水电水规张佳丽：我国海上风电的成本收益敏感性分析

导读

海上风电初始投资大，风险性高，研究海上风电关键控制性因素和影响权重对保障项目财务收益率具有重要意义。本文在分析海上风电投资和分项结构变化的基础上，运用敏感性分析方法，分析投资、发电小时、电价、利率等各影响因素对资本金财务内部收益率的敏感性程度，并提出了减少可再生能源补贴需求、实现退坡机制的成本下降的策略路径。

引言

我国沿海地区海上风能资源丰富，电网接入和消纳条件较好，开发建设海上风电场是我国风电开发的重要方式之一。2009年，国家能源局组织启动海上风电规划工作，沿海各地区开展了海上风能资源调查和规划，在规划引导、特许权招标、电价政策出台的多重促进作用下，沿海各地区海上风电开发建设积极有序开展。我国海岸线漫长，各地海上风电风能资源和建设条件差异很大，海上风电的开发建设成本也不相同。目前，尚缺乏对全国海上风电开发成本的系统分析，难以掌握近年来海上风电成本构成和变化趋势及其对海上风电收益的影响，以及对后续上网电价变化的抗风险能力，制约了政府和开发企业投资决策。

为更好地支撑海上风电投资决策和抗风险性，本文剖析了海上风电开发成本及构成，对海上风电成本及收益敏感性进行分析，提出了我国海上风电成本降低策略，为海上风电场工程开发决策提供参考。

1、海上风电投资和结构

1.1 投资造价

近年来，海上风电建设进度加快，通过规模化带动产业化的发展，实现了海上风电大容量机组进入产业化应用时代，装备及技术快速突破，海上风电整体产业链逐步成熟，降低了投资造价水平。

2007年，我国首个海上风电试验机组在绥中油田正式建成，采用1台金风科技1.5MW风电机组进行试验示范，标志着我国海上风电发展取得实质性突破。该项目受规模小、离岸距离远、前沿科技成本高等因素影响，单位造价达到26667元/kW，度电成本0.364元/(kW·h)。2010年6月8日，亚洲第一个商业化运行的海上风电项目———上海东海大桥风电项目的34台3MW海上风电机组调试完毕，全部并网投入运行，标志着我国风电拉开海上开发的序幕，该项目也属于早期海上风电项目，造价达到23189元/kW，相对较高。

“十二五”期间，我国海上风电稳步发展，布局主要位于建设条件相对较好的华东沿海地区，海上风电工程投资概算见表1。从表1可知，2007年～2017年，工程造价水平呈现稳步下降趋势，从23189元/kW下降至15617元/kW，逐步逼近早期潮间带风电投资水平，降幅达到30%;单位电能投资从0.354元/(kW·h)降至0.224元/(kW·h)，下降幅度达到35%。可见，海上风电在控制投资造价水平降低的同时，进一步注重了发电效率的提升，进而实现了度电投资快速下降。

1.2 投资结构

近2年来，以华东沿海为代表的海上风电项目单位造价主要介于15000～18000元/kW。其中，设备及安装工程费用为9000～12000元/kW，占比约66%;风电机组部分投资为6700～7500元/kW，约占设备及安装工程费用的64%，对整体费用影响较大;塔筒约550元/kW，占比约为5%;相关电气设备费用约1000元/kW，占比约10%;建筑工程投资约3500～5500元/kW，占比约为24%，其中风电机组基础工程费用2800～3500元/kW;施工辅助工程费用主要包含施工码头、大型船舶(机械)进出场费、供水供电等费用，该项投资约150～250元/kW，占比约1%;其他费用包括用海用地费、前期工作费、资源补偿费、项目建管费、生产准备费等，投资为800～1200元/kW，占比约6%;预备费为300～500元/kW，占比约3%。

2、海上风电收益敏感性分析

2.1 不同地区收益测算

根据对我国海上风电场风能资源、造价水平的分析，按现行财税和电价政策，对不同建设条件下海上风电工程进行资本金财务内部收益率测算，结果见表2。若长江以北地区海上风电投资水平不超过17000元/kW、风能资源达到6.5m/s(发电小时大于2300h)，资本金内部收益率IRR基本能够满足8%的要求，具有一定的投资开发价值;若长江以南地区海上风能资源超过7.5m/s(发电小时大于2700h)，资本金收益率IRR基本可满足8%的要求，且具有较好的投资回报水平。

2.2 敏感性因素分析

通过单因素敏感性分析，研究投资、电量、电价、利率等因素分别变化为-15%～20%时，对资本金收益率IRR的敏感性影响结果。某海上风电项目，静态投资17000元/kW，年平均满负荷利用小时数为2400h，上网标杆电价为0.85元/(kW·h 含税)，资本金内部收益率IRR为8%。各因素变化对资本金财务内部收益率IRR敏感性分析计算结果见表3。

结合上述单因素敏感性分析结果，研究其对资本金财务内部收益率IRR的影响程度。采用敏感度系数ΔS作为评判指标，即当单因素作为自变量时，资本金财务内部收益率的变化率ΔIRR与该单因素变化率ΔF的比值。敏感度系数ΔS的绝对值越大，表明IRR对该项变化因素越敏感，反之亦然。测算结果见表4。从表4可知，在海上风电项目中，资本金财务内部收益率IRR对投资变化最为敏感，对发电量和电价变化敏感程度次之，对利率变化敏感程度最低。

3、海上风电开发成本下降策略

3.1 竞价调整

随着风电平价上网战略的进一步推进，海上风电产业将逐步推动上网电价下调或市场竞价等价格调整机制，进一步实现可再生能源补贴退坡机制。以敏感性最为强烈的投资和发电小时数作为单因素变量，测算海上风电电价下降步长为0.05元/(kW·h)

(含税)时，为保证项目资本金财务内部收益率8%，对应投资项和发电小时项应实现的控制性指标。

(1)基本方案。当海上风电项目上网电价为0.85元/(kW·h 含税)时，静态单位投资为17000元/kW，年平均满负荷利用小时数为2400h，资本金内部收益率IRR为8%。

(2)竞价方案。若上网电价降低0.05元/(kW·h)，即0.8元/(kW·h 含税)时，为确保收益率IRR达到8%，应控制海上风电项目投资降低至16000元/kW或发电小时数提高至2550h。若上网电价降低0.1元/(kW·h)，即0.75元/(kW·h 含税)时，应控制投资降低至14900元/kW或发电小时数提高至2720h。

可见，海上风电项目上网电价每降低0.05元/(kW·h 含税)，为实现收益率指标，对应控制降低投资1100元/kW或提升发电能力150h以上。

3.2 竞价策略路径

为做好海上风电项目，应对上网电价下调政策的影响，应将海上风电项目作为复杂系统工程看待，从前期工作、技术方案、设备选型、投资管理等方面做好相关应对策略，做好投资预算管理和控制，尽可能降低投资，并通过设计方案优化和风电机组选型，提升工程发电效率和电价，增加发电收入，进而降低项目开发风险。本文建议从以下3个方面做好海上风电项目管理工作:

(1)加强技术创新，提升海上风电设备性能。陆上风电经过几十年的发展，形成了适应多种自然环境气候的风电机组类型，如高原型、低风速型、抗凝冻型等，通过加长叶轮直径、提升单位扫风面积、加大轮毂高度等方式，将风电满负荷利用小时数提升30%，显着提高了风机发电能力，相关技术手段已走在世界前列。海上风电所处环境恶劣，风电机组系统成本高，可靠性差，维护量大，噪声污染严重，加之我国海上风电起步较晚，机组整体成熟性仍有待提高。因此，在满足海上风电机组安全性、耐久性要求的同时，需加大力度提高科技研发能力，不断自主创新，设计更具我国海上风电适用性的风电机组，推动大容量机组成熟化发展，加强成本较高环节的研发力度，促进成本不断降低。

(2)优化海上风电技术方案，提高发电效率和减少工程量。在海上风电项目操作层面，加强风资源评估、地质勘测以及环境影响，建立完善用海补偿机制的基础研究工作，深化针对性专业设计，优化技术方案，提升发电能力和节省工程量。结合风能资源变化特点，做好风电机组选型和微观选址工作，提高海上风电项目发电效率并减少电能损耗，通过优化技术方案可实现发电小时数提升300h以上，在上网电价下调0.1元/(kW·h)情况下，可满足基本财务收益率要求;另一方面，提升海上升压站集成化技术水平，优化风电机组基础型式，提升施工工艺及技术水平，在确保安全的前提下优化降低海上风电项目工程量，控制投资总量。

(3)控制投资管理水平，拓宽融资渠道。我国海上风电项目造价较高，通过分析设备购置费中风电机组、海缆、海上升压站，建安费用中施工、安装等费用和权重，明确海上风电成本控制的关键点。一是，随着海上风机的批量化生产，未来机组设备价格通过竞争进一步挤占额外空间，高于陆上风电机组价格重点体现在恶劣环境适应性和后期运行维护质保服务，机组造价将会有1000～2000元/kW的下降空间。同时，随着国内大截面高压海缆制造能力的提高，未来海缆等设备价格有望进一步下降。二是，目前大型施工企业已进驻海上风电施工安装领域，用于海上施工安装的大型船机设备数量大幅度增加，施工技术成熟化、基础型式多样化、设计方案稳定化、施工船机专业化程度不断完善，海上风电施工设备及安装能力不断提升，施工建设成本有望降低10%～15%。三是，从资本角度出发，拓宽投融资渠道，调动保险业在海上风电行业中的积极性，降低融资成本。通过拓宽直接融资渠道、完善民间融资机制、探索碳排放市场、出台鼓励海上风电企业投保政策以及建立有效的国际再保险渠道等，降低海上风电投融资成本。

总之，在国内海上风电电价下调背景驱动下，随着对海上风电更深的认识，以及大容量海上风电机组的国产化、批量化、施工设备及安装工艺的提高，海上风电总体建设成本下降空间可期。

结语

近几年，我国华东沿海海上风电稳步发展，2009年～2017年实际工程造价水平呈现稳步下降趋势，降幅达到30%，投资结构中各分项投资均呈降低趋势。海上风电项目资本金财务内部收益率IRR对投资变化的敏感性系数最大，且最为敏感，对发电量和电价变化敏感程度次之。在可再生能源补贴退坡机制的背景要求下，海上风电项目应加强技术创新，提升设备性能，优化技术方案，提高发电效率和减少工程量，提高投资管控能力，多措并举实现降本增效，以提升财务抗风险能力。