唐紅強， 溫 鵬， 馬麗瓊， 杜 瑤

(1.四川省能投風(fēng)電開發(fā)有限公司， 四川 成都 610020； 2.中國電建集團成都勘測設(shè)計研究院有限公司， 四川 成都 610072；3.四川電力設(shè)計咨詢有限責(zé)任公司， 四川 成都 610063)

1 風(fēng)電等新能源代表著能源行業(yè)的未來

受化石能源日趨枯竭、能源供應(yīng)安全和保護環(huán)境等的驅(qū)動，多年以前發(fā)達國家和一些發(fā)展中國家就很重視風(fēng)能、太陽能等新能源的開發(fā)利用。風(fēng)能和太陽能具有分布廣泛、資源儲量大、不污染環(huán)境、不破壞生態(tài)、技術(shù)基本成熟、盈利模式成熟等特點，是21世紀(jì)最有發(fā)展前景的綠色能源，是人類社會可持續(xù)發(fā)展的主要新動力源。各國可再生能源發(fā)展目標(biāo)見表1。

表1 各國可再生能源發(fā)展目標(biāo)

2016年10月6日，聯(lián)合國秘書長潘基文與意大利總統(tǒng)馬塔雷拉會晤后向媒體發(fā)表講話指出，截至目前，已有73個國家正式批準(zhǔn)了氣候變化《巴黎協(xié)定》，這些國家的溫室氣體排放量占全球總量的58%以上。目前，《巴黎協(xié)定》跨過了生效所需的兩道“門檻”，并將于2016年11月4日正式生效。《巴黎協(xié)定》的正式生效，標(biāo)志著人類新經(jīng)濟時代的開始。而新能源將作為核心動力來啟動這個時代，風(fēng)電、光伏發(fā)電將會迎來新一輪爆發(fā)。

2 我國風(fēng)電發(fā)展目標(biāo)及現(xiàn)狀

2016年6月1日，國家主席習(xí)近平致第七屆清潔能源部長級會議和“創(chuàng)新使命”部長級會議賀信，他在信中強調(diào)，中國將貫徹“創(chuàng)新、協(xié)調(diào)、綠色、開放、共享”的發(fā)展理念，大力發(fā)展清潔能源，構(gòu)建低碳能源體系，推動全球可持續(xù)發(fā)展。習(xí)近平主席強調(diào)發(fā)展清潔能源再一次彰顯中國走綠色發(fā)展道路的決心。

2.1 我國風(fēng)電發(fā)展目標(biāo)

根據(jù)《中華人民共和國可再生能源法》《國務(wù)院關(guān)于加快培育和發(fā)展戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)的決定》《國家能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃》(2014-2020年)以及推動能源生產(chǎn)和消費革命的總要求，促進可再生能源開發(fā)利用，保障實現(xiàn)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(fā)展戰(zhàn)略目標(biāo)。

根據(jù)《國家能源局關(guān)于印發(fā)〈風(fēng)電發(fā)展“十三五”規(guī)劃〉的通知》(國能新能[2016]314號)，到2020年底，我國風(fēng)電累計并網(wǎng)裝機容量確保達到2.1億kW以上，其中海上風(fēng)電并網(wǎng)裝機容量達到500萬kW以上；風(fēng)電年發(fā)電量確保達到4 200億kW·h，約占全國總發(fā)電量的6%。要實現(xiàn)這一目標(biāo)，我國風(fēng)電發(fā)展仍有較大空間。

2.2 我國風(fēng)電發(fā)展現(xiàn)狀

截至2016年9月底，我國發(fā)電設(shè)備總裝機容量為15.5億kW，其中火電裝機10.3億kW，占總?cè)萘康?6.5%，仍是我國能源的主要供給來源；風(fēng)電裝機1.39億kW，僅占總?cè)萘康?.0%(見表2)。

表2 我國各類能源裝機情況

我國風(fēng)電2016年前三季度新增并網(wǎng)容量1 000萬kW，累計并網(wǎng)容量達到1.39億kW。其中，前三季度新增并網(wǎng)容量較多的省份是云南省(226萬kW)，風(fēng)電平均利用小時數(shù)較高的省份也是云南省(1 712 h)。

表3 2016年前三季度風(fēng)電并網(wǎng)運行情況

注：數(shù)據(jù)統(tǒng)計來自中電聯(lián)和電網(wǎng)公司調(diào)度口徑。

2.3 四川省風(fēng)電發(fā)展目標(biāo)及現(xiàn)狀

四川歷來被認(rèn)為是一個風(fēng)資源貧乏地區(qū)，風(fēng)力發(fā)電開發(fā)價值不大。2011年全省首個風(fēng)力發(fā)電場德昌風(fēng)電一期投產(chǎn)，并取得良好的社會效應(yīng)和經(jīng)濟效益，拉開了全省新能源產(chǎn)業(yè)快速健康發(fā)展的序幕。全省“十三五”規(guī)劃的風(fēng)電裝機容量約600萬kW，截至2016年9月底，全省并網(wǎng)風(fēng)電項目104萬kW，僅占全省總裝機容量的1%，發(fā)電量約占全省的0.5%，占比很小。

2016年8月22日國家能源局發(fā)布《關(guān)于四川省創(chuàng)建國家清潔能源示范省有關(guān)事項的復(fù)函》，同意將四川清潔能源示范省建設(shè)納入國家能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃，支持四川清潔能源示范省建設(shè)。此外還指出，四川要在提高水電調(diào)節(jié)能力基礎(chǔ)上，規(guī)劃建設(shè)風(fēng)電光伏發(fā)電基地，形成水、風(fēng)、光互補的現(xiàn)代化電力系統(tǒng)，大幅度提高可再生能源發(fā)電的可靠性和靈活性。

3 電價下調(diào)對風(fēng)電的影響

3.1 上網(wǎng)電價構(gòu)成情況

目前，我國風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價由兩部分組成，一部分是由國家電網(wǎng)負(fù)擔(dān)項目所在省份的脫硫燃煤機組標(biāo)桿上網(wǎng)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(fēng)力發(fā)電企業(yè)電價補貼，補貼資金由國家財政資金撥款、國網(wǎng)省電力公司支付，目前支付進度較為滯后。

2016年1月，財政部、國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)了《關(guān)于組織申報可再生能源電價附加資金補助目錄的通知》(財辦建[2016]9號)；但直到2016年9月，財政部等部門才聯(lián)合印發(fā)了《關(guān)于公布可再生能源電價附加資金補助(第六批)的通知》(財建[2016]669號)，覆蓋2014年1月到2015年2月底前并網(wǎng)投產(chǎn)的電站，補貼嚴(yán)重滯后將影響風(fēng)電項目的正常經(jīng)營。

3.2 陸上上網(wǎng)電價下調(diào)情況

(1)2009年7月20日，國家發(fā)展改革委印發(fā)了《關(guān)于完善風(fēng)力發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知》(發(fā)改價格[2009]1906號)，文件明確分資源區(qū)制定陸上風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價。按風(fēng)能資源狀況和工程建設(shè)條件，決定將全國分為四類風(fēng)能資源區(qū)，I類、Ⅱ類、Ⅲ類和Ⅳ資源區(qū)的標(biāo)桿上網(wǎng)電價分別為每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。上述規(guī)定自2009年8月1日起實行；2009年8月1日之前核準(zhǔn)的風(fēng)電項目，上網(wǎng)電價仍按原有規(guī)定執(zhí)行。

(2)2014年12月31日，國家發(fā)展改革委印發(fā)了《關(guān)于適當(dāng)調(diào)整陸上風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價的通知》(發(fā)改價格[2014]3008號)，文件明確對陸上風(fēng)電繼續(xù)實行分資源區(qū)標(biāo)桿上網(wǎng)電價政策。其中，將第I類、Ⅱ類和Ⅲ類資源區(qū)風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價每千瓦時降低2分錢，調(diào)整后的標(biāo)桿上網(wǎng)電價分別為每千瓦時0.49元、0.52元和0.56元；第Ⅳ類資源區(qū)風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價維持現(xiàn)行每千瓦時0.61元不變。上述規(guī)定適用于2015年1月1日以后核準(zhǔn)的陸上風(fēng)電項目，以及2015年1月1日前核準(zhǔn)但于2016年1月1日以后投運的陸上風(fēng)電項目。

(3)2015年12月22日，國家發(fā)展改革委印發(fā)了《關(guān)于完善陸上風(fēng)電光伏發(fā)電上網(wǎng)標(biāo)桿電價政策的通知》(發(fā)改價格[2015]3044號),對全國陸上風(fēng)電2016年上網(wǎng)標(biāo)桿電價和2018年上網(wǎng)標(biāo)桿電價進行了調(diào)整。其中2016年上網(wǎng)標(biāo)桿電價適用于2016年1月1日以后、2017年12月31日以前核準(zhǔn)的陸上風(fēng)電項目；2018年上網(wǎng)標(biāo)桿電價適用于2018年1月1日以后核準(zhǔn)的陸上風(fēng)電項目。2年核準(zhǔn)期內(nèi)未開工建設(shè)的項目不得執(zhí)行該核準(zhǔn)期對應(yīng)的標(biāo)桿電價。2016年以前核準(zhǔn)的陸上風(fēng)電項目但于2017年底仍未開工建設(shè)的，執(zhí)行2016年上網(wǎng)標(biāo)桿電價。

(4)2016年9月，國家發(fā)展改革委印發(fā)了《關(guān)于調(diào)整新能源標(biāo)桿上網(wǎng)電價的通知》(征求意見稿)，適當(dāng)降低保障性收購范圍內(nèi)2018年新建陸上風(fēng)電和2017年新建光伏發(fā)電等新能源標(biāo)桿上網(wǎng)電價，風(fēng)電電價調(diào)整情況具體見表4，上述規(guī)定自2017年1月1日起執(zhí)行。

表4 全國陸上風(fēng)電項目上網(wǎng)電價調(diào)整情況 元/kW·h

注：表中時間均為核準(zhǔn)時間，2年核準(zhǔn)期內(nèi)未開工建設(shè)的不得執(zhí)行該核準(zhǔn)期對應(yīng)的標(biāo)桿電價。

3.3 上網(wǎng)電價下調(diào)對風(fēng)電項目的影響

國家發(fā)展改革委能源研究所以及相關(guān)人士認(rèn)為 “風(fēng)電、光伏等新能源平價上網(wǎng)是大勢所趨”，但在實現(xiàn)平價上網(wǎng)之前，還必須配套解決補貼拖欠和“棄風(fēng)限電”兩大難題，否則行業(yè)發(fā)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(fā)電全額保障性收購管理辦法》，但目前我國全年棄風(fēng)發(fā)電量已近400億kW·h，棄風(fēng)區(qū)域主要集中在內(nèi)蒙古、甘肅等西部地區(qū)，部分區(qū)域棄風(fēng)率甚至達到了 50%以上。鑒于越來越嚴(yán)重的“棄風(fēng)限電”情況，通過下調(diào)上網(wǎng)電價可以在一定程度上遏制對規(guī)模的盲目追求，迫使投資者更為理性地作出決定；也可以通過下調(diào)上網(wǎng)電價倒逼風(fēng)機等主要設(shè)備成本下降，從而降低整個風(fēng)電場的工程造價，提升風(fēng)電行業(yè)的長期競爭力。因此，從長遠來講，我們認(rèn)為逐步下調(diào)風(fēng)電上網(wǎng)電價是有利的，但短期內(nèi)大幅下調(diào)上網(wǎng)電價將對風(fēng)電行業(yè)沖擊較大。

4 電價下調(diào)對某山地風(fēng)電項目的影響分析

某山地風(fēng)電場裝機容量為10萬kW，項目初步總投資為106 327.53萬元，運行期20年，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(wǎng)電價方案對項目進行財務(wù)指標(biāo)測算，具體結(jié)果見表5。

由表5數(shù)據(jù)可以看出，在其他條件不變的情況下，上網(wǎng)電價從0.60元/kW·h下降到0.55元/kW·h，雖然電價只下降了0.05元/kW·h，但發(fā)電利潤總額減少了24 071.08萬元，資本金財務(wù)凈現(xiàn)值(稅后)減少了8 562.97萬元，全部投資財務(wù)內(nèi)部收益率(稅后)降低了1.35%，資本金內(nèi)部收益率(稅后)降低了4.72%。

表5 某山地風(fēng)電場財務(wù)指標(biāo)匯總

5 針對電價下調(diào)擬采取的應(yīng)對措施

電價下調(diào)和補貼滯后將直接影響到風(fēng)電場的投資收益，需要通過優(yōu)化風(fēng)機設(shè)備選型、降低工程造價和運行成本，優(yōu)化風(fēng)機運行程序以及合理安排風(fēng)機設(shè)備檢修時間等方式來保證項目效益，從而促進風(fēng)電事業(yè)的健康發(fā)展。

5.1 優(yōu)化設(shè)備選型及微觀選址

公司將進一步加強組織協(xié)調(diào)，邀請設(shè)計院和相關(guān)風(fēng)機設(shè)備制造商進行討論研究，盡量選擇適合本項目特點的設(shè)備。在此基礎(chǔ)上，還將組織設(shè)計院和風(fēng)機制造商到現(xiàn)場進行微觀選址，優(yōu)選風(fēng)機機位，努力提高風(fēng)電項目發(fā)電量。

(1)合理布設(shè)測風(fēng)塔、加強測風(fēng)數(shù)據(jù)的管理。因山地風(fēng)電場地形和成風(fēng)條件較為復(fù)雜，針對擬開發(fā)區(qū)域，綜合風(fēng)電場設(shè)計院和測風(fēng)塔單位等專業(yè)意見后，合理布設(shè)測風(fēng)塔，加強測風(fēng)數(shù)據(jù)的日常管理，重點是大風(fēng)季、冰凍期測風(fēng)數(shù)據(jù)的管理，進一步摸清風(fēng)能資源情況。

(2)選擇合適的風(fēng)機機型。為充分利用風(fēng)能資源，在盡可能減少占地的前提下，選擇適合風(fēng)電場特點的更長葉片、更大單機容量的風(fēng)機機型，有利于提高風(fēng)電場發(fā)電量，保證風(fēng)電場收益。

(3)復(fù)核微觀選址方案。收集壓礦等邊界條件資料，在風(fēng)電場設(shè)計院推薦的布機方案的基礎(chǔ)上，邀請不同的風(fēng)機廠家共同參與風(fēng)電場微觀選址方案，并與項目業(yè)主一道進行現(xiàn)場復(fù)核，優(yōu)選風(fēng)機機位。

(4)風(fēng)險機位補充測風(fēng)。針對一些山地風(fēng)電場風(fēng)能資源存在較大風(fēng)險的機位進行補充測風(fēng)，采用同期數(shù)據(jù)對比等方式掌握風(fēng)能資源情況，消除或降低投資風(fēng)險。

5.2 控制工程造價、降低成本

隨著風(fēng)機等主要設(shè)備的技術(shù)進步和成本下降，風(fēng)電項目工程投資也會逐漸降低。在施工過程中，公司還將進一步加強施工質(zhì)量管理和運行維護管理，降低建設(shè)成本和運行成本，從而保證項目收益水平。

(1)優(yōu)化道路設(shè)計。邀請設(shè)計單位和運輸單位一并進行現(xiàn)場踏勘，對道路路徑和寬度進行優(yōu)化，減少開挖量和對地表的擾動，從而減少道路投資。

(2)采用裝配式升壓站。因裝配式升壓站采用標(biāo)準(zhǔn)化配置，所以其組裝方便，占地面積少，具備施工快捷和降低投資的特點，其產(chǎn)品主要覆蓋35 kV和110 kV等級。因此，在某些建設(shè)條件惡劣的地區(qū)，可以采用這種升壓站，有利于控制施工進度，節(jié)約工程投資。

(3)采用大容量的風(fēng)機，減少風(fēng)機機位，降低投資。在同等開發(fā)規(guī)模情況下，選擇更長葉片、更大單機容量的風(fēng)機，有利于減少風(fēng)機機位和占地面積，節(jié)約道路和集電線路投資，從而降低整個項目投資。

(4)優(yōu)化集電線路設(shè)計。根據(jù)優(yōu)化后的風(fēng)機機位，采用多種路徑以及架空、地埋等架設(shè)方式進行比較，從而優(yōu)化集電線路的設(shè)計，科學(xué)合理地降低集電線路投資。

5.3 優(yōu)化風(fēng)機運行程序，提高發(fā)電量

風(fēng)電場投運后，結(jié)合項目的實際運行情況，公司還將組織技術(shù)管理人員和風(fēng)機設(shè)備制造商，針對每個機位定制個性化的控制策略及相關(guān)參數(shù)，提高整體發(fā)電量。

5.4 合理安排風(fēng)機等設(shè)備的檢修時間、提高風(fēng)電場可利用小時

項目投運后，公司將進一步提升現(xiàn)場管理水平，做好風(fēng)機、箱變、升壓站主要設(shè)備等的日常巡檢和送出工程的健康管理與定檢工作，有預(yù)見性地進行診斷和維護。結(jié)合項目風(fēng)能資源特點和風(fēng)機等設(shè)備的檢修要求，合理安排設(shè)備的維護時間，提高發(fā)電量。

6 電價下調(diào)、優(yōu)化投資后的山地風(fēng)電場財務(wù)評價指標(biāo)

以前面介紹的某山地風(fēng)電場為例，對該項目進行了設(shè)計方案優(yōu)化，共節(jié)約投資7 713.17萬元(其中道路節(jié)約投資910.10萬元，集電線路節(jié)約投資235.03萬元，升壓站節(jié)約投資801.02萬元，建安及設(shè)備費節(jié)約投資3 699.45萬元，征地、水環(huán)保措施及管理等其他費用節(jié)約投資2 067.57萬元)，優(yōu)化后的項目總投資為98 614.36萬元，裝機規(guī)模和發(fā)電量不變，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(wǎng)電價方案對項目進行財務(wù)指標(biāo)測算，并與原投資方案進行對比，具體結(jié)果見表6。

表6 優(yōu)化投資前后財務(wù)指標(biāo)對比

由表6知，通過進一步優(yōu)化風(fēng)電場設(shè)計方案，可以合理降低工程造價。即使電價下降到0.55元/kW·h，也能保證項目全部投資財務(wù)內(nèi)部收益率(稅后)為7.55%，資本金內(nèi)部收益率(稅后)為13.88%，從而保證項目取得合理收益。