,對于不同的離岸距離和水深,采用了延長初始電價執行期的方式,對于海岸線超過12海里的,每滿1海里每度電1.05元的初始電價延長半個月;對于水深超過20米的每滿1米水深,每度電1.05元的初始電價延長1.7個月。[3]

      三、中央財政補貼取消后,我國海上風電新項目平價上網難

      中央財政補貼政策推動了我國海上風電高速發展,為我國海上風電彎道超車,打造全球海上風電制高點發揮了重要作用。中央財政補貼取消后,我國海上風電成本高難以平價上網,在地方政府相關政策不明確的情況下,海上風電發展前景不明。

      (一)中央財政補貼政策推動我國海上風電高速發展

      我國海上風電行業起步較晚。隨著引進國外先進技術,疊加政府政策引導扶持,裝機規模持續快速增長,逐步縮小了與歐洲成熟市場的差距。截至2020年底,全國海上風電累計裝機達到9吉瓦,占風電裝機的3.2%,主要分布在江蘇、福建、廣東和浙江等沿海省份;2020年新增裝機3.06吉瓦占全國海上風電累計裝機的34%;2021年新增裝機量達16.9吉瓦,是2020年全球海上風電新增裝機量的三倍。這種爆炸性增長主要是由于中央財政補貼最后期限推動海上風電項目加快投資形成。

      (二)新政策出臺后海上風電平價上網難,發展前景未明

      根據《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》, 2022年后新增海上風電不再納入中央財政補貼范圍,由地方按照實際情況予以支持?!蛾P于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》規定,對海上風電新建項目實施平價上網政策,上網電價自2021年起由當地省級價格主管部門制定。目前我國海上風電成本高,難以實現平價上網。主要體現在以下3個方面:

      1. 建設成本不斷增加

      我國海上風電產業鏈整體還處于發展的初級階段,設備制造企業多而不強,大容量機組技術及運行經驗不足,海上風機部分關鍵零部件仍需進口,國產化率較低。且隨著海上風電開發朝深遠海邁進,對海上風電技術要求增大,且海上升壓站建設點離岸距離更遠,相應送出線路的成本,如海底電纜等材料成本、施工船運輸成本都將不斷增加。

      2. 項目審批環節多周期長導致機會成本高

      海上風電項目核準前需取得海洋、海事等部門對海洋環評、海域使用論證、通航安全評估等多項批復,有的還需取得規劃、國土部門的規劃選址意見、土地預審意見等。海上風電項目核準涉及部門多、審批流程長、手續繁瑣復雜、協調起來困難,導致機會成本升高。

      3. 地方財政補貼政策不明確導致融資成本高

      中央財政補貼取消后,目前僅有廣東、浙江等少數省份已出臺或有意出臺地方補貼政策,其他沿海省市態度尚不明朗。如果地方不接力補貼,新增項目經營收益難以保障,甚至會出現虧損,社會投資意愿受到抑制,企業融資受影響,在一定程度上會抬高項目融資成本。

      四、海上風電上網價格不能一平了之,需要統籌規劃、綜合施策

      我國取消中央財政補貼政策后,海上風電面臨的突出問題就是成本過高,短期內無法通過自身努力降低成本實現平價上網。從歐洲海上風電平價上網歷程可以看出,無論英國還是德國都采取了一些扶持性政策,確保企業能夠獲取穩定收益?!?/span>十四五可再生能源發展規劃》提出,有序推進海上風電基地建設,鼓勵地方政府出臺支持政策,積極推動近海海上風電規?;l展,積極推進深遠海海上風電降本增效,開展深遠海海上風電平價示范。為實現上述目標,從近期看可以分地區研究制定海上風電補貼政策、統籌規劃疏導海上風電送出成本,從長期看要聚焦卡脖子技術,加強創新、降低成本。為促進政策的平穩實施,進一步推動我國海上風電產業從健康有序發展到高質量發展,提出以下建議:

      (一)綜合施策,構建海上風電政策儲備工具箱

      從全球能源發展趨勢看,很多國家已將海上風電作為未來能源發展的重要戰略。在我國綠色能源轉型中,海上風電將發揮越來越重要的角色。未來我國也將成為全球海上風電的引領者。針對目前新增項目成本高難以平價上網的問題,建議加強對海上風電的頂層設計,綜合施策,穩定產業發展。加強財政補貼、貸款優惠、稅收減免及創新扶持、研發激勵、參與綠色電力證書交易、參與碳排放交易等方面加強研究,構建政策工具箱。根據我國海上風電發展情況和階段特征,及時公布出臺相關政策組合,助力企業平價上網。

      (二)因地制宜,分地區研究制定海上風電補貼政策

      海域自然條件是影響海上風電成本的重要因素,我國海上風力資源分布與歐洲國家相比,情況更加復雜,不同省份面臨的風力資源豐富程度不同,而且海底的開發環境也存在較大差異。這些自然條件差異一方面影響到海上風電的建造安裝成本,另一方面對日常運維成本也會產生影響。另外,近遠海自然條件、新舊(柔直、常規)技術等差異,也會影響海上風電成本,也需要對這些成本疏導的需求和方式方法進一步研究。此外,不同地區的上網電價水平、財政收入高低、電力消納能力等各有特點,也會對補貼水平和方式等產生影響。

      因此,各地政府在出臺相關補貼政策時,應因地制宜、精準施策,充分考慮本地海上風電成本及變化趨勢,結合當地電量消納、財政等經濟社會發展情況。目前已有少數省份嘗試性出臺省級補貼政策,建議在此基礎上開展省際間調查研究分析,根據不同地區的綜合情況,提出地方性補貼等相關政策建議,加快出臺對補貼范圍、補貼規模、補貼期限等方面的指導意見,推動海上風電向平價平穩過渡。

      (三)統籌規劃,合理疏導海上風電配套送出工程成本

      為盡快實現并網,目前我國海上風電配套送出工程均由發電企業投資建設。隨著風電場建設逐漸走向深遠海,對送出線路的技術要求將不斷提高,相應配套送出工程的成本將不斷增加。從政策上看,《國務院辦公廳關于轉發國家發改委國家能源局關于促進新時代新能源高質量發展實施方案的通知》指出,接網及送出工程原則上由電網企業投資建設。從國外海上風電和國內其他發電企業發展實踐看,配套送出工程多是先期由發電企業建設再售賣或租賃給電網企業,或者直接由電網企業投資建設,最終納入輸配電成本。

      在取消中央財政補貼、實施平價上網后,配套送出工程成本難以通過上網電價疏導。另外,水電、核電等配套送出工程均由電網公司統一建設,這就導致海上風電無法與其他不含外送線路的能源公平參與市場競爭。因此,建議采取與國外海上風電和國內其他類型發電類似的處理方式,即已建成的配套送出工程由電網企業收購或租賃的方式承擔建設成本,考慮到這部分資產存量大,短期內建議以租賃方式為主;對新開發的項目,建議由電網企業統一出資建設。運維可由電網公司或電網公司委托海上風電企業負責。相應外送線路的投資與運營成本均通過納入輸配電價疏導。

      (四)加強創新,聚焦解決卡脖子核心技術

      關鍵風電機組是海上風電最為核心的設備,其性能和可靠性在很大程度上決定了風電場的投資收益。通過加強風電機組關鍵技術、核心部件的自主創新能力,聚焦海上風電卡脖子問題,加快實施海上風電設備國產化路線,提高風電機組運行穩定性,降低風電機組制造和運維成本。建議利用國家可再生能源基金等支持海上風電研發,鼓勵擁有完全自主知識產權的國產整機和零部件開發并給予一定的財政補貼,減少企業自主研發的風險,降低其開發成本。海上風電屬于國家支持的高新技術產業,應按照“重大技術裝備研制和重大產業技術開發規劃”的總體要求,給予海上風能企業一定的稅收和信貸優惠,增強產業的整體競爭力。

      (國家發展和改革委員會價格成本調查中心成本監審一處 王皓蕓、趙志珍、秦緒龍)

      
    [1] 均為加權平均值。此外,歐洲海上風電項目本身并不包括海纜及輸電的投資及運行成本,但為了與中國市場相比較,對歐洲海風數據增加了相應的海纜及輸電成本,下同。
    [2] 歐洲海上風電競拍電價對應為海上風電場升壓站(換流站)出口,不含海纜及外送線路。

    [3] 價格統計口徑與注2相同。

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